馮永超

（中國(guó)石油化工股份有限公司華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

東勝氣田錦66井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階帶北東段、泊爾江海子斷層西南處，主要開發(fā)目的層為二疊系下石盒子組盒2+3段砂巖巖性-構(gòu)造含水氣藏［1］，整體表現(xiàn)出氣水關(guān)系復(fù)雜，壓裂改造易溝通下部水層造成含水率高［2-3］，儲(chǔ)層物性好，具備完成鉆井作業(yè)后不通過(guò)人工造縫的壓裂改造工藝直接投產(chǎn)的自然建產(chǎn)能力。錦66井區(qū)現(xiàn)有的鉀氨基鉆井液泥餅酸溶率37%，鉆井過(guò)程中鉆井液濾液侵入砂巖儲(chǔ)層，存在明顯的水鎖損害及壓差損害，不能滿足自然建產(chǎn)的技術(shù)需求。本文以東勝氣田錦66井區(qū)盒2儲(chǔ)層為研究對(duì)象，開展儲(chǔ)層傷害影響因素分析，引入泥漿侵入深度計(jì)算，定量化評(píng)價(jià)儲(chǔ)層傷害程度，深化自然建產(chǎn)儲(chǔ)層損害機(jī)理及對(duì)策研究，以實(shí)現(xiàn)提高單井產(chǎn)量高效開發(fā)的目的。

1 儲(chǔ)層傷害影響因素及敏感性分析

東勝氣田錦66井區(qū)盒2儲(chǔ)層整體埋深在2730～2780m，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，發(fā)育淺灰、灰白色砂礫巖，含礫粗砂巖，中砂巖，泥質(zhì)粉砂巖與褐色泥巖呈等厚互層，泥巖厚度5～10 m。鉆井過(guò)程中揭開儲(chǔ)層存在砂巖儲(chǔ)層傷害和泥巖井壁失穩(wěn)的雙重挑戰(zhàn)，鉆遇泥巖井壁失穩(wěn)造成儲(chǔ)層整體液柱壓力上升，加劇鉆井液對(duì)砂巖儲(chǔ)層的傷害程度。需同時(shí)開展砂巖傷害特征和泥巖井壁失穩(wěn)特征研究，明確儲(chǔ)層傷害影響因素，為儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策提供依據(jù)。

1.1 儲(chǔ)層砂巖物性特征及敏感性分析

選取下石盒子組盒2砂巖巖心進(jìn)行孔隙度、氣體滲透率測(cè)試，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 盒2儲(chǔ)層物性特征Table 1 Physical characteristics of He-2 reservoir

盒2段孔隙度分布區(qū)間為5.0%～16.97%，平均孔隙度為9.3%；滲透率分布區(qū)間為0.15～5.24 mD，平均滲透率為0.89 mD［4］。根據(jù)孔隙、滲透率分類標(biāo)準(zhǔn)，目的層段儲(chǔ)層物性較好，總體屬于低-特低孔、低滲-超低滲儲(chǔ)集巖，為超低滲透儲(chǔ)層［5］。盒2儲(chǔ)層平均排驅(qū)壓力0.83 MPa，最大孔喉半徑1.7648 μm；儲(chǔ)層巖樣排驅(qū)壓力較大，巖樣的孔喉較小，滲透性較差。在此基礎(chǔ)上，采用盒2段砂巖巖心開展敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2所示。盒2儲(chǔ)層整體敏感性較弱，但鹽敏和應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，鉆井過(guò)程中應(yīng)避免壓力波動(dòng)帶來(lái)的應(yīng)力傷害。

表2 盒2儲(chǔ)層敏感性特征Table 2 Sensitivity characteristics of He-2 reservoir

1.2 盒2儲(chǔ)層砂巖孔隙類型及潛在損害分析

選取下石盒子組盒2段砂巖進(jìn)行鑄體薄片分析，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖1、圖2。

圖1 錦62井3055.39 m處盒2段砂巖孔隙結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of sandstone pores in He-2 section at 3055.39m in Well Jin-62

圖2 錦62井盒2段砂巖加載巖石微觀圖像Fig.2 Microscopic image of loaded sandstone rocks in He-2 section in Well Jin-62

由實(shí)驗(yàn)測(cè)試可知：錦66井區(qū)盒2儲(chǔ)層段孔隙類型以原生粒間余孔和粒間溶孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔和裂縫，裂縫連通粒間孔隙，是主要的油氣運(yùn)移通道。對(duì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的鉀氨基鉆井液體系進(jìn)行固相粒徑分析，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，鉀氨基鉆井液粒徑分布在1～150 μm，其中D10=5.35 μm，D50=31.19 μm，D90=79.20 μm，按照D90規(guī)則做出鉆井液粒徑分布曲線，和不同開度的裂縫油保基線進(jìn)行對(duì)比，當(dāng)儲(chǔ)層微裂縫開度＞100 μm時(shí)，鉆井液中的固相顆粒會(huì)較大程度侵入儲(chǔ)層，造成固相堵塞，而鉆井液泥餅酸溶率62.8%，整體入井固相材料酸溶率較低，固相侵入解堵能力差，造成永久性傷害。

圖3 鉀氨基鉆井液粒徑分布Fig.3 Solid phase particle size distribution of potassium amino drilling fluid

1.3 盒2儲(chǔ)層粘土礦物及潛在損害分析

選取盒2儲(chǔ)層巖心，利用XRD衍射實(shí)驗(yàn)，進(jìn)行粘土礦物含量分析。盒2砂巖儲(chǔ)層以石英為主，粘土礦物平均20%，含量較少；其中粘土礦物中伊利石含量最高（平均38%），其次為綠泥石（平均26%）；條狀帶狀的伊利石，隨著流體流速的增大而分散遷移，為速敏型礦物，在儲(chǔ)層流體的作用下，很容易運(yùn)移堵塞孔道；綠泥石能夠形成櫛殼構(gòu)，這種結(jié)構(gòu)相對(duì)穩(wěn)定，但綠泥石酸敏性較強(qiáng)，在酸的作用下，會(huì)發(fā)生溶蝕和運(yùn)移?；赟EM掃描實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，外來(lái)流體侵入巖心后，巖心中的敏感性礦物在流體作用下水化膨脹，并順著微裂縫運(yùn)移，在巖石表面出現(xiàn)類似晶體的顆粒特征，端面、裂縫旁有生成物產(chǎn)生，部分裂縫底端或晶間孔周圍溶蝕較嚴(yán)重，產(chǎn)物增多，堵塞巖心微裂縫和孔隙，旁生物隨時(shí)間的增加而增加，降低儲(chǔ)層的滲透率，影響產(chǎn)能釋放。

圖4 巖心污染前后微裂縫產(chǎn)狀Fig.4 Microfracture occurrence before and after core contamination

1.4 盒2儲(chǔ)層泥巖組構(gòu)特征及及潛在損害分析

盒2儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，發(fā)育淺灰、灰白色砂礫巖，含礫粗砂巖，中砂巖，泥質(zhì)粉砂巖與褐色泥巖呈等厚互層，鉆井過(guò)程中鉆遇泥巖易引起井筒井壁失穩(wěn)，造成儲(chǔ)層液柱壓力升高，增大井底壓差、復(fù)雜處理難度，延長(zhǎng)儲(chǔ)層浸泡時(shí)間，加劇儲(chǔ)層傷害程度，儲(chǔ)層保護(hù)需考慮泥巖夾層井壁失穩(wěn)問(wèn)題［6-10］。分別取JPH-xx1井和JPH-xx2井水平段泥巖的掉塊及巖屑進(jìn)行了全巖礦物和粘土礦物組分含量的X射線衍射分析。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3、表4。

表3 盒2儲(chǔ)層泥巖巖心全巖礦物分析Table 3 Whole rock mineral analysis of mudstone cores in He-2 reservoir

表4 盒2儲(chǔ)層泥巖巖心粘土礦物分析Table 4 Clay mineral analysis of mudstone cores in He-2 reservoir

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：JPH-xx1井下石盒子組盒2鉆屑巖樣粘土礦物總量為36.6%～38.1%，粘土礦物以伊蒙混層為主，含量高達(dá)65%～66%，其次為伊利石、高嶺石和綠泥石，屬于硬脆性泥巖，易水化剝落。JPH-xx2井下石盒子組盒2掉塊巖樣中深灰色細(xì)砂巖的粘土礦物總量為32.8%，紅褐色泥巖和灰色泥巖的粘土礦物總量高達(dá)48.7%和58.1%，粘土礦物均以伊/蒙混層發(fā)育為特點(diǎn)，含量達(dá)到52%～78%，其次為伊利石、綠泥石和高嶺石，其含量分別在17%～24%、6%～9%及15%～18%。下石盒子組泥巖屬于硬脆性泥巖，易水化剝落。

為深入分析泥巖地層的微觀結(jié)構(gòu)，對(duì)東勝氣田泥頁(yè)巖巖心制作切片進(jìn)行電鏡掃描，掃描照片如圖5所示。由掃描電鏡結(jié)果可見(jiàn)：JPH-xx1井下石盒子組泥巖鉆屑樣品樣品較疏松，粒間縫長(zhǎng)約200 μm，粒間孔隙約10 μm，微裂縫較為發(fā)育。

圖5 盒2泥巖裂縫特征Fig.5 Fracture characteristics of mudstone in He-2

室內(nèi)對(duì)從JPH-xx1井現(xiàn)場(chǎng)收集的盒2灰褐色泥巖、灰色泥巖掉塊進(jìn)行了浸泡評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：灰褐色泥巖易水化分散；灰色泥巖微裂縫發(fā)育易剝落。

綜上所述，盒2段泥巖掉塊樣品較致密，孔隙2～5 μm，泥質(zhì)中裂縫長(zhǎng)約20 μm，泥質(zhì)中裂縫寬約2 μm。盒2段泥巖灰褐色泥巖回收率52.45%，易水化分散；灰黑色、灰色泥巖微裂縫發(fā)育，遇水易剝落。儲(chǔ)層段泥巖井壁失穩(wěn)坍塌，造成鉆井復(fù)雜處理時(shí)間長(zhǎng)，延長(zhǎng)儲(chǔ)層浸泡時(shí)間，同時(shí)復(fù)雜處理過(guò)程中為有效平衡泥巖坍塌壓力，提高鉆井液密度造成井筒液柱壓力高，進(jìn)一步增大外來(lái)流體侵入動(dòng)力，增加儲(chǔ)層傷害程度。

2 儲(chǔ)層損害機(jī)理研究

基于儲(chǔ)層影響因素分析，明確了水鎖傷害、應(yīng)力敏感性、固相傷害和泥巖井壁失穩(wěn)是造成盒2儲(chǔ)層傷害的主要影響因素，在此基礎(chǔ)上，開展儲(chǔ)層傷害機(jī)理分析。

2.1 儲(chǔ)層水鎖損害機(jī)理研究

2.1.1 巖心自吸能力評(píng)價(jià)

砂巖是油氣的儲(chǔ)存空間，鉆井過(guò)程中的儲(chǔ)層傷害主要表現(xiàn)形式為外來(lái)流體的侵入對(duì)砂巖的滲透率和導(dǎo)流能力造成傷害導(dǎo)致產(chǎn)能無(wú)法釋放［11-13］。為進(jìn)一步明確外來(lái)流體侵入程度對(duì)巖心的傷害程度的影響，選取錦93井盒2段目的層砂巖巖心，采用近平衡自吸裝置，繪制巖心質(zhì)量隨時(shí)間的變化曲線，并以侵入前后砂巖儲(chǔ)層滲透率變化的滲透率損害率判定巖心水鎖損害程度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖6。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：盒2儲(chǔ)層巖心自吸能力強(qiáng)，前5 h自吸率達(dá)到0.2 g/s，自吸速率在初始階段最高，后逐漸趨于平穩(wěn)，自吸后滲透率損害率達(dá)到54.32%，鉆井液濾液在毛細(xì)管力的作用下使得儲(chǔ)層滲透率大幅降低。

圖6 盒2砂巖巖心自吸實(shí)驗(yàn)曲線Fig.6 Self-imbibition test curve of sandstone cores in He-2

2.1.2 鉆井液液相侵入能力分析

基于HTHP砂床濾失實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)泥餅形成過(guò)程的阻止水侵入能力，HTHP砂床滲透失實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)泥餅形成后的阻止水侵入能力。對(duì)鄂北工區(qū)現(xiàn)用鉆井液體系開展阻水侵入能力評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖7，由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：現(xiàn)有的鉆井液體系泥餅承壓能力差，基于砂床滲透失水實(shí)驗(yàn)，在泥餅形成后20～40目砂床滲透失水量17～23.4 mL，大量鉆井液濾液侵入砂巖儲(chǔ)層，造成水相傷害，且大量濾液侵入泥巖，造成泥巖應(yīng)力釋放，水化剝落，造成鉆井復(fù)雜，進(jìn)一步加劇儲(chǔ)層傷害程度［14-16］。

圖7 東勝氣田現(xiàn)有鉆井液體系性能評(píng)價(jià)Fig.7 Performance evaluation of existing drilling fluid systems in Dongsheng Gas Field

2.2 泥漿侵入深度計(jì)算

采用MFC-1型高溫高壓多功能水平井傷害評(píng)價(jià)儀，記錄單位巖樣長(zhǎng)度電阻和累積侵入量隨時(shí)間的變化情況，待各監(jiān)測(cè)段電阻不再明顯變化時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)溫度80℃，圍壓7 MPa。通過(guò)監(jiān)測(cè)單位長(zhǎng)度巖樣電阻（R）和累計(jì)侵入量（Q）隨侵入時(shí)間（t）的變化情況，繪制R-t和Q-t關(guān)系曲線。采用控制變量的方法分別計(jì)算不同侵入時(shí)間、不同壓差條件下鉆井液濾液的巖心單位面積濾失量和累計(jì)濾失量，利用物質(zhì)平衡原理求解鉆井液濾液的侵入深度。

通過(guò)記錄侵入巖心的鉆井液流量來(lái)評(píng)價(jià)鉆井液的侵入深度，根據(jù)質(zhì)量守恒定律，通過(guò)實(shí)驗(yàn)獲得鉆井液最大侵入量（Qmax），采用式（1）計(jì)算鉆井液侵入深度Lfmax。

式中：r——實(shí)驗(yàn)巖樣半徑，cm；Φ——孔隙度，%；Swo——初始含水飽和度，無(wú)因次。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，為獲得鉆井液侵入穩(wěn)定時(shí)間（tmax），定義Qmax滿足式（2）時(shí)，鉆井液侵入時(shí)間為穩(wěn)定時(shí)間，此時(shí)的侵入量為最大侵入量。

式中：tmax——鉆井液侵入穩(wěn)定時(shí)間，min；Qmax|tmax——tmax對(duì)應(yīng)的累計(jì)侵入量，mL；Q’max|tmax+10——tmax+10對(duì)應(yīng)的累計(jì)侵入量，mL。

由式（2）確定鉆井液侵入穩(wěn)定時(shí)間tmax后，可根據(jù)式（1）計(jì)算得出鉆井液侵入深度Lfmax。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知（見(jiàn)圖8）：泥漿侵入深度和壓差、時(shí)間呈正相關(guān)關(guān)系，隨著壓差和時(shí)間的增加而增加，水相傷害程度增大；鉆井液濾液侵入儲(chǔ)層深度隨著時(shí)間、壓差增大而增大，壓差＞20 MPa后趨于平緩，最大侵入深度76 cm；在壓差2～3.5 MPa條件下，壓差對(duì)鉆井液濾液侵入儲(chǔ)層敏感性最強(qiáng)。

圖8 泥漿侵入深度計(jì)算（鉀氨基聚合物）Fig.8 Drilling fluid intrusion depth curves

3 儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液體系優(yōu)化及性能評(píng)價(jià)

3.1 儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)對(duì)策

盒2儲(chǔ)層特征要求鉆井液具有良好的井壁穩(wěn)定性能和儲(chǔ)層保護(hù)性能。基于盒2儲(chǔ)層傷害，影響因素和損害機(jī)理，儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液應(yīng)滿足以下技術(shù)要求［17-20］：

（1）無(wú)土相。盒2儲(chǔ)層發(fā)育隱形裂縫，是主要的油氣運(yùn)移和導(dǎo)流通道，鉆井液固相材料易侵入儲(chǔ)層造成堵塞，鉆井液體系需采用無(wú)土相，有效降低固相和坂土含量。

（2）低密度。盒2致密砂巖儲(chǔ)層存在強(qiáng)應(yīng)力敏感性，正壓差條件下造成應(yīng)力敏感傷害降低儲(chǔ)層滲透率，且增大外來(lái)流體侵入儲(chǔ)層的能力，加劇儲(chǔ)層傷害，需采用近平衡或平衡鉆井，降低液柱壓力，減少壓差傷害。

（3）低失水。液相傷害是造成致密砂巖儲(chǔ)層傷害的主要原因，鉆井液體系需進(jìn)一步降低外來(lái)液相的侵入能力，強(qiáng)化泥餅的阻水能力，采用潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)，降低巖心親水能力，減少泥漿侵入深度。

（4）強(qiáng)封堵。盒2儲(chǔ)層泥巖微裂縫發(fā)育，需針對(duì)性開展復(fù)合暫堵劑優(yōu)選，提高對(duì)微裂縫硬脆性泥巖的封堵能力，降低泥巖坍塌壓力，確保低密度井壁穩(wěn)定。

3.2 防水鎖劑優(yōu)選

從水相圈閉的本質(zhì)來(lái)看，由于毛細(xì)管壓力而產(chǎn)生了一個(gè)附加的表皮壓降，它等于毛細(xì)管彎液面兩側(cè)非潤(rùn)濕相壓力與潤(rùn)濕相壓力之差，其大小可由任意曲界面的Laplace方程確定。當(dāng)儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性為水潤(rùn)濕時(shí)，毛細(xì)管壓力將阻礙地層油、氣向井筒內(nèi)流動(dòng)，產(chǎn)生水鎖傷害。

式中：Pc——毛細(xì)管壓力，dyn/cm2；σ——油、氣-水界面張力，dyn/cm；R1、R2——兩曲界面半徑，cm；r——毛細(xì)管半徑，cm；θ——毛細(xì)管潤(rùn)濕角，（°）。

由毛細(xì)管壓力公式可知，σcosθ值越小，形成的毛細(xì)管力越小，造成水鎖損害程度越輕，降低表面張力，增大接觸角是降低毛細(xì)管力的主要手段。采用液滴形狀分析儀，進(jìn)行潤(rùn)濕性分析，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑具有反向的σcosθ，基本消除了毛細(xì)管力，有利于防水鎖和儲(chǔ)層保護(hù)。潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑具有最大的接觸角91.9°，液相在泥巖表面不潤(rùn)濕，有利于井壁穩(wěn)定。

表5 防水鎖劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)Table 5 Optimization experiment on waterproof locking agents

3.3 封堵劑的優(yōu)選

根據(jù)架橋理論和理想充填理論［20］，結(jié)合泥巖微裂縫尺寸，開展不同封堵劑壓力傳遞實(shí)驗(yàn)和復(fù)配實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖9。

圖9 不同封堵劑壓力傳遞實(shí)驗(yàn)Fig.9 Pressure transfer experiment on different plugging agents

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：納米封堵劑2 MPa壓力傳遞時(shí)間為12000 s，超細(xì)瀝青2 MPa壓力傳遞時(shí)間為8000 s，具有良好的微裂縫封堵效果，在此基礎(chǔ)上，開展復(fù)配研究，優(yōu)選出適用于上古生界泥巖的納米封堵材料（納米封堵劑∶超細(xì)瀝青=3∶2），綜合封堵率達(dá)到91.2%。依據(jù)D90規(guī)則［20］選擇600目超細(xì)碳酸鈣對(duì)較大裂縫進(jìn)行封堵，考慮到地層微裂縫分布的不均質(zhì)性，選用2000目和5000目的超細(xì)碳酸鈣對(duì)中小微裂縫進(jìn)行封堵，并依據(jù)濾失量對(duì)其配比進(jìn)行優(yōu)選，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，2.5%的鈉土漿的濾失量為31.6 mL，基于正交試驗(yàn)優(yōu)選不同粒度級(jí)配的超細(xì)碳酸鈣比例。確定鉆井液體系中5000目、2000目和600目超細(xì)碳酸鈣的推薦加量分別為0.5%、0.5%和1.0%。

表6 不同粒徑超細(xì)碳酸鈣正交實(shí)驗(yàn)Table 6 Orthogonal experiment on ultrafine calcium carbonate with different particle sizes

3.4 低密度儲(chǔ)保型鉆井液配方綜合評(píng)價(jià)

結(jié)合東勝氣田錦66井區(qū)地層特征及前期處理劑優(yōu)選結(jié)果，開展錦66井區(qū)鉆井液配方研究，形成無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液，在有效降低外來(lái)流體和固相侵入的同時(shí)，可以在完井作業(yè)中進(jìn)行酸化作業(yè)，進(jìn)一步解除固相堵塞帶來(lái)的儲(chǔ)層傷害。形成的鉆井液配方為：5%～6%氯化鉀+0.3%～0.5%低粘羧甲基纖維素+0.2%～0.3%黃原膠+0.3%～0.5%低粘聚陰離子纖維素+2%改性淀粉+1%胺基抑制劑+1%抗高溫微米封堵劑+1%納米可變性封堵劑+1%潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑+3%超細(xì)碳酸鈣（5000目∶2000目∶500目=1∶1∶2），在80、100℃條件下老化16、32 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7。老化后表觀粘度和塑性粘度等性能變化較小，API濾失量2.4～2.8 mL，粘附系數(shù)0.06～0.08，鉆井液體系保持較好的流變性能和較低的濾失性，滿足鉆井要求。

表7 鉆井液配方流變性能Table 7 Optimization of drilling fluid formula

3.4.1 抑制性評(píng)價(jià)

泥頁(yè)巖的水化膨脹和分散性能是宏觀評(píng)價(jià)泥巖井壁穩(wěn)定性的重要指標(biāo)，選取盒2段泥巖進(jìn)行理化性能分析，結(jié)果如表8所示。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液16 h膨脹率僅16.5%，比鉀銨基鉆井液的20.15%低了3.65%，16 h后膨脹基本趨于穩(wěn)定，在有效保證儲(chǔ)層井壁穩(wěn)定的同時(shí)，也可減少砂巖內(nèi)水敏泥巖的膨脹，保護(hù)儲(chǔ)層。

表8 不同鉆井液膨脹性評(píng)價(jià)Table 8 Expandability evaluation of different drilling fluids

3.4.2 儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)

選取盒2段砂巖巖心開展毛管力、滲透率恢復(fù)率、泥餅酸溶率和泥漿侵入深度對(duì)鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)能力進(jìn)行宏觀評(píng)價(jià)，結(jié)果如表9所示。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果來(lái)看，土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液體系儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值＞90%，σcosθ值13.19 dyn/cm，儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值可達(dá)91.11%，泥漿侵入深度降低至7.6 cm，具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性。

表9 不同鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)Table 9 Reservoir protection evaluation of different drilling fluids

4 研究成果應(yīng)用

（1）東勝氣田錦66井區(qū)推廣應(yīng)用無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液體系，儲(chǔ)層鉆井液性能參數(shù)明顯提升，鉆井液密度保持在1.06～1.08 g/cm3、API失水3.8～5 mL、固相含量≤4%，坂土含量≤20 g/L，見(jiàn)表10。降低目的層井底壓差7.53 MPa，鉆井成功率100%，著陸中靶率100%。單井成本較鉀銨基鉆井液增加6～8萬(wàn)元。

表10 Jxx-1井無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液指標(biāo)Table 10 Parameters of soil-free compound temporary plugging high acid soluble drilling fluid

（2）東勝氣田2021年應(yīng)用無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液體系7井次，平均單井產(chǎn)量1.4萬(wàn)m3/d，較2020年單井產(chǎn)量1.25萬(wàn)m3/d提高了12%；實(shí)現(xiàn)自然建產(chǎn)3井次，試氣1個(gè)月平均單井日產(chǎn)氣量2.2萬(wàn)m3/d，單井最高日產(chǎn)氣5.3萬(wàn)m3/d（見(jiàn)表11），單井節(jié)約壓裂費(fèi)用58萬(wàn)元，累計(jì)節(jié)約投資159萬(wàn)元，有效提升鉆井質(zhì)量，降低單井投資成本。

表11 2021年錦66井區(qū)自然建產(chǎn)井情況Table 11 Natural production wells in the Jin-66 area in 2021

5 結(jié)論與建議

（1）東勝氣田盒2儲(chǔ)層致密砂巖儲(chǔ)層鹽敏和應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，含有綠泥石、伊利石等敏感性礦物，鉆井液液相和固相在正壓差條件下易造成嚴(yán)重的水鎖和堵塞傷害。

（2）東勝氣田盒2儲(chǔ)層泥巖以伊蒙混層和伊利石為主，屬于硬脆性泥巖，微裂縫發(fā)育，水化分散性較強(qiáng)，鉆井過(guò)程中易引起井壁剝落掉塊失穩(wěn)。

（3）基于盒2儲(chǔ)層損害機(jī)理，優(yōu)化了無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液，該體系化學(xué)封堵抑制性強(qiáng)，具有低密度、低固相、低失水和強(qiáng)抑制的特點(diǎn)，濾液表面張力低，儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值高，泥漿侵入深度10.8 cm，具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

（4）優(yōu)化后的無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液能有效降低鉆井液水鎖和固相傷害，進(jìn)一步保護(hù)儲(chǔ)層，2021年杭錦旗實(shí)現(xiàn)3井自然建產(chǎn)，試氣1個(gè)月平均單井日產(chǎn)氣量2.2萬(wàn)m3，單井節(jié)約壓裂費(fèi)用58萬(wàn)元，累計(jì)節(jié)約投資159萬(wàn)元。