【论文】党冰华:一种适用于碳酸盐岩储层的无固相易酸溶新型钻井液

0　引言

全球碳酸盐岩油气储量约占油气总储量的 40% ，产量约占油气总产量的 60% ，是油气开发的重要领域 ^[1] 。位于鄂尔多斯盆地东北部的大牛地气田碳酸盐岩三级储量 679.13 × 10 ⁸ m ³ ，天然气探明储量 273.92 × 10 ⁸ m ³ ，具有广阔的勘探开发前景。

大牛地气田其主要产层为上古生界基质碎屑岩和下古生界碳酸盐岩，水平段钻井液选用具有储层保护效果的钾铵基钻井液，主处理剂为聚丙烯腈钾盐和聚丙烯腈铵盐，通过钾离子和铵离子的晶格固定和离子交换作用抑制泥页岩吸水膨胀，解决因膨胀压力不均造成的掉块问题，达到抑制泥页岩水化分散、稳定井壁的目的，较好地保护了上古基质碎屑岩气层 ^[2] 。

但大牛地气田下古碳酸盐岩马五 ₅ 亚段在沉积末期遭受古生代加里东运动的抬升作用，地层在 120 ～ 150 MPa 的强烈风化剥蚀和化学溶蚀下，形成了多种成因的天然裂缝储层 ^[3] 。所以，钾铵基钻井液的固相很容易顺着微裂缝进入储层深处，且难以通过酸化有效解堵，在放喷阶段有不同程度的黑色钻井液随返排液返出，钻井液对于裂缝型碳酸盐岩储层保护效果受到严重质疑。

钾铵基钻井液由膨润土、石墨润滑剂、超细碳酸钙等组成，体系中 6% ～ 10% 的固相在压差作用下会顺着裂缝进入碳酸盐岩深处。钻井液停止循环时，当量液柱压力降低，裂缝闭合，进入地层的固相被压实，发生塑性变形甚至破碎堵塞渗流通道，裂缝不能恢复原状，造成储层渗透率永久性降低 ^[4] 。由于钾铵基钻井液中的固相以非酸溶固相为主，酸液无法对其有效酸溶，需要寻找一种有效方案解决钻井液固相对裂缝性储层的伤害。

为解决钻井液固相伤害储层问题， 20 世纪 80 年代，国外开始使用主要处理剂是聚合物和盐类的无固相钻井液，钻井液密度 1.00 ～ 1.75 g/cm ³ ，但耐高温能力较弱，只能承受 100 ℃以下的作业温度 ^[5] 。 20 世纪 90 年代后，随着聚合物处理剂抗温能力增强，发展了无固相盐水聚合物钻井液 ^[6] 、无固相甲酸盐钻井液 ^[7] 、烷基糖苷无固相钻井液 ^[8] 、无固相弱凝胶钻井液 ^[9] 等多种无固相钻井液，这些无固相钻井液不存在固相伤害，但其聚合物也会对储层造成少量的伤害。

总体看，现有无固相钻井液研制思路是，先满足钻井工程需求，然后依据钻井液特点选择专用的酸性破胶剂、氧化破胶剂或者生物降解剂降解聚合物返排出地层，现场施工必须破胶解堵，工序相对繁琐 ^[10-11] 。

为此，笔者以完井酸液作为无固相钻井液的破胶剂研究形成了一套低密度无固相易酸溶钻井液，密度低于 1.05 g/cm ³ ，通过降低液柱压力减小固相和聚合物的侵入 ^[12] ，固相含量低于 2% 降低固相对储层的伤害 ^[13] ，酸溶解度大于 95% ，有效解除固相和聚合物对储层的侵入伤害 ^[14] ，储层渗透率恢复值大于 95% ，替代钾铵基钻井液，实现大牛地气田碳酸盐岩的高效开发。

1　储层工程地质特征

大牛地气田下古碳酸盐岩储层属三低油气藏，压力系数在 0.984 ～ 1.024 之间，是典型的破碎性地层 ^[15] 。其中深层奥陶系马家沟组以碳酸盐岩为主，夹蒸发岩地层，自下而上可分为 6 个段，依次为马一段—马六段。马五段自上而下又划分为 10 个亚段，依次为马五 ₁ —马五 ₁₀ 亚段 ^[16] 。其目的层为马五层，储层埋深 2 800 ～ 3 200 m ，地层温度 90 ～ 110 ℃，厚度主要分布在 24 ～ 30 m ，平均 26.8 m ，是大牛地气田增产稳产的重要接替区。

大牛地气田 2011 年前采用直井开发方式，马家沟组多个层位获得工业气流，平均测试气产量 0.62 × 10 ⁴ m ³ /d ，无法满足气田天然气经济开发的需求。 2012 年后引入水平井复合加砂酸压技术，测试气产量平均 2.72 × 10 ⁴ m ³ /d ，致密低渗碳酸盐岩储层开发获得突破 ^[17] 。

1.1　岩石矿物组成

利用 X 射线衍射仪对大牛地气田马五 ₅ 亚段碳酸盐岩储层开展全岩矿物组分分析，结果如图 1 所示。

实验结果表明，马五 ₅ 亚段储层矿物以白云石为主，占比 41.1% ～ 96.6% ，平均 78.98% ；其次是方解石，占比 2.2% ～ 42.2% ，平均 16.16% ；石英占比 0.8% ～ 9.3% ，平均 3.34% ；黏土矿物占比 0 ～ 6.8% ，平均 1.36% ，其中白云石和方解石含量高表明其潜在酸敏损害程度强。

1.2　岩石孔渗和微裂缝特征

利用稳态气体渗透率仪和氦孔隙度仪对大牛地气田大 A 井马五 ₅ 亚段的碳酸盐岩储层进行孔渗测试，从连续孔渗测定数据来看，基质碳酸盐岩气测渗透率小于 0.10 mD ，对储层的产量贡献相对有限，而裂缝型碳酸盐岩气测渗透率范围为 0.64 ～ 38.10 mD ，是碳酸盐岩气藏的主要流动通道。

从成像测井分析资料可知（表 1 ），马五层微裂缝发育且缝宽变化极大，主要分布在 6 ～ 188 μm 之间。

而使用的钾铵基钻井液粒度分布如图 2 所示。 D ₉₀ 为 221.29 μm ， D ₅₀ 为 35.69 μm ，钻井液中的固相易进入微裂缝造成堵塞，并且其配方内的膨润土、石墨和沥青等非酸溶处理剂无法通过酸溶解堵。

1.3　储层敏感性评价

选取大 A 井马五 ₅ 亚段的碳酸盐岩岩心参照《储层敏感性流动实验评价方法： SY/T 5358 — 2010 》开展敏感性实验，实验结果表明，大牛地气田碳酸盐岩储层速敏损害率为 21.31% ，临界流速为 0.75 mL/min ，属弱速敏损害；水敏损害率为 4.57% ，无水敏损害；盐敏损害率为 15.48% ，临界矿化度 60 000 mg/L ，属弱盐敏损害；碱敏损害率为 11.88% ，临界 pH 值为 8.5 ，属弱碱敏损害；酸处理后渗透率由 1.58 mD 上升至 1.96 mD ，酸敏损害率为－ 24.05% ，无酸敏损害。

综上所述，基于碳酸盐岩储层工程地质特征，大牛地气田马五 ₅ 亚段碳酸盐岩储层伤害的主控因素为钻井液固相侵入导致的储层伤害，储层的产能主要受裂缝数量多寡和畅通程度控制，对裂缝畅通性的保护程度，将直接影响开发效果。

2　低密度无固相易酸溶钻井液优选

基于上述工程地质特征认识，以完井胶凝酸作为无固相钻井液的破胶剂，倒推筛选出易酸溶破胶的增黏剂和降滤失剂，并结合大牛地气田碳酸盐岩黏土含量低和地层压力低的特点，形成一套工艺简单的低密度无固相易酸溶钻井液。

2.1　降滤失剂和增黏剂优选测试

常规的无固相钻井液主要考虑钻井液助剂能否满足钻井工程的需要，很少会兼顾聚合物的酸溶解堵问题，通常而言酸液可通过攻击黄原胶或淀粉衍生物这类糖苷聚合物的水解基团使其降解，进而达到酸溶解堵的目的。因此，开展抗高温淀粉、羧甲基纤维素钠盐和黄原胶等 6 种天然处理剂的酸溶性实验，测试其酸溶率。

实验按配比称取一定量的钻井液处理剂，在变频高速搅拌器上用 400 mL 水搅拌溶解，密闭养护 16 h 后，高速搅拌 15 min 用数显全自动流变仪测试加酸前表观黏度。称取 2% 浓度为 20% 的盐酸加入装有 400 mL 钻井液的搅拌杯内， 10 000 r/min 高速搅拌 10 min 后，将其倒入烧杯内在 90 ℃温度下水浴加热 4 h ，取出搅拌 5 min 后，测试加酸后表观黏度，并通过加酸前后表观黏度的变化率表征其酸溶率 ^[18] ，酸溶时间越短越有利于后续的施工和钻完井液返排 ^[19] 。

实验结果如表 2 所示，遇酸 4 h 后，抗高温淀粉、羧甲基淀粉、低黏羧甲基纤维素钠盐、低黏聚阴离子纤维素、黄原胶和高黏羧甲基纤维素钠盐的酸溶率介于 58.76% ～ 97.14% 。

结果表明，黄原胶在高浓度的酸液条件下其高度有序的结构和特有的旋光性能保护其不被高效率的酸溶，不适用于易酸溶配方，选择易酸溶的抗高温淀粉、低黏羧甲基纤维素钠盐和高黏羧甲基纤维素钠盐作为钻井液的降滤失剂和增黏剂。

2.2　淀粉杀菌剂优选测试

细菌经常引起钻井液用淀粉类处理剂降解，导致处理剂失效 ^[20] ，进而造成钻井液滤失量增大，若短期内无法恢复钻井液性能，存在井壁失稳的风险 ^[21] 。常规的杀菌剂对人畜和水生物都有不同程度的毒性，大量在环境中积累可能危害环境 ^[22] 。因此，对环保性较好的双季胺、卡松和有机碱杀菌剂采用细菌瓶法进行评价测试。

实验取现场配浆水 1 600 mL ，加入 2% 的抗高温淀粉搅拌均匀后将其平均分成 4 份。其中 1 ^# 为原浆，其余 3 份按 0.1% 的加量分别加入双季胺、卡松和有机碱杀菌剂，并编号 2 ^# ～ 4 ^# ，搅拌均匀后用无菌注射器抽取 1 mL 的钻井液分别注入 4 个细菌瓶内，将细菌瓶放入恒温箱， 30 ℃温度下养护 7 d ，通过观察细菌瓶是否变色来判断杀菌剂杀菌效果 ^[23] 。

实验结果如表 3 所示， 1 ^# 原浆测试瓶由红色变为黄色，表明抗高温淀粉在钻井液中会滋生硫酸还原菌。 2 ^# 和 3 ^# 由红色变为黄色，表明双季胺和卡松杀菌剂杀菌能力不足，依然有细菌滋生。 4 ^# 有机碱杀菌剂细菌瓶保持红色原色。因此，选择有机碱杀菌剂作为低密度无固相易酸溶钻井液的杀菌剂。

2.3　润滑剂与其他处理剂的配伍性测试

水平井需要钻井液具有极好的润滑性。无固相钻井液润滑性较好，但仍难满足钻完井过程中降低钻完井管柱摩阻的要求 ^[24] 。杀菌剂和油脂类润滑剂中均含有表面活性剂，两种处理剂表面活性剂的配伍性好坏对钻井液润滑性能至关重要。

实验取 400 mL 清水 2 份，在每份清水中加入 0.1% 的有机碱杀菌剂，然后分别加入 2% 的油基润滑剂Ⅱ型和植物油润滑剂。 10 000 r/min 高速搅拌 20 min 后测试其极压润滑系数。再将两份钻井液分别装入老化罐内，在高温滚子炉内 120 ℃温度下，热滚 16 h 后测试极压润滑系数，用热滚前后的润滑系数大小来评价其配伍性 ^[25] 。

实验结果如表 4 所示，常温下油基润滑剂Ⅱ型与植物油润滑剂的润滑系数基本相当，分别为 0.08 和 0.06 ， 16 h 热滚后的润滑系数分别为 0.17 和 0.09 ，油基润滑剂Ⅱ型润滑系数上升 112% ，表明其与有机碱杀菌剂不配伍。植物油润滑剂极压润滑系数上升率仅为 50% ，且极压润滑系数小于 0.10 ，因此选择配伍性更好的植物油润滑剂作为配方用润滑剂。

3　综合性能评价

利用上述优选的处理剂，结合大牛地气田钻井液流变性、滤失性、润滑性等性能的需要，优化形成低密度无固相易酸溶钻井液，并与钾铵基钻井液进行性能对比。

低密度无固相易酸溶钻井液配方：清水＋ 0.3% ～ 0.8% 低黏羧甲基纤维素钠盐＋ 1.0% ～ 2.0% 抗高温淀粉＋ 0.1% ～ 0.3% 高黏羧甲基纤维素钠盐＋ 2.0% ～ 3.0% 植物油润滑剂＋ 0.05% ～ 0.10% 有机碱杀菌剂＋ 0.05% ～ 0.10% 烧碱。

钾铵基钻井液配方：清水＋ 3.0% ～ 4.0% 膨润土＋ 0.1 ～ 0.2% 纯碱＋ 0.1% ～ 0.2% 烧碱＋ 0.2% ～ 0.5% 低黏聚阴离子纤维素＋ 0.3% ～ 0.5% 聚丙烯腈钾盐＋ 0.5% ～ 2.0% 聚丙烯腈铵盐＋ 2.0% ～ 3.0% 乳化沥青＋ 2.0% ～ 3.0% 褐煤树脂＋ 3.0% ～ 5.0% 超细碳酸钙＋ 0.3% ～ 0.5% 部分水解聚丙烯酰胺钾盐＋ 1.0% ～ 2.0% 石墨润滑剂。

3.1　钻井液120 ℃ 抗温性能评价

室内分别配制好低密度无固相易酸溶钻井液和钾铵基钻井液，室温养护 16 h 后，在高温滚子炉 120 ℃温度下热滚 16 h ，对两套钻井液的抗温性能进行测定。

实验结果如表 5 所示，低密度无固相易酸溶钻井液 120 ℃热滚后，其各项性能参数与钾铵基钻井液基本相当，但钻井液密度下降 0.06 g/cm ³ ，固相含量下降 6% ，可更好地保护储层。

3.2　钻井液酸溶程度评价

参照前述酸溶率实验方法对两套钻井液的酸溶性能开展实验评价。

实验发现， 钾铵基钻井液加酸前表观黏度 20.0 mPa · s ，酸溶后表观黏度 18.5 mPa · s ，聚合物酸溶率 7.50% ，泥饼酸溶率 37.00% ；低密度无固相易酸溶钻井液加酸前表观黏度 22.0 mPa · s ，酸溶后表观黏度仅 1.0 mPa · s ，聚合物酸溶率 95.45% ，无泥饼不需酸溶。

3.3　钻井液与储层的配伍性评价

选取大牛地气田马五 ₅ 亚段渗透率 1.0 mD 以上的裂缝型碳酸盐岩岩心，利用静滤失评价装置测定钻井液侵入岩心前后渗透率的变化来评价钻井液对储层的损害程度和配伍性，将酸溶后的钻井液 pH 值调整至中性，钻井液加热至 90 ℃模拟地层温度，以 3.5 MPa 的模拟压差完成实验。实验结果如表 6 所示，其中，大 A 井马五 ₅ 亚段裂缝型碳酸盐岩岩心污染前渗透率 3.23 mD ，采用钾铵基钻井液污染后渗透率 1.57 mD ，渗透率恢复值 51.40% ；石 B 井马五 ₅ 段裂缝型碳酸盐岩岩心污染前渗透率 1.70 mD ，采用低密度无固相易酸溶钻井液污染后渗透率 1.62 mD ，渗透率恢复值 95.29% 。可见，低密度无固相易酸溶钻井液与储层配伍性良好，渗透率恢复值比钾铵基钻井液提升了 43.89% ，能更有效地保护马五 ₅ 亚段碳酸盐岩储层。

4　现场应用

低密度无固相易酸溶钻井液在大牛地气田已完井 10 余井次现场应用。现以已投产的 DK-A 井水平段为例介绍低密度无固相易酸溶钻井液的应用和酸化解堵过程。

该井目的层为奥陶系马家沟组马五 ₅ 亚段，垂深 2 976.20 m ，设计水平段长 1 300 m 。三开使用低密度无固相易酸溶钻井液，钻井过程中根据性能参数变化及时维护调整钻井液性能，钻进期间钻井液性能基本稳定，马氏漏斗黏度 35 ～ 43 s ，密度 1.02 ～ 1.05 g/cm ³ ，固相含量 0.5% ～ 2.0% ，低温低压滤失量 5.0 ～ 6.0 mL/30 min ，塑性黏度 7.0 ～ 10.0 mPa · s ，动切力 3.5 ～ 6.0 Pa ，动塑比 0.50 ～ 0.60 Pa/(mPa · s) ，初切 1.0 ～ 1.5 Pa ，终切 1.0 ～ 2.0 Pa ，膨润土含量 0 g/mL ，泥饼黏滞系数 0.03 ～ 0.08 。

钻井过程中钻井液密度与邻井相比降低了 0.06 g/cm ³ ，液柱压差减少 2.04 MPa ，固相含量降低 4% ，无固相和低压差不仅减少了固相和滤液侵入造成的储层伤害，且提高了钻井速度，缩短了钻井液对储层的浸泡时间， 9.42 d 完成水平段 1 300 m 钻进，整个钻井过程中施工顺利，无事故复杂，电测井径扩大率仅为 3.21% 。与邻井钾铵基钻井液相比，水平段钻井液费用从 31.20 万元降低至 13.14 万元，费用下降了 57.88% 。

结合大牛地气田马五 ₅ 亚段白云岩和方解石含量高、黏土矿物含量超低的特点， DK-A 井采用变排量造长缝复合加砂酸压工艺， 共完成 16 段 34 簇的压裂作业。由于采用的低密度无固相易酸溶钻井液的泥饼和聚合物酸溶率高达 95% 以上，有利于下古碳酸盐岩气藏天然气渗流通道微裂缝的疏通恢复，进而大幅提高了天然气产量，酸压解堵 15 d 后开始返排求产，两个月后油压 5.2 MPa ，套压 10.8 MPa ，返排率 36.10% ，产气量 6.16 × 10 ⁴ m ³ /d ，相同的地质、钻完井工艺条件下，产气量较采用钾铵基钻井液完钻的邻井 DK-B 井提升了 76% ，气藏保护效果良好。

5　结论

1 ）以压裂完井酸液作为无固相钻井液破胶剂优选关键处理剂，从源头保护储层避免伤害，研制适用于裂缝型碳酸盐岩储层的低伤害钻井液是可行的。

2 ）研发的低密度无固相易酸溶钻井液密度降低了 0.06 g/cm ³ ，固相含量低于 2% ，酸溶率超过 95% ，渗透率恢复值大于 95% ，有效预防并减小了钻井过程中对储层的伤害，替代钾铵基钻井液，实现了大牛地气田碳酸盐岩的高效开发。