滕學(xué)清， 康毅力， 張　震， 游利軍， 楊玉增， 林　沖

(1.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；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學(xué))，四川成都 610500)

塔里木盆地A區(qū)塊志留系砂巖油藏埋深普遍超過了5 000.00 m，屬于深層中孔中-高滲儲層。A區(qū)塊前期完鉆的5口井，中途測試產(chǎn)量全部較高，但完井后改造前表皮系數(shù)很大，基本無自然產(chǎn)能。分析認(rèn)為是鉆井完井過程中對儲層造成了損害，因此，為解決該區(qū)塊的儲層損害問題，首先需要對鉆井完井過程中的儲層損害程度進(jìn)行系統(tǒng)診斷。

由于中-高滲儲層的孔滲條件比較好，其保護(hù)問題一直未引起足夠的重視。實際上，中-高滲儲層損害造成油氣井產(chǎn)能降低的程度往往比低滲儲層更加嚴(yán)重[1]。國內(nèi)外學(xué)者對中-高滲儲層的損害機理進(jìn)行了研究：張麒麟等人[2]認(rèn)為中-高滲孔隙型儲層的損害主要是由鉆井液固相堵塞和應(yīng)力敏感造成的；王建華等人[3-4]認(rèn)為固相侵入、水敏和鉆井液與地層流體不配伍是造成中-高滲砂巖儲層損害的主要原因；趙峰等人[5]發(fā)現(xiàn)鉆井液中的聚合物吸附滯留也會損害高孔高滲儲層。在中孔中-高滲儲層損害評價方面，You Lijun和康毅力等人[6-7]通過動態(tài)損害試驗評價了鉆井液對塔里木盆地三疊系中孔中-高滲油層的損害程度，并采用掃描電鏡觀察了損害前后巖心內(nèi)部的情況。唐玉響等人[1]通過測量和計算損害半徑的方法評價了納米乳液暫堵鉆井液對臨盤油田某強水敏高孔高滲儲層的損害程度。M.I.Aljabbar等人[8]建立了高滲儲層斜井和水平井的固相侵入模型，并利用其計算了不同斜度井的固相侵入深度剖面。Windarto等人[9]建立了鉆井液濾液侵入深度數(shù)學(xué)模型，并利用其確定了巖心尺度的液相損害半徑。在中孔中-高滲儲層保護(hù)方面，近年來發(fā)展了一系列的屏蔽暫堵材料優(yōu)選、復(fù)配的理論與方法，如“1/3架橋”理論[10]、“1/2～2/3架橋”原則[11]、D90規(guī)則[12]、理想充填理論[13-15]、分形理論[16]和廣譜屏蔽暫堵理論[17-21]。對于深層油氣藏，由于井較深、溫度高，屏蔽暫堵效果還受材料磨蝕導(dǎo)致粒度降級的影響[22-24]。

目前，儲層損害室內(nèi)評價多以微觀孔隙尺度分析和巖心尺度損害評價為主，而從孔隙尺度到儲層尺度的多尺度綜合損害評價與分析，尤其是考慮工程作業(yè)時間對損害程度的影響，以及屏蔽暫堵材料在長距離輸運和儲層高溫條件下磨蝕導(dǎo)致暫堵材料粒度降級對鉆井液屏蔽暫堵效果的影響，還鮮有報道。為此，筆者針對深層中-高滲砂巖儲層鉆井完井過程中的儲層損害問題，通過分析儲層潛在損害因素，綜合室內(nèi)試驗和數(shù)值模擬評價了深層中-高滲砂巖儲層的損害程度，揭示了深層中-高滲砂巖儲層鉆井完井過程中損害的主要機理，探討了屏蔽暫堵材料的高溫磨蝕性質(zhì)，提出了合理的儲層損害控制原則，可為該類儲層的鉆井完井設(shè)計提供參考。

1　儲層地質(zhì)特征

1.1　儲層巖石物性和礦物組成特征

塔里木盆地A區(qū)塊志留系砂巖儲層的孔隙度主要分布于10%～20%，平均約15%；滲透率主要分布于10～2 000 mD，平均約494 mD。儲層巖石以巖屑石英砂巖為主，粒度以細(xì)砂和中砂為主。致密度中等，分選性中—好，磨圓度以次圓為主，膠結(jié)方式主要為孔隙式，接觸關(guān)系主要為點-線接觸。填隙物平均含量3.42%，其中膠結(jié)物2.81%，自生黏土礦物0.61%。膠結(jié)物以硅質(zhì)為主，部分樣品鈣質(zhì)、泥質(zhì)膠結(jié)物相對含量較高，膠結(jié)強度弱，存在潛在的微粒運移和出砂損害。XRD全巖礦物分析顯示，巖石石英含量超過70%，黏土礦物含量約20%，含少量長石、方解石、白云石和黃鐵礦。黏土礦物以高嶺石和伊/蒙間層礦物為主，平均含量約為74%和16%，存在潛在的速敏、堿敏和水敏損害。

1.2　儲層儲集空間和滲流通道特征

鑄體薄片和掃描電鏡觀察顯示，儲層巖石疏松，孔隙分布均勻，連通性好，孔隙類型以溶蝕擴大粒間孔為主，喉道以縮頸和點狀喉道為主(見圖1)。壓汞毛管壓力曲線表明(見圖2)，儲層孔喉分選較好，最大孔喉半徑5.65～75.00 μm，主流喉道半徑1.00～16.00 μm，對滲透率貢獻(xiàn)較大的是半徑1.60～63.00 μm的孔喉。排驅(qū)壓力0.01～0.13 MPa，中值壓力0.04～1.11 MPa。儲層儲滲條件好，孔喉粗大，排驅(qū)壓力低，工作液易滲漏侵入儲層，發(fā)生敏感性損害或其中的固相堵塞孔喉、液相與地層流體不配伍產(chǎn)生沉淀對儲層造成損害，且損害范圍較大。

圖1　深層中-高滲砂巖儲層的孔喉特征Fig.1　Pore throat characteristics of deep medium-high permeability sandstone reservoir

圖2　深層中-高滲砂巖儲層巖石典型毛管壓力曲線Fig.2　Typical capillary pressure curve of deepmedium-high permeability sandstone reservoir rock

1.3　儲層溫度、壓力及流體特征

A區(qū)塊中-高滲儲層的壓力系數(shù)為1.10～1.13，地溫梯度為1.98～2.36 ℃/100m，屬于常溫常壓儲層。由于儲層埋深超過5 000.00 m，儲層溫度100～130 ℃，高溫環(huán)境將加劇損害程度和引起結(jié)垢損害。

2　儲層損害評價

由地質(zhì)特征分析結(jié)果可知，A區(qū)塊中-高滲砂巖儲層主要存在潛在的固相侵入、流體敏感性和地層流體與外來流體不配伍對其的損害。鉆井和完井普遍采用過平衡作業(yè)，且作業(yè)周期較長，若鉆井液、完井液封堵性能不佳，在正壓差作用下將會侵入儲層，從而引起一系列損害。為了評價鉆井液對A區(qū)塊深層中孔中-高滲砂巖儲層的損害程度，以該儲層埋深約5 400.00 m處的巖心為研究對象，進(jìn)行敏感性試驗、鉆井液靜態(tài)/動態(tài)損害評價試驗和鉆井液濾液侵入深度數(shù)值模擬。

2.1　儲層敏感性評價

參照SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動試驗評價方法》進(jìn)行了36塊巖心的敏感性流動試驗，結(jié)果見表1。試驗所用巖心的孔隙度9.86%～23.26%，平均17.05%，滲透率10.1～2 071.0 mD，平均427.1 mD。

表1　儲層敏感性評價結(jié)果Table 1　Evaluation results of reservoir sensitivity

由表1可以看出，A區(qū)塊深層中-高滲砂巖儲層流體敏感性總體較弱。試驗過程中在出口端液體中觀察到有微粒產(chǎn)出，說明中-高滲巖心物性好，即使敏感性礦物與工作液作用發(fā)生膨脹、分散和運移，也會被直接運移出巖心，難以堵塞孔喉，因此對巖心損害較弱。個別巖心表現(xiàn)出中等偏強速敏、鹽敏和強水敏，主要原因在于巖石黏土礦物以敏感性礦物高嶺石和伊/蒙間層為主，當(dāng)巖心敏感性礦物含量較高或物性較差時，就會發(fā)生相應(yīng)的敏感性損害。

2.2　鉆井液損害評價

鉆井液動態(tài)損害試驗是在模擬井下正壓差、溫度和流體循環(huán)條件下評價鉆井液對儲層的損害程度。筆者采用自主研制的MFC-1高溫高壓水平井損害評價儀進(jìn)行了鉆井液動態(tài)損害試驗，結(jié)果見表2和圖3。

鉆井液為取自現(xiàn)場的聚磺混油鉆井液，其配方為10.0%膨潤土漿+1.0%燒堿+0.3%純堿+1.0%增黏劑+1.0%降濾失劑+3.0%～5.0%抗溫抗鹽降濾失劑+4.0%～6.0%磺甲基酚醛樹脂+3.0%～5.0%防塌劑+1.0%～3.0%高效防塌瀝青粉+5.0%～8.0%LE-5+8.0%～12.0%超細(xì)碳酸鈣+6.0%柴油+石灰石粉。巖樣取自A區(qū)塊深層中-高滲砂巖儲層，其尺寸為φ25.4 mm×(50～60) mm。試驗條件為正壓差3.5 MPa，剪切速率150 s-1，溫度120 ℃，循環(huán)時間1 h，試驗步驟參照文獻(xiàn)[7]。由于A區(qū)塊前期完鉆井以篩管完井和裸眼完井為主，因此測試滲透率恢復(fù)率時僅考慮自然返排解堵的情況。

由表2和圖3可以看出：鉆井液瞬時濾失量0～0.50 mL，1 h累計濾失量1.30～2.15 mL，巖樣滲透率越大,累計濾失量越大；形成穩(wěn)定濾餅所需時間平均為4 min，但累計濾失量隨時間增長持續(xù)增加；濾餅暫堵率雖然均大于99.9%，但由于巖心滲透率高，暫堵后液相濾失滲透率仍達(dá)0.01～0.04 mD，不能阻止液相濾失；返排過程中，突破壓力0.1～1.1 MPa，平均0.4 MPa；巖樣滲透率恢復(fù)率35%～70%，平均約47%；返排壓差0.5～3.5 MPa，平均1.7 MPa。試驗結(jié)果表明，聚磺混油鉆井液的降濾失性能較差，返排效果不佳，對儲層損害較為嚴(yán)重。

表2　儲層巖樣鉆井液動態(tài)損害試驗結(jié)果Table 2　Experimental results of drilling fluid dynamic damage on reservoir core samples

圖3　鉆井液累計濾失量與時間的關(guān)系Fig.3　Correlation of cumulative filtration of drilling fluid vs.time

由鉆井液動態(tài)損害試驗可知，濾餅無法阻止聚磺混油鉆井液濾液的侵入。因此，為了評價鉆井液濾液對儲層的損害，筆者參照SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》進(jìn)行鉆井液濾液靜態(tài)損害評價試驗。鉆井液驅(qū)替壓力3.5 MPa，試驗時間為12 h。試驗結(jié)果顯示，鉆井液濾液對儲層巖樣的損害率為28%～47%，損害程度為中等偏弱。由于A區(qū)塊砂巖儲層巖心的滲透率較高，雖然滲透率損害率是中等偏弱，但滲透率降低幅度較大，損害不可忽視。A區(qū)塊約一半的油井在完井試油時表皮系數(shù)為0.43～54.42，平均18.54，表明儲層物性雖好，但鉆井完井對其的損害較為嚴(yán)重，證明了聚磺混油鉆井液的儲層保護(hù)性能較差。

2.3　鉆井液濾液侵入深度數(shù)值模擬

采用文獻(xiàn)[25]中的孔隙型儲層鉆井液濾失侵入帶預(yù)測模型預(yù)測鉆井液濾液侵入深度。鉆井液濾失侵入帶預(yù)測模型部分變量賦值如表3所示。模型涉及基本參數(shù)均依據(jù)現(xiàn)場鉆井完井資料和室內(nèi)試驗進(jìn)行賦值。鉆井液塑性黏度為27×10-3Pa·s，鉆井液固相粒子質(zhì)量濃度為65 kg/m3，濾餅溶蝕速率為4×10-8s-1，鉆井液動切力為7 Pa。井史資料顯示，A區(qū)塊儲層段井底正壓差約3～12 MPa，平均約6 MPa，儲層段浸泡時間直井約6 d，水平井約35 d。因此，筆者模擬正壓差分別為3，6和12 MPa時直井和水平井鉆井液濾液侵入深度(濾失時間直井取150 h，水平井取840 h)，結(jié)果見圖4。由圖4可以看出：A區(qū)塊采用聚磺混油鉆井液鉆進(jìn)中-高滲砂巖儲層，150 h鉆井液濾液的侵入深度為3.90～56.60 m，840 h鉆井液濾液的侵入深度達(dá)7.60～92.60 m，損害范圍較大；正壓差越大，浸泡時間越長，鉆井液濾液侵入深度越深。

表3　孔隙型儲層鉆井液濾失侵入帶預(yù)測模型基本參數(shù)及賦值Table 3　Basic parameters and their assignments of prediction model for drilling fluid filtration invasion zone in pore type reservoir

圖4　鉆井液濾液侵入深度預(yù)測結(jié)果Fig.4　Predicted invasion depth of drilling fluid filtrating in reservoir

3　儲層損害機理

儲層損害室內(nèi)評價結(jié)果表明，在深層中-高滲儲層鉆井完井過程中，鉆井液的儲層保護(hù)性能較差，導(dǎo)致鉆井液固液兩相持續(xù)侵入儲層，引起固相堵塞和流體不配伍損害。

3.1　固相堵塞

根據(jù)儲層損害室內(nèi)評價結(jié)果，現(xiàn)用鉆井液的儲層保護(hù)性能較差是造成深層中-高滲儲層鉆井完井損害的主要原因。鉆井液的儲層保護(hù)性能較差，表現(xiàn)為鉆井液濾餅封堵能力和承壓能力不足。動態(tài)損害試驗巖樣累計濾失量隨試驗時間增長持續(xù)增大，表明鉆井液對儲層的屏蔽暫堵效果不理想，無法形成滲透率接近于0的屏蔽暫堵帶。A區(qū)塊現(xiàn)用2種聚磺混油鉆井液，鉆井液1的配方如2.2節(jié)所述，鉆井液2的配方為3.0%～4.5%膨潤土+0.3%～0.5%燒堿+3.0%～5.0%磺化酚醛樹脂+3.0%～5.0%磺化褐煤樹脂+3.0%～5.0%防塌劑+3.0%～5.0%潤滑劑+加重劑+4.0%～6.0%油層保護(hù)劑+4.0%柴油。固相粒度分析表明：2種鉆井液固相顆粒粒度均呈雙峰分布；鉆井液1固相顆粒粒徑主峰為2.50 μm，次峰為34.70 μm，D90為52.38 μm；鉆井液2固相顆粒粒徑主峰為17.37 μm，次峰為1.00 μm，D90為40.68 μm(見圖5)。與儲層孔隙主要直徑11.30～150.00 μm和滲透率主要貢獻(xiàn)孔喉直徑3.20～126.00 μm相比，小粒徑固相顆粒含量充足，但大粒徑固相顆粒明顯不足。

根據(jù)理想充填理論和D90原則，對于孔隙型儲層，當(dāng)固相顆粒粒度分布曲線與儲層暫堵目標(biāo)線的斜率相接近且略靠右時，將取得有效暫堵效果[13-14]。A區(qū)塊現(xiàn)用鉆井液固相粒度分布曲線與儲層最大孔喉直徑的平均值和最大值以及滲透率主要貢獻(xiàn)孔喉直徑上限的匹配效果均不佳，且在目標(biāo)線左側(cè)(見圖6)，說明現(xiàn)用鉆井液固相顆粒的粒徑明顯偏小，無法對較大直徑的孔喉進(jìn)行有效封堵。現(xiàn)場鉆井日志顯示，A區(qū)塊鉆進(jìn)深層中-高滲儲層段時鉆井液損耗普遍較大，損耗量2.5～67.0 m3，單井平均損耗量約37.0 m3，再次證明了該區(qū)塊現(xiàn)用鉆井液的屏蔽暫堵效果不理想。

圖5　現(xiàn)用鉆井液的固相粒度分布Fig.5　Particle size distribution of drilling fluids in use

圖6　現(xiàn)用鉆井液固相顆粒的理想粒度分布Fig.6　Ideal particle size distribution of solids in drilling fluids in use

現(xiàn)場固井作業(yè)資料表明，固井時井底正壓差普遍大于10 MPa，因此，鉆井液形成的屏蔽暫堵帶要具有大于10 MPa的承壓能力，以防止水泥漿漏失對儲層造成損害。A區(qū)塊現(xiàn)用2種鉆井液濾餅承壓能力評價結(jié)果顯示，在縫寬不大于100.00 μm時，承壓能力能達(dá)到10 MPa，但當(dāng)縫寬大于100.00 μm后，其承壓能力不足10 MPa。固井和壓井作業(yè)時，如濾餅承壓能力不足，發(fā)生漏失的風(fēng)險較大，現(xiàn)場作業(yè)資料也佐證了這樣的結(jié)論，該區(qū)塊某井儲層段進(jìn)行壓井作業(yè)時發(fā)生了漏失，漏失量達(dá)24.0 m3。

此外，現(xiàn)用鉆井液為聚磺混油鉆井液，鉆井液中的聚合物在正壓差下進(jìn)入儲層后，通過物理吸附和狹窄孔道的機械捕集滯留在孔喉處，使孔喉直徑減小甚至堵塞儲層滲流通道，造成儲層滲透率降低。

3.2　流體不配伍

3.3　高溫條件下屏蔽暫堵材料粒度降級

粒度分布是選擇屏蔽暫堵材料的一項關(guān)鍵參數(shù)，直接影響濾餅的質(zhì)量。在實際工況下，屏蔽暫堵材料從進(jìn)入鉆井液池開始直至到達(dá)目的層段，要經(jīng)歷溫度升高、壓力升高、鉆井液浸泡、高速剪切、與固體邊界(井壁和金屬)碰撞、顆粒相互碰撞等一系列環(huán)境變化及其引起的熱學(xué)、力學(xué)和化學(xué)作用，材料的磨蝕將不可避免，其粒徑和性能也將發(fā)生變化。室內(nèi)研究表明，核桃殼、山胡桃殼、石墨、大理石碎粒和碳酸鈣等常見屏蔽暫堵材料在一定剪切速率下攪拌一定時間后，其粒度分布特征值D50和D90明顯變小[22-24]。模擬管線鉆井液循環(huán)試驗也表明，在鉆井液循環(huán)過程中石墨和大理石碎粒的粒徑會明顯變小[26]。屏蔽暫堵材料在循環(huán)至目的層段的過程中粒徑變小，導(dǎo)致鉆井液的封堵性能變差，無法在較大直徑孔喉中有效架橋和形成高質(zhì)量濾餅，導(dǎo)致鉆井液濾液大量侵入地層甚至發(fā)生漏失，造成井下出現(xiàn)復(fù)雜情況和損害儲層。

4　儲層損害控制原則

由深層中-高滲砂巖儲層工程地質(zhì)特征及鉆井完井損害機理可以看出，提高鉆井液屏蔽暫堵和濾餅承壓能力是鉆井完井過程中保護(hù)該類儲層的關(guān)鍵。因此，根據(jù)A區(qū)塊深層中-高滲砂巖的具體特點，確定了控制儲層損害的原則：1)準(zhǔn)確描述儲層孔喉尺寸分布，根據(jù)儲層孔喉尺寸分布優(yōu)選纖維架橋粒子和填充粒子，優(yōu)化固相顆粒粒度分布，以便在近井帶快速形成堅固致密的暫堵帶，防止鉆井液和水泥漿漏失對儲層造成損害；2)優(yōu)選抗高溫老化和耐磨蝕的暫堵材料，實時監(jiān)測鉆井液固相顆粒粒度分布，及時補充暫堵材料，以維持鉆井液的屏蔽暫堵性能；3)優(yōu)化鉆井完井工藝參數(shù)，合理控制鉆井液密度，縮短鉆井液浸泡時間，降低工程因素對儲層的損害；4)準(zhǔn)確預(yù)測鉆井液損害帶分布范圍，優(yōu)選解堵措施，優(yōu)化解堵范圍，最大限度地解除鉆井完井對儲層的損害。

5　結(jié)論與建議

1) 塔里木盆地A區(qū)塊深層中-高滲砂巖儲層物性好，孔喉粗大，黏土礦物含量高，地層水礦化度高、成垢離子含量高，儲層溫度高。儲層流體敏感性整體較弱，但鉆井液對其的損害較為嚴(yán)重，鉆井周期內(nèi)鉆井液濾液侵入深度較大。

2) 鉆井液固相顆粒粒徑偏小造成其屏蔽暫堵能力不足，導(dǎo)致固液兩相侵入是引起塔里木盆地A區(qū)塊深層中-高滲砂巖儲層損害的主要原因，且深層高溫環(huán)境下屏蔽暫堵材料磨蝕導(dǎo)致其粒度降級使鉆井液屏蔽暫堵能力進(jìn)一步降低。屏蔽暫堵材料的高溫磨蝕性質(zhì)及其對鉆井液屏蔽暫堵能力的影響還有待進(jìn)一步研究。

3) 建議在優(yōu)選纖維架橋粒子和填充粒子及優(yōu)化固相顆粒粒度分布時，應(yīng)考慮屏蔽暫堵材料的高溫磨蝕率。鉆井過程中應(yīng)實時監(jiān)測鉆井液固相顆粒粒度分布，以便及時補充屏蔽暫堵材料；同時優(yōu)化鉆井工藝參數(shù)，準(zhǔn)確預(yù)測損害帶分布范圍，以有效控制深層中-高滲砂巖儲層鉆井完井損害。

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