狮子沟构造带裂缝储层保护钻井液配方

王双威, 张 闯，张 洁，谯世均，赵志良，张 蝶

(1.中国石油集团工程技术研究院有限公司, 北京 102206；2.青海油田钻采工艺研究院，敦煌 736202)

1 储层概况及储层损害因素分析

1.1 储层概况

英西狮子沟构造主要储集层为下干柴沟组上部E32地层，储层为高盐度，较深湖沉积，陆源碎屑-碳酸盐-膏盐混积特征明显。主要发育泥质白云岩夹少量重力流沉积碎屑岩。岩性扫描测井结果表明除了盐岩，地层中矿物成分包括了黏土矿物、硅质矿物、方解石、白云石、铁白云石、黄铁矿、菱铁矿、硬石膏等，碳酸盐含量为30%左右[3]，胶结弱，有潜在速敏损害。如图1所示，狮23井和狮43井主力储层含有20%左右的黏土矿物，主要为伊利石(23%～49.8%)、伊蒙混层(12.57%～55.2%)、蒙脱石(0～38.55%)和绿泥石(7.1%～19%)，具有潜在水敏、碱敏损害。如图2所示储层岩石扫描电镜图像证明，缝洞是储层主要的储集空间和渗流通道，狮子沟构造的裂缝主要为矿物充填缝为主，其次为不规则裂缝和水平缝[4]。斜交缝宽度最大，一般2～10 mm，最宽可达25 mm，延伸长，此外有少量的张开缝。垂直裂缝长度较短，延伸受岩性影响，缝宽可大于1 0 mm，宽裂缝易被充填。狮子沟宏观裂缝的孔隙度为0.05%～0.75%，渗透率为(2.1～22.5)×10-3μm2，微观裂缝的孔隙度为0.1%～0.76%，渗透率为(0.2～5.2)×10-3μm2[5]。

图1 狮子沟构造带岩心黏土含量

图2 狮子沟构造带岩心扫描电镜

1.2 储层损害因素分析

狮子沟构造带储层以裂缝性灰云岩为主，缝洞发育，压力系统差异大(储层压力1.5～2.0)，为降低井控风险，实钻过程中普遍采取高密度钻进，井底正压差作用下，钻井液大量侵入储层，钻井液固相封堵储层裂缝，液相造成敏感性伤害和水锁伤害[6]。以狮204井为例，狮204井完钻井深3 036 m，固井完井方式。二开揭开高压层2 644～2 649 m 段时曾发生井漏，漏失钻井液1 176.2 m3。如图3所示为狮204井生产曲线，该井在2 650～2 660 m 层射孔，酸化、投产日产油小于5.4 t，53 d后发现返钻井液，替浆洗井后日产油26 t，说明钻井液侵入储层造成严重的储层伤害。

图3 狮204井生产曲线

2 现场储层保护剂及体系优选

取现场7种储层保护剂和3套钻井液体系，室内评价了储层保护剂的粒径分布、溶解率，钻井液的动态滤失量和动态渗透率恢复值。优选出了适用于缝洞发育储层的储层保护剂和钻井液配方。

2.1 储层保护剂优选

影响储层保护剂对储层孔隙屏蔽暂堵效果的因素主要包括储层保护剂的溶解率以及储层保护剂粒径分布与储层主要储集空间尺寸的匹配性。Hands等[7]依据理想充填理论，提出了便于现场实施的D90规则，即当暂堵剂颗粒在其累积粒径分布曲线上的D90值与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时，可取得理想的暂堵效果。暂堵剂在成功封堵储层流动通道后，通过酸洗或与储层油气资源接触后溶解程度越高，储层保护效果越好。因此检测了储层保护剂的粒径分布和总体酸溶、油溶率。

2.1.1 储层保护剂酸溶、油溶率测定

1)实验方法

(1)将式样搅拌均匀，称取20 g放入300 mL烧杯中，加入200 mL蒸馏水稀释，用玻璃棒搅拌均匀。

(2)将4只20 mL的带密封盖的离心管洗净，在(105±2)℃条件下烘干至恒重，称其质量，然后分别加入上述液体15 g。将离心管放入离心机中，在2 000～3 000 r/min下离心15 min，倒出上部液体。再加入蒸馏水15 g，用玻璃棒搅拌均匀，再离心后倒出上部液体，直到上部液体变清，否则继续离心。

(3)将离心管与沉淀放入电热恒温干燥箱中，在(100±2)℃条件下烘干至恒质。将离心管放入干燥器中，30 min后取出称其质量，然后分别在四只离心管加入15%HCl溶液15 g(或煤油15 g)，将离心管盖上盖，放入80 ℃恒温水浴中，每隔 10 min 搅拌一次，2 h后取出。

(4)将离心管放入离心机中，在2 000～3 000 r/min下离心15 min，倒净上部HCl溶液(或煤油)，将离心管放入(100±2)℃电热恒温干燥箱中烘干 4 h，取出置于干燥箱中，30 min后称其质量。

(5)然后分别在四只离心管加入15 g煤油(或15%HCl溶液15 g)，将离心管盖上盖，放入80 ℃恒温水浴中，每隔10 min搅拌一次，2 h后取出。

(6)将离心管放入离心机中，在2 000～3 000 r/min下离心15 min，倒净上部煤油(或15%HCl溶液15 g)，将离心管放入(100±2)℃电热恒温干燥箱中烘干4 h，取出置于干燥箱中，30 min后称其质量。

通过步骤(1)～(6)可以测得储层保护剂的酸溶油溶率；通过步骤(1)～(4)可以测得储层保护剂的酸溶率或油溶率。

2)实验结果

评价了白沥青NFA-25、硅藻粉、微晶纤维TP-6、非渗透处理剂BDY-2、酸溶性矿物纤维SQ-2、聚合物封堵剂YDW、超细碳酸钙XY的酸溶率、油溶率，如表1所示。7种封堵剂中酸溶率最高的处理剂为XY，油溶率最高的处理剂为NFA-25；NFA-25、XY、SQ-2、TP-6整体溶解率在60%以上，可以作为储层保护剂。在储层酸化改造过程中，酸液可能不能波及所有污染区域，酸溶性材料XY与油溶性材料NFA-25配合使用，可以增加酸液波及不到区域封堵剂的解堵。

表1 储层保护剂油溶、酸溶性评价

2.1.2 储层保护剂的粒径分析

使用使用HORIBALA-950型激光粒度分析仪，测定了4种溶解程度较高储层保护剂的粒度分布情况，测试结果如图4所示，NFA-25、XY、SQ-2、TP-6的D90粒径分别为825.3、35.37、52.58、35.09 μm，粒径分布范围为3.78～903.26 μm。储层使用的屏蔽暂堵剂呈颗粒状，粒径较储层裂缝宽度较小，难以在较短时间内封堵裂缝通道。需要复配纤维类暂堵剂，增加对裂缝入口的封堵，减少固相颗粒侵入裂缝深度，加快致密泥饼形成。

图4 储层保护剂粒径分析

2.2 储层段钻井液体系优选

取4种现场钻井液及储层段岩心，评价了各钻井液的动态渗透率恢复值。如表2所示，密度为2.02的盐水聚磺钻井液渗透率恢复值为41.77%，密度为1.60的盐水聚磺钻井液渗透率恢复值为68.09%。盐水聚磺钻井液中的屏蔽暂堵剂粒径相对于储层裂缝较小，动态滤失量大，整体渗透率恢复值较低。钻井液中的固相含量越高，渗透率恢复值越低。密度为1.60的聚胺有机盐钻井液渗透率恢复值为84.50%，密度为1.80复合有机盐渗透率恢复值为85.52%。聚胺有机盐和复合有机盐中加入了大颗粒暂堵剂NFA-25，动态滤失量低。使用有机盐加重后钻井液中固相含量低，密度为1.80复合有机盐比密度为1.60聚胺有机盐渗透率恢复值相当，因此复合有机盐钻井液体系的储层保护效果最佳。

表2 现用钻井液储层保护效果评价

3 复合有机盐钻井液配方优化

通过储层伤害因素分析以及现场储层保护剂性能评价可知，复合有机盐钻井液配方对储层的主要伤害因素有以下两点。

(1)对于较大裂缝和缝洞，储层保护剂封堵能力不足，油溶率较低。在较大井底正压差作用下，钻井液沿裂缝通道长驱直入，在裂缝中形成封堵层[8]，并沿裂缝面对储层形成网络状伤害带。酸化过程中难以保证波及所有伤害区域，加之污染颗粒油溶率较低，无法再储层油流中溶解，造成长期固相颗粒伤害。

(2)对于微裂缝，缺少水锁损害预防。可采取在工作液中添加适合的表面活性剂以降低界面张力的方法来防止或减轻水锁损害[9-11]。储层微裂缝具有裂缝通道半径小，裂缝面大，毛细管作用力强，易吸收外来流体。特别的，缝洞型性气藏在长期的蒸发作用下，损失大量水分，导致初始含水饱和度低。接触外来水基工作液时，存在强烈的水锁伤害趋势。

针对复合有机盐配方在储层保护方面的不足，研发了低聚有机硅防水锁剂和可酸溶纤维与可酸溶、油溶颗粒材料复配的储层保护剂。新的储层保护剂加入钻井液后可以提高钻井液对裂缝的封堵能力以及侵入储层钻井液返排率，提高钻井液储层保护效果。

3.1 低聚有机硅防水锁剂性能评价

如图5所示，研发的新型低聚有机硅防水锁剂具有支链化结构，含有耐温性磺酸基、Si—C，抗温可达150 ℃以上。储层岩心与钻井液滤液的接触角为15°，加入0.2%OP-10后接触角为25°，加入0.2%十二烷基苯磺酸钠(SDS)后接触角为28°。新型防水锁剂具有强大的降低表面张力能力，当加量为0.2%时，可将钻井液滤液表面张力将至20 mN/m，接触角提高至120°以上，降低侵入储层钻井液的返排压力。与常规防水锁剂相比，有机硅防水锁剂本身是一种消泡剂，加入钻井液中不会起泡，不会影响钻井液体系的密度和流变性。

图5 低聚有机硅防水锁剂分子式

3.2 复合储层保护剂的性能评价

对于裂缝性油气藏，纤维可以大大减少致密泥饼形成时间。当直纤维进入裂缝储层时，由于纤维长度远远大于裂缝宽度，此时就很容易在裂缝口处形成架桥，同时捕获随后经过的纤维、颗粒，从而相互牵扯形成网架结构[12]，对裂缝进行成功封堵。颗粒类暂堵剂可以进一步提高泥饼的致密程度，形成“双保险”，最大程度的阻止钻井液侵入储层。研发了长度为0.1～0.5 mm，120 ℃条件下酸溶率为92%的可酸溶纤维。将可酸溶纤维和现场颗粒类暂堵剂结合，优化各暂堵剂比例形成了一种复合储层保护剂。复合储层保护剂整体酸溶率为63.5%，油溶率34.1%，整体溶解率达95.1%。复合暂堵剂加入复合有机盐钻井液配方后对裂缝岩心的封堵率达99%以上。封堵率实验结束后，将岩心裂缝剖开，测量钻井液侵入裂缝深度为0.53 cm。说明优化后的复合有机盐体系对裂缝的封堵层建立时间短，致密程度高。

3.3 优化后复合有机盐钻井液性能评价

在现场复合有机盐钻井液中加入0.2%低聚有机硅防水剂和4%复合暂堵剂后测定了钻井液的常规性能和动态渗透率恢复值。实验结果如表3～表4所示。加入储层保护剂后钻井液轻微增粘，但是变化程度小，滤失量明显降低。渗透率恢复值实验结果显示，实验过程中，动态滤失量为0。防水锁剂与复合暂堵剂协同增效，可使现有钻井液渗透率恢复值提高至92.24%。大大提高了钻井液的储层保护效果，有助于勘探过程中储层产能的发现。

表3 储层保护剂对钻井液常规性能影响

表4 岩心渗透率恢复值实验

4 结论

(1)英西狮子沟区块储层缝洞发育，裂缝是主要的储集空间和渗流通道，是储层保护的重点对象。水锁伤害是钻井液对储层微裂缝的主要伤害因素，固相颗粒伤害是钻井液对较大裂缝和溶洞的主要伤害因素。

(2)现场储层段使用的3种钻井液中，复合有机盐钻井液的储层保护效果最佳，动态污染岩心后，渗透率恢复值为85.52%，钻井液中固相颗粒的粒径分布和固相含量对钻井液储层保护效果影响显著。

(3)在复合有机盐钻井液中加入低聚有机硅防水锁剂和纤维-颗粒复合暂堵剂后，钻井液的流变性基本稳定，钻井液的滤失量显著降低。

(4)在复合有机盐钻井液中加入低聚有机硅防水锁剂和纤维-颗粒复合暂堵剂，将钻井液的渗透率恢复值平均提高至92.24%。