深層斷溶體油氣藏鉆完井儲層保護技術挑戰與對策

方俊偉，賈曉斌，游利軍，周賀翔，康毅力，許成元

（1.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室，四川成都 610500）

0 引言

近年來，在四川盆地震旦系燈影組與二疊系茅口組、塔里木盆地奧陶系一間房組與鷹山組等地層均發現了斷溶體油藏。順北區塊深層斷溶體油氣藏的發現，是近年來塔里木盆地油氣資源勘探開發工作的重大突破，其2.8×104km2的油氣勘探前景極大地提升了塔里木盆地的資源潛力［1］。該油氣藏埋深超過7 400 m，儲層溫度超過150 ℃，壓力超過75 MPa，是世界上埋藏最深的油氣藏之一，同時具有斷裂帶控儲、控藏、控富集的顯著特點［2-5］。

降低鉆井過程中發生的儲層損害對碳酸鹽巖油藏的開采尤為關鍵［6-7］。圍繞碳酸鹽巖儲層敏感性、水相圈閉與固相侵入等損害機理，通過屏蔽暫堵、低濾失鉆井液體系與欠平衡鉆井等技術控制外來流體與固體的侵入量，是核心的碳酸鹽巖儲層保護策略［8-14］。然而據工區資料統計，沿主干斷裂帶部署的X1，X2 等7 口單井在后期獲得穩產與高產的同時，鉆井期間均于儲層段發生放空和漏失，累計漏失鉆井液2 737 m3。固相體積分數按照12%計算，平均單井漏入地層的固相達到46.9 m3，大量外來流體與固相進入儲層，給儲層保護帶來了嚴峻的挑戰。

本文以順北區塊斷溶體碳酸鹽巖儲層為例，結合流體敏感性與應力敏感性分析，揭示了深層斷溶體碳酸鹽巖儲層的損害機理，并探討了順北區塊現有的碳酸鹽巖儲層保護技術及其所面臨的主要挑戰與對策。

1 工程地質特征

順北區塊位于新疆阿克蘇地區和庫爾勒地區交界處，構造主體位于順托果勒低隆起，其東南延伸至古城墟隆起的順南斜坡，為我國首次發現的深層斷溶體碳酸鹽巖油氣藏。其平均埋深超過7 400 m，儲層溫度超過150 ℃，壓力超過75 MPa，中含CO2、中—高含H2S，極具開采難度［15］。

順北區塊鉆井揭示：本區奧陶系地層發育齊全，自上而下發育蓬萊壩組、鷹山組、一間房組、恰爾巴克組、良里塔格組及桑塔木組，其中一間房組、鷹山組是主要目的層系，儲層巖性以開闊臺地相砂屑泥晶灰巖、泥晶砂屑灰巖和泥晶灰巖為主。巖心掃描電鏡結果顯示，儲層巖石為粒屑泥—粉晶混合結構，較致密。常見泥晶間微孔隙半徑多在1～2 μm，少量在2～4 μm，粒屑內微孔隙半徑在1～2 μm。次生孔隙整體含量較少，與裂縫和沿縫溶蝕孔洞相比，不是主要的儲集空間類型。

順北區塊至少經歷了4 期強烈的地質構造運動，并形成了順北1、順北5 兩條主干斷裂帶，沿主干斷裂帶裂縫發育，流體溶蝕改造作用強烈，且與烴源巖連通情況較好，油氣充注充足［16-18］，呈現斷裂帶控儲、控藏、控富集的特點。X1，X2 等井鉆井期間均于儲層段發生放空和漏失，漏失情況統計。其中：X2 井放空0.41 m，X3 井（側鉆）放空0.84 m，X4 井放空0.41 m，Y5 井在地震解釋出的2 個斷面處，先后放空0.77 m 和2.92 m；X1，X5，X6，X7，Y5 井均有不同程度的漏失，單井儲層段平均鉆井液漏失量為391 m3，單井平均漏失時間為147.5 h。

圖1 順北區塊漏失情況統計Fig.1 Statistics of lost circulation in Shunbei block

根據X7，X3，Y5 井取心分析，奧陶系碳酸鹽巖儲層163 條裂縫統計結果顯示：儲層裂縫以全充填、半充填水平縫為主，縫寬絕大多數為0.10～1.00 mm，密度介于4.19～32.00 條/m，在空間上分布不均，填隙物多為方解石、瀝青質、泥質和有機質（見表1，其中O3q 為上奧陶統恰爾巴克組，O2yj 為中奧陶統一間房組）。

表1 裂縫發育特征Table 1 Fracture development characteristics

X3，X7，X2 井總計74 塊巖樣的分析結果顯示：一間房組儲層孔隙度主要分布范圍為2.5%～9.0%，平均孔隙度為2.07%； 滲透率主要分布范圍為0.01×10-3～0.05×10-3μm2，平均滲透率為4.46×10-3μm2。鷹山組僅1 口井鉆穿，巖樣數量較少，X2 井8 塊巖樣的分析結果顯示：孔隙度主要分布范圍為0.5%～1.0%，平均孔隙度為2.67%； 滲透率主要分布范圍為0.10×10-3～0.50×10-3μm2，平均滲透率為7.70×10-3μm2（見圖2、圖3）。順北一區奧陶系碳酸鹽巖儲層物性總體較差，為低孔、低滲儲層，而受裂縫發育與充填程度的影響，巖樣滲透率跨度可達3 個數量級（0.01×10-3～28.00×10-3μm2），指示裂縫對儲層滲透率起主要貢獻。

圖2 一間房組孔隙度與滲透率分布Fig.2 Histogram of porosity and permeability distribution in Yijianfang Formation

圖3 鷹山組孔隙度與滲透率分布Fig.3 Histogram of porosity and permeability distribution in Yingshan Formation

X3，X2 井巖屑的XRD 數據分析表明： 順北一區奧陶系碳酸鹽巖儲層方解石質量分數很高，平均為91.75%，含很少量石英，基本不含長石和重礦物；黏土礦物相對質量分數小于5%，基本不含膨脹性黏土礦物，含微量伊利石等黏土礦物。結合文獻資料與全巖礦物組分分析結果，奧陶系碳酸鹽巖儲層方解石含量極高，屬脆性地層，且基質中基本不含黏土礦物。但在X7井裂縫填隙物中黏土礦物質量分數達31.3%，主要為高嶺石、伊/蒙間層與伊利石，疑為一間房組上部恰爾巴克組泥巖沿裂縫下滲所致。

2 儲層損害機理

2.1 儲層流體敏感性

依據《儲層敏感性評價實驗方法》，對X7 井總計16 塊巖樣進行了敏感性評價實驗。實驗結果顯示：巖樣的速敏損害程度為中等偏強，裂縫中作為填隙物的方解石、黏土礦物等從裂縫壁面脫落、運移，并在縫寬較窄處沉淀，導致速敏損害［18-21］；堿敏損害程度為弱—強，X1-1 井和X1 井氣樣分析結果顯示，順北區塊奧陶系碳酸鹽巖儲層CO2體積分數為2.63%～11.86%，H2S 質量濃度為7 796.3～24 619.9 mg/m3，堿性工作液侵入儲層將改變儲層原始酸性環境，誘發硫沉積及瀝青質裂縫填隙物分散運移，進而造成嚴重的堿敏損害［22-23］。鉆完井過程中，一定要采取有效措施控制高pH 值工作液侵入儲層；順北一區碳酸鹽巖儲層不存在酸敏損害，且酸液進入儲層后與碳酸鹽巖反應，改善了滲流通道。

2.2 應力敏感性與水相圈閉損害

采用應力敏感系數法對應力敏感實驗結果進行分析。結果表明，一間房組巖樣應力敏感系數為0.55～0.67，應力敏感性為中等偏強。巖石力學實驗結果表明，順北一區露頭巖樣平均抗壓強度為151.45 MPa，平均彈性模量為35.923 GPa，平均抗拉強度為8.25 MPa，平均抗剪強度為67.36 MPa。在露頭巖樣的實驗過程與井下巖樣的鉆取過程中，均發現巖石具有很強的脆性［24］，在受力變形很小時即可破碎，這有利于強烈的地質構造活動下儲層段破碎帶的形成。且現今最大主應力方向與天然裂縫走向近似平行［25-26］，有利于裂縫開啟，一定程度上降低了儲層巖石主要破碎部位的壓實程度，致使巖石在深層高上覆壓力背景下仍能維持中等偏強的應力敏感性。

應力敏感系數的計算公式為

內業審核方法主要包括計算機審核和人工審核。計算機審核是指利用水利普查基層登記臺賬管理系統自帶的的審核功能對海量的數據進行計算機自動審核，人工審核是對于一些難以標準化和歸納為審核公式或者不能普遍適用審核關系的需要人工審核，其難點是海量數據的跨表間數據審核。由于水利普查軟件自帶的審核功能相當弱，對于表內數據關系和表間關系審核基本無能為力，只能依靠人工審核。由于市級清查名錄多以萬計，數據項達數十萬，如果單純依靠人工審核，完全無法適應國家對進度和質量的要求。實際工作中，市級的審核若結合EXCEL的強大功能，可以大大提高數據審核的效率和質量。

式中：Ss為應力敏感系數；Ki為裂縫各測試點的滲透率，10-3μm2；K0為裂縫初始滲透率，10-3μm2；σi為各測試點的有效應力，MPa；σ0為初始有效應力，MPa；下標i 代表應力測試點序號。

根據X5-9 井儲層巖石表面潤濕性實驗結果，清水測試時，巖石表面接觸角為20.2°～32.8°；原油測試時，巖石表面接觸角為53.9°～83.4°。這表明順北一區奧陶系儲層具有較強的親水性。順北一區儲層段鉆井液體系均為水基鉆井液，儲層表面親水性越強，微裂縫及基塊孔喉的毛細管作用就越強。模擬實驗表明，對于縫寬小于1 mm 的裂縫，毛細管作用顯著，應力敏感耦合作用下侵入儲層的工作液往往難以返排，誘發水相圈閉損害［27-29］。

2.3 損害機理

在鉆完井過程中，固相和液相沿裂縫長驅直入，帶來一系列損害問題，具體損害類型見表2。保護的重點必須從根本上防止固相和液相侵入［30-32］，預防不利的應力敏感性損害和液相侵入帶來的固相侵入、堿敏、微粒運移、無機垢析出等損害。從儲層應力敏感性和水相圈閉損害評價結果來看，該類油氣藏的液相損害并不是特別嚴重，儲層裂縫固相堵塞、 應力敏感損害較嚴重，而鉆完井過程中在有效應力降低時儲層裂縫張開，導致鉆完井液固相侵入較深是最嚴重的損害。

表2 工程作業儲層損害機理Table 2 Mechanism of reservoir damage in engineering operations

3 儲層保護技術挑戰

順北區塊斷溶體碳酸鹽巖儲層保護技術主要面臨以下三方面挑戰：

1）順北區塊經歷多期地質構造運動和流體溶蝕復合改造作用，儲層非均質性強，同一儲層不同層位，甚至同一層位不同位置的巖心敏感性差別很大。例如1號主斷裂帶按擠壓、 拉分、 走滑斷裂樣式可以分為6段，不同段儲層裂縫發育程度不同，縫內填隙物不同，井周巖體受力形式不同，故對應的儲層損害機理也不盡相同。

2）工區斷裂帶控儲、控藏、控富集的顯著特點，決定了高產井、井壁垮塌、鉆井液漏失與儲層損害之間存在著不可分割的關系。順北區塊奧陶系儲層受斷裂構造運動影響突出，極易發生破碎垮塌，因而往往需要提高鉆井液密度來穩定井壁，這又使各種外來流體更易進入儲層，提高了儲層保護的難度。同時儲層主要發育走滑斷層裂縫，縫面光滑，導致裂縫封堵困難，漏失頻發且難以控制［33-34］。

3）沿著工區主斷裂，不同位置儲層裂縫發育情況差異顯著，而順北區塊碳酸鹽巖儲層埋深大，井筒鉆井液密度稍有變化或者鉆井起下鉆等不同工況下，與井筒連通的裂縫寬度會隨之發生動態變化［35-36］。裂縫發育情況是制定儲層保護配方、 防漏堵漏與保護技術措施的重要依據，目前對不同區塊儲層段裂縫發育情況及不同井筒壓差條件下裂縫動態變化行為仍有待深入研究，再加上高溫、長井段循環條件下鉆井液中的固相材料損耗嚴重，對屏蔽暫堵等儲層保護技術的應用效果影響較大。

4 儲層保護技術對策及建議

4.1 技術對策

4.1.1 抗高溫高酸溶屏蔽暫堵配方體系

為克服順北區塊常用防漏堵漏材料顆粒級配單一、抗溫較差、酸溶率低的問題，依據纖維拉筋材料+固相架橋材料+彈性變形材料的封堵層形成思路，分別優選抗高溫高酸溶性纖維、超細碳酸鈣和抗溫240 ℃、具有良好彈性變形能力的彈性石墨Rebound 等材料按質量比4∶5∶1 形成了抗高溫高酸溶屏蔽暫堵配方體系，并在X10 井進行了成功應用，體現出良好的儲層保護性能［37］。該井生產初期產油量90 m3/d、產氣量47 272 m3/d，與前期受漏失影響的X4 井、X-5H 井（產油量分別為41，70 m3/d）相比，產油量有了較大提高，且后期油氣產量也較為穩定。

4.1.2 控壓鉆井技術實現微過平衡鉆井

針對順北區塊奧陶系碳酸鹽巖儲層易垮塌失穩、井控風險高、高正壓差下鉆井液大量漏失的難題，探索應用了控壓鉆井技術。根據不同儲層段漏失和儲層裂縫發育特征間的差異，以微過平衡狀態為核心，合理設計鉆井液密度；根據隨鉆測得的井底壓力，及時調整井口壓力，使得井底壓力始終微大于地層壓力，并在實踐中摸索出適合不同井下工況條件的控壓鉆井模式。TT4-1H 井利用控壓鉆井技術將回壓控制在0.5～5.0 MPa，順利鉆穿635 m 厚的漏失層，鉆井液密度相較未采用該技術的鄰井TT8X 井由1.45 g/cm3降至1.14 g/cm3，節省處理井漏、氣侵耗時16.5 d［38］，有效降低了壓力激動誘發的鉆井液漏失、 裂縫暫堵帶失穩與井壁垮塌風險，提高了抗高溫高酸溶屏蔽暫堵技術的應用效果。

4.1.3 抗高溫強滯留堵漏技術

考慮到走滑斷層裂縫縫面光滑，裂縫封堵困難，以三角錐酸溶性超強滯留顆粒+抗高溫高酸溶性纖維+填充材料形成了抗高溫強滯留堵漏技術。該堵漏技術一次堵漏成功率高，能有效避免儲層段重復性漏失導致的儲層損害。TP193 井鉆至6 885.88 m 奧陶系鷹山組破碎帶出現井壁失穩、漏失復雜，前期共發生3 次漏失，現場采用橋漿堵漏恢復鉆進，7 073.89 m 再次漏失，堵漏2 次效果不佳，共漏失174 m3鉆井液，使用該堵漏技術，一次堵漏成功。

4.2 建議

為進一步提升順北區塊斷溶體碳酸鹽巖儲層保護的效果，建議如下：

1）深入認識與井筒連通的裂縫寬度動態變化行為。裂縫寬度是堵漏配方和堵漏方案設計的重要依據。因此，在認識斷溶體儲層裂縫帶、 破碎帶與溶蝕帶平面、縱向分布［39］的基礎上，搞清楚儲層地應力，認識與井筒連通的裂縫寬度與井筒壓差或鉆完井液密度之間的關系，為快速高強度封堵裂縫提供基礎。

2）探索預撐裂縫防漏堵漏技術?？狄懔Φ龋?0］針對裂縫性儲層防漏堵漏材料難以兼顧封堵裂縫與保持天然裂縫導流能力的不足，提出了將防漏堵漏過程中滯留在裂縫中的有害固相轉變為支撐裂縫、 保持天然裂縫導流能力的有用固相，從而實現既防漏堵漏、又保持天然裂縫導流能力的目的。該技術為深層裂縫漏失性儲層保護提供了重要思路。工區儲層為碳酸鹽巖儲層，巖屑為鱗片狀（粒徑分布見圖4），可酸溶能力強。針對儲層裂縫寬度變化行為，全程加入高強度架橋材料，并提高加量，把井筒鉆井液中的巖屑作為填充材料，與架橋材料合理級配，不僅可以減少或控制固相含量，還能發揮鱗片狀巖屑易進入且易滯留裂縫的特點，提高架橋強度，防止鉆完井液漏失。在完井后，通過酸溶措施，可以解除易酸溶的填充材料，保留高強度架橋材料支撐裂縫，保持裂縫導流能力，預防投產后油氣井產量過快遞減，實現漏失控制—儲層保護—增產增滲的一體化目標。

圖4 順北地區一間房組儲層巖屑粒徑分布Fig.4 Cuttings diameter distribution of Yijianfang Formation reservoir in Shunbei area

3）研發或篩選與工區地質工程適應的新型鉆井液材料。順北區塊深層斷溶體油氣藏溫度高，地應力高，地層水礦化度高，但油氣藏壓力系數不高。如果鉆井液侵入儲層裂縫，完全靠油氣藏能量返排解堵難度較大，通過酸溶等解堵措施也較難發揮較好效果。因為在鉆完井過程中，為了提高儲層裂縫承壓能力，形成了較強的裂縫封堵層，完井后解堵的酸液也很難進入儲層裂縫，解除裂縫深部堵塞，所以，研發與地質工程適應的新型自降解材料顯得尤為重要［41］。評價現有鉆井液處理劑，保證鉆井工程順利施工條件下，研發或篩選在工區高溫、高礦化度、高應力條件下可解除或降解的處理劑，確保在裂縫中侵入較深的鉆井液固相在完井后能夠自解除。

5 結論

1）順北區塊深層斷溶體碳酸鹽巖儲層的損害機理主要包括固相侵入、應力敏感、水相圈閉和微粒運移。固相和液相沿縫面光滑的走滑斷層裂縫長驅直入是各類損害的直接原因。

2）儲層巖體結構破碎、非均質性強、復雜地應力條件下，難以準確預測裂縫寬度動態變化，導致屏蔽暫堵與防漏堵漏材料在走滑斷層裂縫中易滑移，是鉆完井過程深層斷溶體儲層保護的最大挑戰，而高溫長井段進一步增加了儲層保護工作的難度。

3）控制鉆井液漏失是順北一區特殊斷溶體油氣藏儲層保護工作最重要的著手點，通過調控鉆井液性能，采用控壓鉆井技術，結合抗高溫高酸溶屏蔽暫堵技術與抗高溫強滯留堵漏技術，能夠有效保護儲層，為后期儲層改造創造良好的條件，實現長期高產和穩產。

4）考慮到多期地質構造運動和流體溶蝕復合改造作用下碳酸鹽巖裂縫性儲層的強非均質性，建議多手段預測儲層裂縫的動態縫寬，研發高強度堵漏技術、預撐裂縫防漏堵漏技術及自降解材料，實現暫堵性防漏堵漏。