哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖保護儲層鉆井液技術

喻化民，田 惠，吳曉花，李海彪，薛 莉，王家梁

（1.中國石油渤海鉆探工程技術研究院，河北任丘 062550；2.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆庫爾勒 841000）

哈拉哈塘地區奧陶系石油資源豐富，在強化油藏精細描述和深化儲層油氣水分布規律認識后，連續多年實現油氣藏勘探大突破，先后發現了HA6、YueM和FY等多個油氣富集區塊，儼然成為塔里木盆地某油田穩產增儲主要接替型區域。該區油氣藏埋深通常在6 800 m左右，目的層屬于碳酸鹽巖儲集層，儲集空間主要為大小懸殊的孔、洞和裂縫[1，2]，在鉆井過程中常常遇到鉆具放空和井漏現象[3-5]，井漏往往伴隨著溢流，由漏失及其誘發的井下復雜對油氣層造成嚴重污染，影響了油氣的正常開采和油氣產能的客觀評價，因此，開展儲層保護技術研究，最大限度的減少漏失污染對儲層造成的損害，是提高單井產能和綜合效益的關鍵。

1 儲層特征

根據哈拉哈塘地區儲層資料，其主力儲層為一間房組，其次為良里塔格組良3段和鷹山組鷹1段，儲層受巖溶及斷裂雙重控制，斷裂及其伴生的溶蝕裂縫交錯發育，錯綜復雜。按孔、洞和裂縫組合關系，儲集空間可劃分為洞穴型儲層、裂縫-孔洞型儲層和裂縫型儲層，一間房組和鷹山組以洞穴型儲層為主，良里塔格組以裂縫-孔洞型儲層為主。儲層基質致密，物性極差，裂縫的發育極大的改善了儲層滲流能力。良里塔格組良3段～一間房組巖心實測孔滲數據為：孔隙度分布范圍為0.07%～6.37%，均值為1.22%，主峰位于0.5%～1.8%；滲透率分布范圍為 0.003 6×10-3μm2～36.6×10-3μm2，均值為 0.77×10-3μm2，主峰位于 0.1×10-3μm2～1.0×10-3μm2（見圖 1）。

儲層的裂縫特征如下：裂縫既是儲集空間，又是滲流通道，孔、洞之間由不同寬度的裂縫連接溝通。通過對XK、RWP及JY區塊內20口井312條成像測井裂縫統計，裂縫以構造縫（60%）為主，壓溶縫（20%）次之。裂縫平均寬度為0.035 mm，裂縫孔隙度平均為0.082%，裂縫傾角以高角度（45°～75°）為主。

2 儲層損害機理分析

哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖儲層儲集空間多樣，裂縫和孔、洞組合方式異常復雜，決定其儲層的損害方式與損害機理不同于常規的均質性或雙孔介質儲集層[6]。

2.1 井漏造成的儲層損害

圖1 哈拉哈塘地區奧陶系巖心實測孔隙度、滲透率分布直方圖

哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖儲層裂縫、孔洞發育，鉆井過程中常常發生井漏現象，分析漏失的原因主要有：（1）溶洞性漏失；（2）重力誘導型漏失；（3）置換性漏失；（4）正壓差下的漏失。當鉆遇不同類型儲層，井漏造成的儲層損害機理不盡相同。當鉆遇洞穴型儲層和裂縫-孔洞型儲層時，通常伴有鉆具放空、泥漿漏失等現象，且漏速較高，漏失量大，該類儲層傷害機理較為復雜，相關統計表明，漏失對產量并沒有構成較大威脅，反而起到水驅置換作用，但大量鉆井液的漏失將會改變油氣井周圍油氣水分布情況，從而造成生產井油氣產量下降或者勘探測試井測試結果不實，還容易造成液柱壓力大幅降低，導致先漏后噴，對儲層造成很大的損害。當鉆遇裂縫型儲層時，一般無放空現象發生，且漏失量較小，漏失的鉆井液進入裂縫將造成嚴重填充堵塞傷害。

2.2 固相顆粒侵入引起的儲層損害

哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖具有極強的非均質性，孔、洞和縫等多種尺寸并存，分布范圍廣。其損害程度主要取決于儲層的孔隙大小與分布、裂縫寬度與分布、鉆井液的固相顆粒大小與分布、壓差的大小和外泥餅的形成速度與質量等。

2.3 液柱壓力差對儲層損害

哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖儲層普遍含有H2S，且硫化氫濃度高（十幾至十幾萬mg/L），為防止H2S從井口逸出，保證鉆井安全，除及時補充NaOH和除硫劑外，一般采取高地層壓力系數當量密度附加值鉆進，這將導致井內液柱壓力大于地層壓力。井內液柱壓力差越大，鉆井液中的固相、液相越容易進入油氣層，對油氣層的損害也越大，儲層污染也越嚴重。

圖2 FY1井巖心鹽敏傷害評價曲線

2.4 儲層敏感性傷害評價

據分析，巖石類型以灰巖為主。其礦物成分單一，方解石含量在97%以上。黏土礦物總含量低，可定性判斷以伊利石為主，伊/蒙混層次之。取現場巖心進行敏感性評價及應力敏感性實驗。部分結果（見圖2、圖3、表 1）。

由實驗結果可知：哈拉哈塘地區碳酸鹽巖儲層水敏及鹽敏損害程度中等偏強；堿敏損害程度強；儲層應力敏感性較強，且應力敏感滯后效應十分顯著。

綜上，基于以上調研資料分析和儲層敏感性實驗結果，哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖儲層損害主控因素為漏失污染及其誘導的固液相侵入導致的儲層傷害。對于孔隙、裂縫特別發育的儲層段，堿敏引起的無機垢堵塞損害和應力敏感性傷害也較為嚴重。

3 保護儲層鉆井液技術

3.1 儲層保護思路

圖3 YueM2-3X井巖心應力敏感評價曲線（裂縫無充填）

表1 哈拉哈塘地區巖心堿敏評價實驗

哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖儲層巖石骨架成分單一，基質致密，漏失的鉆井液對基質的入侵損害幾乎可完全忽略，而孔隙、裂縫發育是儲層段發生井漏的根本原因，鑒于無法準確預測孔隙、裂縫等漏失通道類型、位置、產狀、尺寸、分布規模和連通性等特征參數，若從快速封堵裂縫入手，必然降低控制漏失的難度，將大幅減少鉆井過程中井漏對儲層的損害。

表2 隨鉆封堵劑評價實驗

因此，提出保護儲層鉆井液技術思路為：

（1）在認真研究和掌握儲層物性和敏感性基礎上，確保鉆井流體及處理劑與儲層巖石具有良好的配伍性。

（2）通過構筑井周堅韌屏障，盡量減少漏失污染及其誘發的井下復雜對油氣層的損害；即利用油氣層被鉆開時鉆井液液柱壓力與油氣層壓力之間形成的壓差，在極短時間內迫使鉆井液中加入的各種類型和尺寸的固相粒子進入油氣層孔喉或微裂縫中，在井壁附近形成滲透率接近零，且厚度小于射孔彈射入深度的屏蔽暫堵帶，阻止鉆井液固相和濾液繼續進入油氣層，在完井投產時再通過射孔、返排、酸化等措施解堵。

（3）當鉆遇儲層發育段，漏失較嚴重時，此種情況一般已達到鉆井目的，可研究提前完鉆。

3.2 隨鉆防漏堵漏技術

在常規隨鉆封堵材料基礎上，通過采用鉆井液高溫高壓濾失量（FLHTHP）、高溫高壓滲透失水（FLHTHP′）、高溫高壓砂床濾失量（FL砂床）、高溫高壓砂床滲透失水（FL砂床′）、正反向巖心驅替實驗[7，8]評價鉆井液的封堵性能，對封堵劑進行優選。驅替實驗采用滲透率為20×10-3μm2的人造巖心，清水正向驅替平衡壓力為0.6 MPa。實驗結果（見表2）：實驗用聚磺鉆井液基本配方：3%膨潤土+0.3%Na2CO3+2%磺化酚醛樹脂SMP-3+2%磺化褐煤樹脂SPNH+2%抗鹽降濾失劑THJN+0.5%抗溫降濾失劑JNJS-220+0.5%PAC-LV+7%KCl+重晶石。

由表2可以看出：乳化瀝青、聚合醇類處理劑可降低鉆井液高溫高壓濾失量，但在砂床與正反向驅替實驗中封堵性能不佳；超細碳酸鈣的引入能提高正反向驅替壓力，但由于自身惰性不能成膜封堵，在漏失通道中無法滯留，也不能在砂床條件下形成有效封堵；而酸溶性礦物纖維類在壓力作用下可發生變形，在漏失通道中能快速堆積，聚結和架橋，砂床封堵實驗表現優秀，但在控制高溫高壓濾失量方面性能略差；當礦物纖維與超細碳酸鈣復配后，可顯著降低鉆井液高溫高壓濾失量，且正反向巖心驅替實驗需要的驅替壓力較高，能滿足對漏失通道封堵要求。

經過室內配方優化研究，形成了適用于哈拉哈塘地區碳酸鹽巖儲層防漏堵漏配方，即聚磺鉆井液+2%～6%酸溶性礦物纖維+超細碳酸鈣復配物，此復配物由不同粒徑級別（600目、800目和2 000目等）的超細碳酸鈣組成。根據鄰井儲層孔滲相關資料，可按理想充填和d90經驗規則調整復配物中超細碳酸鈣顆粒級配，即可在近井壁快速形成滲透率接近于零，并具有一定強度的致密封堵帶，從而阻止鉆井液固液相侵入到儲層深處。

3.3 保護油氣層暫堵技術

3.3.1 屏蔽暫堵技術配方的確定 由理想充填理論可知，巖心裂縫寬度是制定保護儲層屏蔽暫堵方案的重要依據[9-14]。根據斯麥霍夫等研究結論，地下所見的張開縫都是張開寬度小于100 μm的裂縫，而最常見的裂縫張開寬度小于50 μm[15-17]。結合哈拉哈塘地區碳酸鹽巖儲層壓恢試井資料（試井解釋滲透率范圍為2×10-3μm2～6 336.4×10-3μm2，控制半徑 230 m～2 160 m），根據理想裂縫寬度估算及按照d90經驗規則，選定裂縫寬度50 μm、75 μm和105 μm作為基準，設計屏蔽暫堵技術配方，探索鉆井液及暫堵劑粒徑累積分布與不同裂縫寬度匹配性。

鑒于哈拉哈塘地區井深在6 800 m左右，井底溫度在120℃～150℃范圍，考慮到目前油田所用油溶性樹脂（可充當變形架橋粒子）軟化點范圍為90℃～130℃。當井底溫度遠超軟化點時，油溶性樹脂將在壓差作用下進入地層深部而失效。因此，在預計井底溫度高于130℃時，選用酸溶性礦物纖維類充當架橋粒子；預計井底溫度低于130℃時，選用油溶性樹脂充當可變形架橋粒子。設計屏蔽暫堵技術配方如下：

1#：現場聚磺鉆井液；

表3 不同暫堵技術配方鉆井液性能數據

2#：1#+2%超細碳酸鈣（600目）+2%超細碳酸鈣（800目）；

3#：1#+2%超細碳酸鈣（600目）+2%超細碳酸鈣（800目）+2%酸溶性礦物纖維（細）；

4#：1#+2%超細碳酸鈣（800目）+2%超細碳酸鈣（2 000目）；

5#：1#+2%超細碳酸鈣（600目）+2%超細碳酸鈣（800目）+3%酸溶性礦物纖維（細）；

6#：1#+2%超細碳酸鈣（600目）+2%超細碳酸鈣（800目）+2%酸溶性礦物纖維（細）+1%酸溶性礦物纖維（中粗）。

測定鉆井液基本性能及粒徑分布情況，考察不同比例屏蔽暫堵配方對鉆井液性能的影響，實驗結果數據（見表3）。

由實驗結果可知：在現場鉆井液中加入不同比例屏蔽暫堵劑，對鉆井液性能影響較小，鉆井液黏切略有增加，濾失量略有降低。但鉆井液體系粒徑累積分布廣度均有不同程度增加，預期能封堵裂縫寬度范圍將增加。部分配方粒徑累計分布情況（見圖4～圖6）。

圖4 1#配方鉆井液粒徑累積分布圖

圖5 3#配方鉆井液粒徑累積分布圖

3.3.2 不同暫堵技術配方保護儲層效果 取現場巖心進行儲層保護效果評價實驗，因儲層基質滲透率低，采用“人工造縫法”對巖心進行預處理，分別將裂縫寬度控制在50 μm、75 μm和105 μm左右，測定不同屏蔽暫堵技術配方在不同縫寬情況下的鉆井液靜態滲透率恢復值及巖心侵入深度，實驗結果（見表4）。

表4 不同暫堵技術配方鉆井液靜態滲透率恢復值數據

圖6 5#配方鉆井液粒徑累積分布圖

由實驗結果可知：現場鉆井液中絕大部分的固相顆粒粒徑均小于50 μm，其粒徑累積分布與裂縫寬度不匹配時，尺寸較小的固相顆粒在壓差作用下將進入儲層孔喉或裂縫的窄小處發生堵塞損害；單獨加入超細碳酸鈣能改善鉆井液粒徑分布范圍，但提高滲透率恢復值能力有限；超細碳酸鈣與酸溶性礦物纖維堵漏劑復配使用則能顯著提高滲透率恢復值。3#配方在約50 μm裂縫寬度下滲透率恢復值較高，說明當鉆井液體系粒徑累積分布d90值與裂縫寬度相匹配時，輔助阻滯架橋作用的礦物纖維，能實現較好封堵效果，其巖心侵入深度較??；5#配方在約75 μm裂縫寬度下滲透率恢復值較高，說明酸溶性礦物纖維在壓力作用下能被壓縮變形，可將裂縫變為孔隙，實現屏蔽暫堵，從而實現較好封堵效果，裂縫寬度決定所需礦物纖維堵漏劑粗細和濃度；但在約105 μm裂縫寬度下，各個配方體系粒徑累積分布均不足以淺層封堵裂縫，大部分暫堵劑顆粒將進入裂縫深部，需加入粒徑較大顆粒堵漏劑方能在井壁附近形成較好架橋封堵效果。

3.3.3 屏蔽暫堵技術配方室內優化 取現場井漿，分別按不同暫堵技術配方加入屏蔽暫堵劑，考察其在縫寬約40 μm時保護油氣層效果。

1#配方：現場聚磺井漿；

2#配方：現場漿+2%超細碳酸鈣（600目）+2%超細碳酸鈣（800目）+2%酸溶性礦物纖維（細）；

3#配方：現場漿+2%超細碳酸鈣（600目）+2%超細碳酸鈣（800目）+2%油溶性樹脂+2%酸溶性礦物纖維（細）。

測試不同屏蔽暫堵配方的鉆井液滲透率恢復值，以評價其儲層保護效果，實驗數據（見表5）。

由實驗數據可知：在約40 μm裂縫寬度下，加礦物纖維+超細碳酸鈣復配物時，現場漿鉆井液滲透率恢復值得到較大程度提高；加油溶性樹脂+礦物纖維+超細碳酸鈣復配物時，鉆井液滲透率恢復值進一步得到提高。說明在油溶性樹脂和酸溶性礦物纖維協同作用下，鉆井液架橋封堵效果更好，即由隨鉆防漏堵漏技術和保護油氣層暫堵技術相結合，能很好的保護油氣層。

3.4 儲層保護措施

基于以上分析及實驗結果，特提出“隨鉆防漏堵漏技術+屏蔽暫堵技術”相結合的儲層保護方法，具體措施如下：

（1）根據預測地層壓力和已完鉆井的資料，對不同類型的漏失層位采取不同的應對方法。提前加入隨鉆堵漏劑和屏蔽暫堵劑強化鉆井液封堵性能，對于小型裂縫地層和微量漏失，在掌握漏失規律的基礎上，可采用邊漏邊鉆技術，邊配制封堵鉆井液邊強行鉆進；當鉆遇大型裂縫和溶洞時，漏失將迅速加大，甚至出現鉆井液失返情況，可研究提前完鉆；若的確需要堵漏時，使用酸溶性或者油溶性暫堵材料；

（2）選用低固相鉆井液體系，并加強固相控制，將有害固相含量降至最低限度；

（3）改善濾餅質量，控制較低鉆井液濾失量，API濾失量＜5 mL，HTHP 濾失量＜14 mL；

（4）目的儲層密度低于1.30 g/cm3時，要求使用石灰石粉加重，密度高于1.30 g/cm3時，可使用重晶石粉和石灰石粉混合加重；

（5）為防止H2S的入侵，及時補充NaOH和除硫劑，需維持鉆井液pH在11以上，堿敏性傷害不可避免，應加快鉆井進程，盡量減少儲層浸泡時間。

4 現場應用

表5 不同暫堵技術配方鉆井液靜態滲透率恢復值數據

現場采用隨鉆防漏堵漏技術和屏蔽暫堵技術相結合，在哈拉哈塘地區的HA11-8，YueM22，FY105X等多口井儲層段進行實驗，結果表明，采用優化后屏蔽暫堵技術配方后，鉆井液各項性能指標優良，儲層段井漏情況大幅改善，均取得了較好儲層保護效果。

表6 哈拉哈塘地區碳酸鹽巖儲層段鉆井液性能表

4.1 鉆井液性能

取儲層段現場井漿，測量其鉆井液性能，各項指標均符合鉆井工程設計要求。濾失量能控制在API濾失量＜5 mL，HTHP濾失量＜14 mL范圍，具體性能（見表6）。

4.2 鉆井液儲層保護效果評價

取儲層段現場井漿，測試其鉆井液靜態滲透率恢復值，評價油層污染程度，實驗結果（見表7）。

由實驗結果可知：HA11-8，HA601-5C，YueM20，YueM22，FY105X現場漿靜態滲透率恢復值分別為76.3%，69%，72.5%，80.4%，67%，均能達到鉆井工程設計儲層保護要求（設計要求碳酸鹽巖儲層靜態滲透率恢復值在50%以上）。說明現場漿粒徑累積分布與地層巖心裂縫匹配性較好，屏蔽暫堵效果較好，儲層段所受污染較輕，儲層保護效果較好。多口井在完井試油測試中獲得高產工業油氣流（YueM22在井段 7 273.51 m～7 370 m酸壓測試，折日產油146 m3，日產氣16 698 m3，結論油氣層；YueM20在井段7 263 m～7 400 m酸壓測試，折日產油1 171.36 m3，日產氣111 322 m3，結論油氣層；等），也間接說明采用隨鉆防漏堵漏技術和屏蔽暫堵技術能達到保護儲層的目的，即鉆進時能暫時封堵油氣層，減少儲層段漏失污染，完井投產時又能酸壓解堵，獲得高產工業油氣流。

5 結論

（1）哈拉哈塘地區奧陶系碳酸鹽巖儲層類型以洞穴型和裂縫-孔洞型為主，漏失污染及其誘發的儲層損害是造成儲層損害的主要因素。

（2）通過對儲層特征和儲層損害機理的分析研究，提出了哈拉哈塘地區儲層保護基本思路和儲層保護措施，即采用隨鉆防漏堵漏技術和屏蔽暫堵技術相結合的鉆井液技術，能在儲層段形成致密封堵層，可以大幅減少儲層漏失污染。

（3）根據理想裂縫寬度估算及按照d90經驗規則設計的屏蔽暫堵配方，礦物纖維可充當變形粒子，在裂縫中架橋，將縫變為孔，實現屏蔽暫堵。在加入纖維可變形粒子后，可顯著提高裂縫寬度為50 μm、75 μm碳酸鹽巖裂縫型儲層滲透率恢復值，但對于寬度為105 μm裂縫，鉆井液體系本身粒徑累積分布不足以淺層封堵裂縫，尚需加入大顆粒堵漏劑才能在近井壁帶形成致密封堵層，從而減輕儲層漏失污染，達到對儲層最低損害。此結論對指導現場設計屏蔽暫堵配方和制定儲層保護措施具有重大意義。

（4）在 HA11-8，YueM22和 FY105X 等井現場應用效果表明：室內根據理想充填和d90經驗規則優化的鉆井液儲層保護配方性能優良，現場井漿的巖心靜態滲透率能達到67%以上，對儲層的保護達到預期效果。

表7 哈拉哈塘地區碳酸鹽巖儲層段鉆井液靜態滲透率恢復值數據