松南火成岩保护储层的钻井液技术研究

王雪

中石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院 吉林 长春 130062

摘要：松南深层火成岩储层具有低孔、低渗、地层压力系数低及地层温度偏高等特点，外来工作液易对地层造成损害，同时为了适应该地区深井水平井钻井液的需要。在充分分析火成岩储层工程地质特征、损害机理的基础上，从低损害、高性能以及易返排等多个角度，研究出适合松南深层火成岩储层的新型仿油基钻井液体系（RHCO）和高效储保剂（RLX-1）。RHCO低损害钻井液体系抗温达130℃以上（最高可达到150℃），体系损害率平均为35.1%；高效火成岩储保剂（RLX-1）岩心封堵率达到99.99%，渗透率恢复值在87%以上。

关键词：火成岩储层；损害机理；RHCO钻井液；仿油基

1松南气田地质特征及其损害机理

1.1储层基本地质特征

松南火成岩储层以各类次生溶蚀孔隙为主，孔喉平均半径小，孔隙度中等，渗透率极低。以营城组储层为例，储层孔隙度在0.5～28.3%之间，渗透率分布在0.01~0.02mD之间，孔喉平均半径分布在0.06~0.11μm之间；营城组火成岩裂缝较为发育，以直立缝和网状交错为主，缝长分布于1~3米，缝宽主要在0.1~5mm之间；根据FMI成像测井解释的原始地应力下的裂缝主频宽度在28~38μm左右；粘土矿物X衍射定量分析表明粘土矿物以伊利石和绿泥石为主；储层流体敏感性表现为弱速敏，弱水敏，无盐敏和碱敏，应力敏感性中等偏弱，多数岩样渗透率应力滞后效应强。

1.2储层损害机理

1.2.1毛细管自吸损害

为评价松南地区储层岩心毛管自吸损害，对该区域的储层进行了损害评价。通过研究高渗透储层的自吸速率高于低渗透储层的自吸速率，并假定为活塞式自吸的情况下，推导出岩心自吸入水的体积和时间的平方根成线性关系。采用这一原理将岩心用连接物与电子天平连接，岩心下端面浸入地层水，地层水在毛管力的作用下饱和岩心，随时间的推移，电子天平记录吸水量。由毛细管自吸评价结论可知，营城组滤液几乎不自吸入岩样，自吸速率较小，说明钻井完井液滤液很难自吸进入储层岩石，通过毛管自吸造成的水相圈闭损害为弱~无。

1.2.2固相侵入损害

松南火成岩储层的平均喉道一般在0.11μm之下，水化的膨润土和岩屑中，有很多的颗粒与地下裂缝宽度分布相匹配，对储层造成伤害。由固相侵入损害评价实验可知，钻井液中固相侵入损害程度依次为膨润土、岩屑粉末、重晶石和超细碳酸钙，重晶石和碳酸钙粒径一般大于20μm，所以损害相对较小。

1.2.3滤液侵入损害

滤液对松南气田火成岩储层的损害不容忽视。钻井液滤液在压力作用下对储层损害极大，最高达到了95.74%。经过气体返排，渗透率有一定恢复，最小37.94%，最大达到71.14%。将岩心烘干后，渗透率都基本恢复，但对特别致密，渗透率很低的气藏，还是具有一定的损害。因此，使用的钻井液完井液要尽量降低失水，减少对储层的损害。

2低损害RHCO仿油基钻井液研究

2.1钻井液损害性评价

采用RHCO钻井液和两性离子聚磺钻井液分别进行了岩心流动污染实验，分别采用基块和裂缝做污染实验来进行对比，损害条件：3.5MPa*1h；返排条件：4MPa*1h。RHCO钻井液体系对基块和裂缝损害率分别达到33.93%和46.36%，恢复率分别为82.96%和73.64%；两性离子聚磺钻井液体系对基块和裂缝损害率分别达到51.83%和44.21%，恢复率分别为59.92%和64.29%。根据数据可以看出，RHCO钻井液体系的损害率小于两性离子聚磺钻井液体系，通过压力返排后岩心的渗透率都能得到较大程度的恢复，综合起来看RHCO钻井液体系对岩心的损害最小。

2.2抑制性评价

评价钻井液体系的抑制性能，我们通常采取滚动回收实验和页岩膨胀率实验。通过滚动回收实验，RHCO钻井液一次滚动回收率达到93.00%，二次滚动回收率达到87.02%，较清水均提高50%以上，较与之对比的两性离子聚磺钻井液和MMAP钻井液均提高10%以上。

为了进一步验证其抑制性能，继续做页岩膨胀率实验进行对比，两性离子聚磺钻井液体系膨胀率达到34.71%，MMAP钻井液膨胀率达到28.79%，相比于之前两种钻井液，RHCO钻井液具有最小的线性膨胀率24.95%，数据显示能够有效的抑制住岩心的水化膨胀，同比清水膨胀率降低11.22%，说明RHCO钻井液体系抑制泥页岩膨胀性能良好。2.3抗高温稳定性评价

抗高温稳定性评价主要将钻井液体系进行16h和32h高温老化前后的基本性能进行对比实验。由实验数据可知，综合考虑各流变性指标，RHCO钻井液体系在高达150℃的温度条件下性能优良，仍有很好的流动性、粘切指数也要高于两性离子聚磺钻井液体系，失水量相对稳定，体现出RHCO钻井液体系具有较强的抗高温性能。

2.4润滑性评价

钻井液和泥饼的摩阻系数，是常用的两个评价钻井液润滑性的技术指标。由于摩阻的大小不仅与钻井液的润滑性有关，而且还与钻具与地层觉出面的粗糙程度，接触面的塑性变形情况等有关。液体类润滑剂通过在金属岩石和黏土表面形成吸附膜，减少钻具对井壁和套管的摩擦，多数润滑剂类似细小滚珠，将滑动摩擦转化为滚动摩擦，从而大幅度降低扭矩和阻力。HCO钻井液体系具有仿油基钻井液的特点，在150℃条件下老化16h后，分别比对了密度1.10g/cm³、1.20g/cm3和1.30g/cm3的摩阻系数，摩阻系数分别为0.0347、0.0347、0.0612。测得摩阻系数实验结果表明：RHCO钻井液体系在不添加其它润滑剂的前提下具有更好的润滑性能。尤其具有很小的摩阻系数，可以降低起下钻及测井遇阻、遇卡的几率，有效的防止井下复杂事故的发生，用于水平井钻井液比较具有优势。

3高返排封堵型钻井液体系研究

3.1封堵型钻井液承压能力及返排率评价

实验通过改变工作液动态循环的压差，提高岩心承压能力。由实验数据可以看出，在循环压差增大情况下，承压能力增大。考虑实际情况，循环压差最好在2.0-3.0Mpa左右，承压最大可达7MPa，封堵率可达到95%以上。考虑储保剂的高酸溶性，同时在2.0Mpa循环压差下，通过改变返排时间及酸化返排方式来提高返排率，进行了动态和静态实验。

由实验数据看出，在返排压差为2.0MPa条件下，随着返排时间不断加长，岩心的恢复率也逐渐增大，当返排1小时后，返排恢复率可以达到80%左右，岩心继续经过酸化解堵后，返排恢复率可以达到90%以上。

3.2封堵型钻井液性能评价

实验采用在RHCO钻井液中分别加入1.5%、3%和5%的RLX-1，测定老化后的钻井液性能，同样是150℃条件下老化16h后测得的实验数据，钻井液密度为1.21g/cm³。在RHCO钻井液中加入储保剂后，随着加量的增大，粘度略有下降，失水基本没有变化，总体上来看，储保剂RLX-1对RHCO钻井液的性能影响较小，在同时确保钻井液性能稳定和储层保护效果的要求下，储保剂RHCO的加量在3%左右比较适宜。

4结论

（1）火成岩岩心流体敏感性分析结果表现为弱速敏，弱水敏，无盐敏和碱敏，应力敏感性中等偏弱，多数岩样渗透率应力滞后效应强；钻井完井液滤液很难自吸进入储层岩石，通过毛管自吸造成的水相圈闭损害为弱~无，钻井液中的固相以及钻井液本身均对储层造成不同程度的损害。

（2）RHCO钻井液体系流变性能稳定，可以达150℃，抗污染能力强，泥饼经过氧化剂浸泡后，能够大部分得到清除，有利于保护油气层。

（3）在钻井液体系中通过加入储保剂RLX-1后，封堵率能达到99%以上，最大承压压力可达7MPa，经过压力及酸化返排后，渗透率恢复值能够达到90%以上。

参考文献

[1]康毅力.川西致密碎屑岩双重介质储层特征、损害机理和评价方法研究[J].石油知识.1998.12.