宋兆輝，吳雪鵬，陳 鋮，蔡利山，林永學(xué)，金軍斌，張鳳英

（中國(guó)石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

0 前言

川西地區(qū)勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度是影響川西區(qū)塊氣井產(chǎn)能的主要因素之一；如何實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層原有裂縫的高效保護(hù)，是保證油氣層的及時(shí)發(fā)現(xiàn)和準(zhǔn)確評(píng)價(jià)、提高川西地區(qū)低滲氣藏產(chǎn)量的主要研究方向之一［1—2］。完井作業(yè)是提高和恢復(fù)產(chǎn)能的重要環(huán)節(jié)，完井作業(yè)時(shí)需將鉆井過(guò)程中在近井壁地帶的暫堵層或泥餅高效清除，從而解放氣藏通道實(shí)現(xiàn)低殘留，這也是低滲氣藏鉆井過(guò)程中實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層保護(hù)的重要手段之一［3—4］?，F(xiàn)有川西低滲氣藏鉆井液體系中既能形成有效封堵層，又有較高泥餅解堵率體系的相關(guān)報(bào)道較少［3，5，6］。川西陸相低滲氣藏儲(chǔ)層下沙溪廟組以厚層巖屑長(zhǎng)石砂巖、巖屑石英砂巖為主，上沙溪廟組以紫紅色含鈣質(zhì)結(jié)核的泥巖為主，夾厚層長(zhǎng)石石英砂巖，黏土礦物占全礦物的比例為16%～35%，滲透率為8×10-4～1.75×10-3μm2，平均滲透率0.021×10-3μm2，孔隙度為0.9%～15.33%，平均孔隙度8.66%。針對(duì)川西氣藏普遍存在滲透率低、孔喉形狀復(fù)雜、氣體流動(dòng)阻力較高等特征，開(kāi)展了低損害鉆井液體系研究［6—8］。低損害鉆井液體系既可以在鉆井過(guò)程中實(shí)現(xiàn)高阻滲，又可以在完井作業(yè)時(shí)實(shí)現(xiàn)封堵物質(zhì)的低殘留［9—10］。儲(chǔ)層損害程度與鉆井周期密切相關(guān)，低損害鉆井液體系不但應(yīng)具備儲(chǔ)層保護(hù)功能，同時(shí)也要具備較強(qiáng)的井眼穩(wěn)定能力，以便盡可能減少工作液與儲(chǔ)層的接觸時(shí)間［11—13］。

川西致密砂巖地層孔隙度較低、孔隙半徑小、喉道形狀復(fù)雜，巖石基質(zhì)的毛管效應(yīng)強(qiáng)，致密砂巖氣藏的基質(zhì)滲透率低。由于致密砂巖氣藏的含水飽和度遠(yuǎn)低于常規(guī)油氣藏，當(dāng)外來(lái)工作液滲入或者擠注進(jìn)入儲(chǔ)層后，在較高的毛管力梯度下會(huì)發(fā)生自吸作用，進(jìn)入儲(chǔ)層的裂縫和孔道中，產(chǎn)生比常規(guī)油氣藏更強(qiáng)的液相圈閉損害。造成川西地區(qū)儲(chǔ)層損害的因素主要有如下3 個(gè)方面：（1）液相圈閉損害。臨界水飽和度與初始水飽和度之間的差值越大，液相圈閉對(duì)氣藏產(chǎn)生的損害越嚴(yán)重。液相圈閉主要損害井壁周?chē)貙拥挠行B透率，對(duì)致密砂巖氣藏儲(chǔ)層的損害較常規(guī)油藏更為嚴(yán)重；較大的地層水礦化度也會(huì)導(dǎo)致地層水易結(jié)垢，損害儲(chǔ)層滲透率。（2）液相敏感性損害。依據(jù)江沙206HF 井、江沙33-7井、中江109D 等井取出巖心的滾動(dòng)回收率和敏感測(cè)試結(jié)果，川西低滲沙溪廟組巖性主要表現(xiàn)為：速敏損害弱，水敏程度中偏弱～中偏強(qiáng)，酸敏程度為中偏強(qiáng)～強(qiáng)。（3）水基濾液造成儲(chǔ)層巖石中的黏土礦物水化分散運(yùn)移。致密砂巖氣藏的含水飽和度低，水分大多分布在孔隙以及晶粒交接處，未被水潤(rùn)濕的顆粒廣泛分布。儲(chǔ)層揭開(kāi)以后，孔縫中的高嶺石、發(fā)絲狀伊利石、淤泥顆粒、非結(jié)晶硅石、石英、長(zhǎng)石等固相顆粒在水化壓差作用下都可能發(fā)生不同程度的運(yùn)移，堵塞孔喉，對(duì)儲(chǔ)層造成損害。

本文主要以“高阻滲低殘留”為儲(chǔ)層保護(hù)的目標(biāo)方針，研發(fā)新型儲(chǔ)層保護(hù)劑，同時(shí)開(kāi)展井壁強(qiáng)化、潤(rùn)滑等研究。針對(duì)川西儲(chǔ)層特點(diǎn)，主要由以下兩個(gè)方面研究低損害鉆井液體系：（1）研制功能型鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)劑SMRP-1，對(duì)鉆井液進(jìn)行改進(jìn)，增強(qiáng)鉆井液的封堵能力；（2）選擇性配伍可酸溶的材料，在實(shí)現(xiàn)鉆井液強(qiáng)封堵的同時(shí)，也可以通過(guò)酸洗溶解，實(shí)現(xiàn)封堵儲(chǔ)層的滲透率恢復(fù)率達(dá)95%以上，達(dá)到保護(hù)儲(chǔ)層的目的。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

鹽酸、氯化鈣、氯化鉀、氫氧化鉀、甲醇、十二烷基磺酸鈉、偶氮雙異丁基腈，上海阿拉丁試劑公司；重質(zhì)碳酸鈣型剛性顆粒和丙烯酰胺類(lèi)聚合單體1、乙烯基吡咯烷酮單體2和苯乙烯磺酸鹽類(lèi)單體3，德州大陸架公司；聚丙烯酰胺鉀鹽（KPAM）、低黏度聚陰離子纖維素（LV-PAC）、黃原膠（XC）、石灰，鄭州東方助劑有限公司；磺化酚醛樹(shù)脂SMP、磺化酚醛樹(shù)脂SMP-2、褐煤樹(shù)脂（SPNH），昆明金思達(dá)化工有限公司；環(huán)保淀粉（SMART）、環(huán)保潤(rùn)滑劑（SMLUB-E）、井壁修補(bǔ)強(qiáng)化劑（SCH）、抑制型表面活性劑（FS-1），中石化石油工程技術(shù)研究院；磺化單寧SMT，濮陽(yáng)市鑫源環(huán)保科技有限公司；磺化烤焦SMK、磺化瀝青，榮盛化工有限公司；重晶石粉，安縣華西礦粉有限公司；川西地區(qū)高沙304 井下沙溪廟組天然巖心，長(zhǎng)約7.54 cm、直徑約2.50 cm；膨潤(rùn)土漿，按石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5490—2016《鉆井液試驗(yàn)用土》配制；川西高廟33-21HF井下沙溪廟組泥巖，清水回收率為44.5%。

Glacios透射電鏡（TEM），賽默飛世爾科技有限公司；恒溫箱、滾子爐、精密壓力表、精密加壓控制閥和液樣收集器、DYX-1 巖心滲透率測(cè)試儀，海安縣石油科技儀器有限公司；FA 型非滲透濾失儀，青島泰峰石油儀器有限公司；ZNN-D6 六速旋轉(zhuǎn)黏度儀、71 型高溫高壓濾失儀、ZNS-2A 型中壓濾失儀，青島恒泰達(dá)機(jī)電設(shè)備有限公司；DW-2 動(dòng)態(tài)污染評(píng)價(jià)儀，南通儀創(chuàng)實(shí)驗(yàn)儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）儲(chǔ)層保護(hù)劑SMRP-1的制備

依據(jù)地層平均滲透率分布范圍，選用粒徑范圍在30～100 μm的剛性顆粒作為主劑，將其加入氧化還原引發(fā)劑偶氮雙異丁基腈的水溶液中并充分?jǐn)嚢琛⒊暿蛊渚鶆蚍稚?，依次按比例加入表面活性劑（十二烷基磺酸鈉）、聚合單體1、單體2、單體3充分混合，40℃下反應(yīng)4 h 后，將混合體系離心分離、甲醇溶液洗滌，真空干燥，得到淡黃色粉末狀固體。

（2）阻滲性能測(cè)試

采用FA 型非滲透濾失儀分別測(cè)試30 min 內(nèi)液流浸入砂床的深度，通過(guò)侵入深度表征不同體系的阻滲性能。

（3）酸溶性

①SMRP-1 酸溶率的測(cè)定。配制4 份質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15%的鹽酸溶液200 mL；攪拌下分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)烘干后的SMRP-1 樣品，攪拌溶解4 h 后，離心、洗滌、充分烘干后稱(chēng)重，得到酸溶后SMRP-1 的殘余質(zhì)量。按SMRP-1酸溶前后的質(zhì)量差與酸溶前質(zhì)量的比值計(jì)算SMRP-1酸溶率。

②泥餅酸溶率的測(cè)定。采用中壓濾失儀，通過(guò)濾紙-稱(chēng)重法評(píng)價(jià)酸液對(duì)泥餅的溶解清除性。首先，記錄濾失實(shí)驗(yàn)所用濾紙的質(zhì)量，保留API 濾失量實(shí)驗(yàn)形成的泥餅，準(zhǔn)確稱(chēng)量泥餅質(zhì)量m1（去除濾紙質(zhì)量，即泥餅與酸液反應(yīng)前的質(zhì)量）；將稱(chēng)重的泥餅在酸液（15% 鹽酸）中浸泡1、2、4 h，取出酸化后的殘余泥餅，烘干至恒重，準(zhǔn)確稱(chēng)量殘余質(zhì)量m2，按（m1-m2）/m1×100%計(jì)算泥餅酸溶率R。

（4）巖心滲透率恢復(fù)率的測(cè)定

①測(cè)定巖心水測(cè)滲透率Kw1，入口壓力選擇0.5 MPa，待出氣口氣壓穩(wěn)定后測(cè)量；②將巖心裝入巖心夾持器的膠皮套內(nèi)，使巖心位于巖心夾持器底端，在另一端裝入堵頭后，擰上堵頭固定器壓緊巖心，施加一定圍壓后將待測(cè)鉆井液倒入污染釜中，打開(kāi)加熱系統(tǒng)，設(shè)定溫度為120℃，同時(shí)在60 r/min 轉(zhuǎn)速下攪拌鉆井液；③在巖心出口處放好量筒，加壓到3.5 MPa 的同時(shí)打開(kāi)濾液出口閥，開(kāi)始計(jì)時(shí)、計(jì)量，并記下累積濾失體積（即瞬時(shí)濾失），動(dòng)濾失實(shí)驗(yàn)時(shí)間為125 min；④測(cè)定鉆井液損害巖心后巖心的水測(cè)滲透率Kw2；⑤按Kw2/Kw1×100%計(jì)算靜態(tài)滲透率恢復(fù)值RS。

2 結(jié)果與討論

2.1 SMRP-1結(jié)構(gòu)表征

SMRP-1的結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖1。SMRP-1的紅外光譜圖（見(jiàn)圖2）中，2851.91、2928.77 cm-1為亞甲基C—H對(duì)稱(chēng)和不對(duì)稱(chēng)伸縮振動(dòng)峰；865.01、1101.24 cm-1為Si—O—Si 的對(duì)稱(chēng)和不對(duì)稱(chēng)伸縮振動(dòng)吸收峰；3348.45 cm-1為仲胺的N—H 伸縮振動(dòng)峰；1249.72 cm-1為C—N 的伸縮振動(dòng)峰；687.22 cm-1為苯環(huán)的C—H 面外彎曲振動(dòng)峰；1586.93、1400.03 cm-1為苯環(huán)的C—C伸縮振動(dòng)峰。說(shuō)明目標(biāo)聚合物已經(jīng)包被到粉體剛性顆粒表面。

圖1 SMRP-1的聚合物結(jié)構(gòu)

圖2 SMRP-1的紅外光譜圖

2.2 SMRP-1作用機(jī)理

本文通過(guò)對(duì)阻滲機(jī)理的研究分析，結(jié)合地層特點(diǎn)，從提高孔隙彌合效應(yīng)、提高微通道的液阻效應(yīng)、采用可酸溶原料等方面入手，最終實(shí)現(xiàn)低殘留目標(biāo)。由透射電鏡照片（見(jiàn)圖3）可見(jiàn)，制備的SMRP-1粒子具有明顯的核殼結(jié)構(gòu)。通過(guò)在剛性顆粒表面接枝部分交聯(lián)的聚合物，聚合物“網(wǎng)狀”結(jié)構(gòu)包覆在顆粒表面，提高其致密封堵能力。表面聚合物中引入耐溫性好的苯磺酸等官能團(tuán)可以有效提高分子的耐溫和吸附作用，剛性顆粒起支點(diǎn)骨架作用，通過(guò)聚合物交聯(lián)纏繞提高封堵作用。SMRP-1中的剛性顆粒能提供架橋的強(qiáng)度，其表面的網(wǎng)狀聚合物能適應(yīng)裂縫中的非規(guī)則孔徑，形成可部分交聯(lián)的致密封堵膜，并在井壁巖石表面形成屏蔽層，有效阻止鉆井液內(nèi)組分侵入地層。鉆井施工完成后，縫隙中的SMRP-1 通過(guò)酸化可被清除，從而實(shí)現(xiàn)體系對(duì)儲(chǔ)層的低損害。

圖3 SMRP-1顆粒的透射電鏡照片

2.3 SMRP-1性能評(píng)價(jià)

2.3.1 阻滲性能

在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%的膨潤(rùn)土基漿中分別加入不同濃度的SMRP-1，在30 min 內(nèi)不同濃度液流浸入砂床（80～100 目）的深度如圖4 所示。由圖可見(jiàn)，SMRP-1 不僅具有良好的砂床裂隙封堵性能，還具有較好的降濾失特性。這可能是由于SMRP-1的表面引入了疏水基團(tuán)，在泥餅形成過(guò)程中可以在泥餅表面形成弱疏水表面，阻止液體滲入，宏觀表現(xiàn)為濾失量（FL（API））的降低；同時(shí)部分SMRP-1 顆?？梢栽谖⒖紫秲?nèi)壁吸附形成疏水層，增強(qiáng)了巖石孔隙表面的疏水液阻效應(yīng)。SMRP-1可顯著降低濾失量，促進(jìn)形成更加致密的泥餅，改善泥餅質(zhì)量。

圖4 SMRP-1加量對(duì)砂床侵入性能的影響

為進(jìn)一步研究SMRP-1在不同孔隙大小的巖石中的封堵、降濾失性能，在不同目數(shù)石英砂的砂床中分別測(cè)試膨潤(rùn)土漿體系在30 min 內(nèi)浸入砂床的深度，結(jié)果如表1所示。眾所周知，在其他條件相同的情況下，非滲透儀砂床中采用的石英砂目數(shù)越大，其孔隙度越小。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，不同目數(shù)石英砂對(duì)液流的滲透和濾失性影響較大，即孔隙度越小，體系對(duì)液流的抗?jié)B濾能力也越強(qiáng)。所用石英砂目數(shù)為80～100 時(shí)，未經(jīng)處理的膨潤(rùn)土原漿即具有較好的阻滲性能，而SMRP-1 的加入可以進(jìn)一步提高體系的阻滲性能。隨著所用石英砂目數(shù)的進(jìn)一步增加，含有SMRP-1 的體系仍表現(xiàn)出較好的阻滲能力，但阻滲效果略有下降，這可能是由所制備的SMRP-1自身粒徑與巖石孔隙匹配程度所決定的。

表1 液流在不同砂床中的滲漏情況

2.3.2 酸溶性

鉆井液在封堵、阻滲時(shí)，對(duì)孔喉、裂縫處的阻滲做出貢獻(xiàn)的固相顆粒和液相物質(zhì)需要在完井過(guò)程中得到有效消除，解放氣體流通通道，真正實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層低損害。因此，在制備SMRP-1 時(shí)所使用的原料均可酸溶。SMRP-1 加量對(duì)自身SMRP-1 酸溶率的影響如圖5 所示。SMRP-1 經(jīng)15%的鹽酸溶液充分溶解后，其固體殘留量約為15%，其中經(jīng)4 h酸溶的SMRP-1 酸溶率可達(dá)到87%；在15%的鹽酸中，1%SMRP-1 的SMRP-1 自身酸溶率最高，可以達(dá)到89.2%。隨著SMRP-1濃度增加，自身酸溶率有所下降，但仍高于85%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，SMRP-1可以通過(guò)低濃度酸洗實(shí)現(xiàn)低固相殘留，從而實(shí)現(xiàn)保護(hù)儲(chǔ)層的目的。

圖5 SMRP-1加量對(duì)酸溶率的影響

2.4 低損害鉆井液性能

對(duì)于油氣藏勘探開(kāi)發(fā)工程而言，任何體系都要首先滿(mǎn)足安全鉆井工作需要。低損害鉆井液作為低滲氣藏保護(hù)用體系，在技術(shù)上具有較強(qiáng)的方向性。所謂低損害，即最大限度地保護(hù)好儲(chǔ)層原始狀態(tài)，以“高阻滲低殘留”SMRP-1為基礎(chǔ)，結(jié)合井壁修補(bǔ)強(qiáng)化劑及配伍性較好的關(guān)鍵處理劑的研選，同時(shí)綜合考慮安全鉆井技術(shù)需要，構(gòu)建形成低損害鉆井液，其基礎(chǔ)配方為：2%膨潤(rùn)土漿＋0.3%～0.5%KPAM ＋0.3%～0.5% LV-PAC ＋0.8% SMART ＋0.2% KOH ＋3% SMP-2 ＋3% SPNH ＋2%SMLUB-E+2%～3%SMRP-1+1%～2%SCH+3%～5%KCl+0.5%～1%FS-1+0.1%～0.2%XC+0.5%石灰+重晶石（調(diào)節(jié)密度）。

2.4.1 綜合性能

不同密度條件下，低損害鉆井液綜合性能評(píng)價(jià)結(jié)果如表2 所示。測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)參照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 16783.1—2014《石油天然氣工業(yè)鉆井液現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試第1 部分：水基鉆井液》。由表2 可見(jiàn)，基礎(chǔ)配方鉆井液的流變性和濾失性均較好，潤(rùn)滑性?xún)?yōu)良，有較強(qiáng)的抑制性。且鉆井液流變性能和潤(rùn)滑性能受鉆井液密度變化（升高）的影響較小，表明SMRP-1 與水基鉆井液的配伍性良好。

表2 低損害鉆井液綜合性能評(píng)價(jià)

2.4.2 抗鈣污染性能

低損害鉆井液是以鉀基和聚磺體系為基礎(chǔ)構(gòu)建的，體系自身的Cl-含量即可達(dá)到30 g/L 以上，因此重點(diǎn)考察了氯化鈣對(duì)體系性能的影響，以期提高該體系對(duì)各種鹽離子污染的適應(yīng)性。首先按照上述基礎(chǔ)配方配制密度為1.90 g/cm3的低損害鉆井液，分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的CaCl2，在120℃下滾動(dòng)16 h后分別測(cè)試體系流變性能、FL（API）及FL（HTHP），結(jié)果如表3 所示。當(dāng)CaCl2加量為0～1.5%時(shí)，低損害鉆井液的表觀黏度（AV）、動(dòng)切力（YP）和塑性黏度（PV）均未出現(xiàn)明顯變化；當(dāng)CaCl2加量大于2%時(shí)，體系流變性能略有上升。隨CaCl2濃度增加，F(xiàn)L（API）和FL（HTHP）略有上升，表明低損害鉆井液具有較好的抗鈣離子污染性能。

表3 CaCl2加量對(duì)低損害鉆井液流變性與濾失量的影響

2.4.3 阻滲性能

針對(duì)深井鉆井液高溫高壓條件，采用71型高溫高壓濾失儀，參照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 16783.1—2014 分別測(cè)試了聚磺鉆井液（常規(guī)水基鉆井液中加入SMT、SMK 及SMP）、封堵鉆井液（常規(guī)水基鉆井液中加入磺化瀝青）和低損害鉆井液的PPA 濾失量（FL（PPA）），使用5 μm 孔板作為過(guò)濾介質(zhì)，實(shí)驗(yàn)溫度為120℃。不同體系PPA濾失量隨測(cè)試時(shí)間的變化如圖6 所示。隨測(cè)試時(shí)間的延長(zhǎng)，3 種鉆井液的PPA 濾失量逐漸增加。其中，低損害鉆井液在實(shí)驗(yàn)時(shí)間范圍內(nèi)一直具有最低的FL（PPA），且增長(zhǎng)趨勢(shì)緩慢，表明低損害鉆井液在高溫（120℃）高壓條件下具有優(yōu)異的封堵性能。

圖6 不同鉆井液體系的PPA濾失量隨時(shí)間的變化

2.4.4 泥餅酸溶性

添加3%SMRP-1 低損害鉆井液的泥餅在15%鹽酸溶液中浸泡1、2、4 h 后的泥餅酸溶率分別為22.9%、25.1%、27.3%。該鉆井液泥餅在酸液中酸化4 h后的泥餅酸溶率可達(dá)27%以上，而相同條件下膨潤(rùn)土原漿形成的泥餅酸溶率不高于8%；且低損害鉆井液的泥餅酸溶率隨浸泡時(shí)間的延長(zhǎng)而升高，酸浸不同時(shí)間后泥餅的宏觀變化明顯，酸溶前泥餅表面致密、光滑，酸溶后表面凹凸不平且厚度明顯變薄。

2.5 低損害鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)效果

利用動(dòng)態(tài)污染評(píng)價(jià)儀測(cè)定鉆井液污染前后天然巖心的滲透率變化，然后再測(cè)定經(jīng)15%鹽酸溶液浸泡后的巖心滲透率恢復(fù)情況（巖心污染端面經(jīng)酸液浸泡后測(cè)得的滲透率恢復(fù)值），考察低損害鉆井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果，結(jié)果如表4所示。經(jīng)低損害鉆井液污染后的巖心平均滲透率恢復(fù)值為64.14%；當(dāng)污染端經(jīng)15%鹽酸溶液浸泡后，平均滲透率恢復(fù)值可以達(dá)到89.59%，滲透率恢復(fù)率提高約25%。當(dāng)采用常規(guī)的聚磺鉆井液體系污染巖心后，滲透率恢復(fù)值僅為58.26%，當(dāng)污染端經(jīng)15%鹽酸溶液浸泡后，滲透率恢復(fù)值為64.73%。可見(jiàn)低損害鉆井液體系具有良好的滲透率恢復(fù)性，可提高完井工藝效率。

表4 低損害鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)

2.6 低損害鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

低損害鉆井液在江沙209HF 井進(jìn)行了初次現(xiàn)場(chǎng)試應(yīng)用。該井施工方為西南工程公司四川鉆井分公司，井身結(jié)構(gòu)為兩段制水平井，目的層為上沙溪廟組。鉆井液在2653～3016 m 井段（地層為J2s）入井循環(huán)一周后，漏斗黏度（FV）由加入前的52～55 s變?yōu)?3～57 s，AV由39.5 mPa·s增至41 mPa·s，F(xiàn)L（API）不變，120℃下的FL（HTHP）由12.2 mL 降至10.3 mL。鉆井液（入井時(shí)的井漿密度為1.86 kg/cm3）流變性能經(jīng)高溫剪切后無(wú)較大變化，體系性能穩(wěn)定，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)漿的滲透率恢復(fù)值達(dá)到85.22%。江沙209HF 井于2017 年10 月6 日正式投產(chǎn)，產(chǎn)氣量2.43×104m3/d，中江區(qū)塊單井平均產(chǎn)氣量1.43×104m3/d，表明該低損害鉆井液對(duì)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層的保護(hù)效果良好，可用于現(xiàn)場(chǎng)推廣試用。

3 結(jié)論

針對(duì)川西低滲氣藏儲(chǔ)層特點(diǎn)，在重質(zhì)碳酸鈣類(lèi)剛性顆粒表面接枝部分交聯(lián)的聚合物制得“高阻滲低殘留”儲(chǔ)層保護(hù)劑SMRP-1，其阻滲性能和酸溶性良好，與水基鉆井液的配伍性良好。在有效提高體系儲(chǔ)層保護(hù)能力的同時(shí)，對(duì)鉆井液液相的滲透效應(yīng)也具有良好的降低作用，亦可作為鉆井液泥餅改良劑使用。用SMRP-1配制的低損害鉆井液具有較好的阻滲、抗鈣離子污染性能，形成泥餅的酸溶性較好，對(duì)儲(chǔ)層的滲透率影響較小。在江沙209HF井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，鉆井液性能穩(wěn)定，對(duì)儲(chǔ)層的保護(hù)效果較好。