呼图壁低压水敏储层保护钻井液技术

党文辉，张 弘，叶 成，张 楠，李亚东

（1.新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206）

呼图壁储气库是目前国内规模最大的地下储气库，注采气量位居全国首位，已建成总库容117亿m3，形成调峰能力45亿m3[1]。为建成中国石油西部储气中心，呼图壁储气库持续扩容增效，2018年呼图壁储气库部署注采水平井1口。前期完钻HUHWK2井的钻井实践表明，水平井钻完井的综合时效较低，储层保护难度大，主要表现为：呼图壁气藏型储气库埋藏深达3 500~4 000 m，四开钻井液的密度为1.15~1.24 g/cm³，目的层紫泥泉子组原始地层压力系数为0.96，经过多年开采，系数降至0.47。低压地层长水平段钻进中，漏失严重，钻井液长时间浸泡及漏失导致井筒工作液大量侵入储层[2⁃3]。另外，目的层膨胀性黏土矿物含量较高[4]，且属于中、低孔和中、低渗储层，储层物性一般，水敏、水锁损害的可能性较大。综上，呼图壁储气库急需解决强水敏低压储层的保护问题。

关于水敏储层保护技术，国内外从储层损害机理、黏土抑制和暂堵等方面开展了大量研究。水敏储层损害的主要形式为黏土矿物水化膨胀、溶蚀分散和分散运移。采取的措施包括：阳离子黏土稳定剂，吸附在黏土晶面，避免水分子进入层间；黏土抑制剂，主要是钾盐、铵盐、钙盐以及一些聚合物[5⁃6]。另外，针对低渗低压储层采取屏蔽暂堵措施，提高钻井液的封堵性能；同时改变岩石表面性质，减弱毛管效应，提高侵入液体的返排能力[7⁃8]。未对储气库的低压水敏储层保护钻井液开展针对性研究。本文以呼图壁储气库紫泥泉子组储层为对象，通过储层理化性能分析，揭示了储层损害的主要机理，提出了储气库水平井防水锁、强抑制、提高暂堵能力的钻井液技术对策。优选出以胺基抑制剂为核心处理剂的胺基钻井液体系，并基于“最优充填”桥堵理论优化暂堵颗粒粒级分布。室内评价和现场应用结果表明，其水敏性低压油层保护效果优良。

1 储层损害机理分析

呼图壁储气库目的层紫泥泉子组储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩，岩石颗粒以细砂级和粉砂级为主，岩心分析孔隙度分布在3.00%~27.90%，平均为15.09%，水平渗透率为0.03~1 300.00 mD，平均为9.16 mD。孔喉分选系数中等，孔隙峰态好，排驱压力为0.02~1.55 MPa，平均为0.46 MPa，最大连通孔喉半径为42.93~0.44μm，平均为5.60μm。该区属于中、低孔和中、低渗储层，夹层以泥岩为主，较为发育。对于低渗储层应当特别注意合理开采和油气层产能保护，防止钻完井过程中造成产能损害，特别是水锁、水敏损害[5⁃6]。地层水型为NaHCO3型，总矿化度为12 000~16 000 mg/L。入井流体应尽量避免Ca2+、Mg2+侵入，并保持合理的pH，以防止形成无机垢，堵塞地层孔喉。为有效抑制伊蒙混层的水化膨胀，应保持入井液的矿化度高于地层水的矿化度。

1.1 地层矿物组分分析

储层矿物组分，特别是膨胀性黏土矿物含量影响岩石的水化膨胀能力、岩石力学性质、孔隙结构和气体吸附能力[9]，可为全面分析该区储层损害潜在因素及井壁不稳定因素提供依据。表1为取自紫泥泉子储层岩屑样品的X衍射全岩矿物和黏土矿物分析结果。由表1可知，目标层位主要以黏土矿物、石英和长石为主，黏土矿物质量分数较高，大于28.0%；黏土矿物成分主要以伊蒙混层矿物为主，质量分数80.0%以上，其次为伊利石和高岭石。伊蒙混层具有非膨胀性，与膨胀性黏土相间，遇到矿化度较低入井液会发生水化，导致非均匀性膨胀；伊利石聚集物在淡水中会发生分散，其分散运移会造成渗透率降低。因此该区储层膨胀性矿物质量分数较高，具有较高的水敏损害可能。

表1 呼图壁紫泥泉子储层全岩矿物和黏土矿物组成Table 1 Whole rock mineral composition and clay mineral composition of Hutubi UGSreservoir %

1.2 岩心膨胀率测定

取储层段样品岩屑粉碎，过200目筛子取5 g装入实验筒，在10 MPa的压力下压5 min，烘干，分别测定其在清水、质量分数5%KCl溶液、现场目前所用钻井液滤液中的膨胀高度并计算膨胀率，结果如图1所示。由图1可知，该区地层岩样在清水中24 h线性膨胀率高达25.60%，膨胀量较大，极易水化膨胀；采用质量分数5%KCl溶液可以抑制黏土矿物，特别是伊蒙混层的水化膨胀，其膨胀率24 h达到14.5%；现场所用钻井液滤液24 h线性膨胀率为10.40%，该体系的抑制性仍有进一步提升空间。

图1 储层岩样在不同液体介质中的膨胀率Fig.1 Expansion rate of reservoir rock samples in different liquid media

1.3 敏感性评价

HUK 18井储层不同深度岩心的速敏和水敏实验结果如图2所示。由图2可知，该区紫泥泉子组储层存在较强的水敏性损害形式，不存在速敏。因此，在钻完井中需要注意保持钻完井液的矿化度高于10 000 mg/L。

图2 HUK18井储层不同深度岩心的速敏和水敏实验结果Fig.2 Velocity⁃sensitivity and water⁃sensitivity test r esults of HUK 18 well at differ ent depths

1.4 水锁损害评价

将取自同一岩心柱上的岩样烘干，分别浸泡质量分数5%KCl溶液（1#）和现场钻井液滤液（2#）中24 h，通过岩心逆向自吸使液体侵入岩心，擦干表面后称重，确定自吸含液饱和度，结果如表2所示。

表2 岩心逆向自吸不同钻井液实验结果Table 2 Reversal imbibition test result of cores in differ ent dr illing fluids

为模拟井下返排，采用氮气驱替，测定逆向自吸后岩心在不同驱替压力下的气测渗透率，并与Ka相比求渗透率恢复率，结果如图3所示。

图3 自吸后岩心气测渗透率恢复率Fig.3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in differ ent fluids

将岩心片表面打磨光滑，在乙醇和丙酮（体积比3∶1）溶液中洗油24 h，然后烘干。采用接触角测定法确定岩石表面润湿性，分别用接触角测量仪测定蒸馏水和正十六烷在多块岩心表面的接触角，采用Owens二液法计算其表面能[10]（见图4、表3）。

图4 接触角测定中岩心表面液滴形态Fig.4 Shapes of liquid drops on cor es during contact angle measurement

表3 岩心表面接触角和表面能测定结果Table 3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in differ ent fluids

从以上实验结果可以看出，呼图壁储层岩石自吸钻井液滤液可以达到较高的含水饱和度，在返排过程中尽管能够返排出部分液体，但储层渗透率恢复率较低，自吸现场钻井液滤液驱替后渗透率恢复率为65%，滤液进入储层将产生较为严重的损害。该区储层岩石表面能较高，对油、水均能够强烈润湿，产生较为严重的液锁损害。

综上，该区储层损害的主要方式为水敏和水锁。储层中膨胀性黏土矿物与钻井液滤液接触可迅速水化膨胀，封堵储层孔喉，导致渗透率降低。在水化膨胀过程中产生的微粒易分散运移，会进一步降低储层渗透率。另外，储层渗透率较低且为强液体润湿表面，毛管自吸效应显著，产生液锁损害。即钻井液渗入储层孔道后，一方面会占据有限的气体储渗空间；另一方面由贾敏效应和摩擦阻力造成返排困难，润湿相流体在孔喉处滞留、捕集，从而形成 液锁[10⁃11]。

2 储层保护钻井液技术对策

综上，呼图壁强水敏储层钻井液提升储层保护性能，必须增强钻井液的抑制能力，同时应该尽量降低毛管自吸程度，降低液锁效应。针对现场钻井液的防水锁防水敏性能提升，进行以下3方面优化：

（1）降低固体表面能，改变岩石表面特征，使其呈现出憎液或者液体润湿程度降低的特性。对于液湿岩心，毛管力始终是液体进入储层的动力，也是开采过程中返排的阻力。呼图壁储层为液湿表面，储层中的少量水相通常吸附在亲水性岩石颗粒表面或占据小孔隙角隅，外来液体在微孔的毛细管效应作用下渗吸进入储层将进一步占据孔隙中间部位，使孔隙结构含水量急增，进而产生水相圈闭或者水锁损害。加入润湿反转类的处理剂，使其水油润湿程度降低，从而有效降低液相滞留饱和度。

（2）提高钻井液的抑制性，优选黏土稳定剂。黏土稳定剂通过中和黏土表面负电性、离子交换作用、桥接作用，防止黏土膨胀和运移。目前常用的黏土稳定剂包括无机盐和有机盐、季铵盐表面活性剂、聚胺、聚季铵、有机硅等。

（3）提高钻完井液暂堵效果。相比常规气田开发，储气库钻井面临超低压地层有效保护储层的挑战[11⁃12]。地层压力低、井底压差大、钻井液深度侵入地层造成储层严重的水敏和水锁损害。通过在钻井液中人为加入各种尺寸的固相粒子进入孔喉架桥，在井壁附近快速形成堵塞带，阻止钻井液的固相和滤液继续侵入油气层。采用理想充填暂堵方案，使暂堵剂粒径与油气层的孔喉直径高度匹配，从而提高暂堵质量。

3 储层保护钻井液体系与性能

3.1 防水锁与防水敏性能优化

针对低渗储层水锁损害的特点，选取相同质量分数（0.4%）的常用表面活性剂溶液SPAN⁃80、ABSN、OP⁃10浸泡岩心，使其吸附在岩心表面，烘干后通过测定岩心的液相润湿性和表面能优选防水锁剂（见表4）。

表4 不同表面活性剂处理后岩心的油水接触角和表面能Table 4 Oil/water contact angle and surface energy of cor es tr eated by different sur factants

新型胺基抑制剂SIAT[13]含有多个极性胺基⁃NH2，与水分子争夺黏土颗粒上的连结部位，极易被黏土优先吸附，固定黏土片层的间距，分子中引入醚键骨架碳链增长，能嵌入黏土片层，阻止水分子进入，从而能够有效抑制黏土的水化膨胀与分散，起到优良抑制作用（见表5，其中百分数为质量分数）。

表5 泥页岩在不同抑制剂中的滚动回收率(120℃，16 h)Table 5 Rolling r ecovery of mud shale in differ ent inhibitor solutions(120℃，16 h)

综上，优选表面活性剂剂ABSN和胺基抑制剂，提高现有钻井液体系的防水锁和防水敏效果。

3.2 暂堵颗粒优选

根据理想充填理论[14⁃15]，当暂堵剂颗粒累积体积分数与颗粒粒径的平方根d1/2成正比时，可实现理想充填。当储层最大孔喉尺寸与暂堵剂颗粒的粒径累积分布曲线上d90（粒径小于该值的颗粒的质量分数为90%）相匹配时，可取得理想暂堵效果。该区储层最大连通孔喉直径为85.86μm，则暂堵颗粒d1/290为9.30μm。

按照理想充填设计原则，选择粒径小于500目的碳酸钙作为精细暂堵剂；粒径小于200目的碳酸钙作为中粗暂堵剂；粒径小于100目的碳酸钙作为粗暂堵剂进行理想充填优化设计。最终设计结果：最佳暂堵效果的3种粒径碳酸钙混合质量比为500目细颗粒33%、100目粗颗粒67%、不加入200目的中粗颗粒，整个暂堵剂加量为4%。优化设计后的暂堵剂粒径分布、理想充填目标分布趋向和各暂堵剂本身的粒径累积分布曲线如图5所示。

图5 暂堵剂粒径分布Fig.5 Particle size design of temporary plugging agent

3.3 室内性能评价

通过以上储层保护性能提升步骤，在现场钾钙基钻井液基础上引入胺基抑制剂、ABSN和暂堵颗粒，参考配方：2%膨润土浆+0.8%降滤失剂DSP⁃2+0.3%PAC⁃LV+3.0%~5.0%钾盐+0.5%~1.0%ABSN+2.0%~3.0%封堵型润滑剂MPA+1.5%~2.0%胺基抑制剂SIAT+CaCO3暂堵剂+重晶石（以上百分数为质量分数），室内性能评价如表6、7所示。

表6 优化后的胺基钻井液性能Table 6 Basic properties of optimized amine⁃based drilling fluid

取泥页岩样品过筛6~10目分别置于清水、原现场钻井液和胺基钻井液中，120℃热滚16 h，然后过筛30目，烘干称量，测量泥页岩清水滚动回收率为35.20%，原现场钻井液滚动回收率为75.78%，白油乳化钻井液的回收率达92.17%。

优化前现场所用钻井液在未切片未返排情况下渗透率恢复率为72.53%。综上可知，优化后的胺基钻井液在未切片未返排条件下渗透率恢复率大于85.00%，在切片条件下大于91.00%，在返排后恢复率大于89.00%。因此，优化的呼图壁储气库储层保护钻井液能够适应射孔完井和筛管完井方式。

表7 优化后胺基钻井液体系油层保护性能Table 7 Formation damage control of optimized amine⁃based drilling fluid

4 现场应用

目前呼图壁储气库已实施10口水平井，垂深3 400~3 550 m，井深4 100~4 500 m，水平井段500~800 m，在三开和四开段对现场所用的钾钙基钻井液进行了优化。相比前期实施的HUHWK2井和HUHWK4井，钻井复杂事故明显减少，卡钻、井壁坍塌、划眼次数减少20%，复杂事故时间大幅降低至100 h以下，而前期HUHWK2井处理复杂192 h。特别是顺利钻穿水敏性极强的泥岩层安集海河组，且平均井径扩大率小于5%，新钻水平井试产效果良好。根据呼图壁储气库第七采气周期最大试产数据统计，投产6口水平井的油压20.9~22.1 MPa，日产气量达到91.1~133.7万m3/d，而前期投产的水平井HUHWK2井在22.0 MPa油压下产气量为84.2万m3/d。现场应用表明，该优化后的钻井液具有较强的抑制能力，储层保护效果良好。

5 结 论

（1）呼图壁储气库黏土矿物含量28%以上，清水中24 h线性膨胀率达25%，岩石对油水均能强烈润湿，自吸现场钻井液滤液驱替后渗透率恢复率仅为65.00%，主要储层损害方式为水锁损害和水敏损害。

（2）呼图壁储层保护钻井液技术对策为降低固体表面能、改变岩石表面特征、优选黏土稳定剂、提高屏蔽暂堵效果。

（3）钻井液储层保护性能优化结果：防水锁剂为ABSN，黏土稳定剂为新型胺基抑制剂，暂堵剂为500目和100目碳酸钙，按照质量比1∶2加入。

（4）室内性能评价表明，优化形成的胺基钻井液体系对射孔完井渗透率恢复率达91.00%，对筛管完井渗透率恢复率达89.00%。呼图壁储气库现场应用效果表明该体系储层保护效果优良。