韩子轩， 林永学， 柴龙， 李大奇

裂缝性气藏封缝堵气技术研究

韩子轩1，2，3， 林永学1，2， 柴龙1，2， 李大奇1，2

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京100101；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京100101；3.中国石油大学（北京）博士后流动站，北京102249）

韩子轩，林永学，柴龙，等.裂缝性气藏封缝堵气技术研究[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：16-22.

HAN Zixuan, LIN Yongxue, CHAI Long,et al.Plugging micro-fractures to prevent gas-cut in fractured gas reservoir drilling[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：16-22.

塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20～400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，钻井过程中井漏溢流频发，气侵现象严重，增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂，且温度高（180 ℃），导致架桥粒子、充填粒子级配难度大，钻井液封堵效果不理想，而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此，提出了有针对性地封缝堵气评价方法：利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型，微裂缝开度介于20～400 μm之间，缝面粗糙度与天然裂缝接近；自主设计了封缝堵气实验评价装置，建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染储层。

气藏；微裂缝；岩心；封缝堵气；评价方法

0 引言

在油气勘探与开发钻井过程中，地层中的流体（油、气、水等）进入井筒，可能导致溢流，如果失控便会导致井喷。气侵的发生实际上是井筒地层流体压力平衡系统被打破失衡后出现的现象[1-4]。通常认为，气液置换型气侵是指在过平衡、近平衡条件下，井筒中的钻井液进入地层的同时，地层中的气体也进入井筒。气液置换多发生在裂缝性地层特别是垂直裂缝性地层，其根本原因是钻井液进入裂缝，占据裂缝空间，挤压裂缝内气体，使得裂缝中气体的压力增大到大于井筒中钻井液的压力而产生局部负压差，进而诱发了气侵[5-6]。

最典型的气液置换型气侵出现在塔里木油田塔中地区深部奥陶系目的层钻井中。塔里木油田塔中地区奥陶系目的层地质条件复杂，储层裂缝发育，裂缝开度为20～400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右，发育的裂缝为油气提供了大量的储存空间，同时也为钻井施工带来了难题：钻井过程中井漏溢流频发、压力敏感等，增加油气井的钻井成本，延长了油气井的建井周期。因此，亟需开发一种技术来减少或阻止气侵，降低钻完井风险和成本。

预防裂缝气液置换气侵的关键技术就是钻遇微裂缝后，快速在裂缝内形成致密封堵层，在第一时间内阻止井筒内钻井液进入裂缝空间挤压裂缝内气体，避免裂缝内压力升高；实现快速有效的封堵，防止钻井液在微过平衡条件下进入裂缝，压缩裂缝内气体，使得裂缝内气体压力升高亦或是当裂缝内气体压力升高后，能有效阻止气体进入井筒[7-8]。

针对目前室内无法有效模拟地层条件下的气侵特点，缺乏气液置换气侵的评价设备及方法，展开有针对性的研究，制作了缝宽为20～400 μm的微裂缝岩心，研制了封缝堵气的评价设备，并形成一套评价方法，利用优化的封缝堵气配方体系，能够快速有效地实现对微裂缝的封堵。

1 塔中北坡奥陶系储层气侵特点

新疆塔中北坡顺南区块碳酸盐岩储集类型以裂缝、孔洞为主，储层非均质性强。塔中北坡奥陶系钻揭3套储层：一间房组～鹰山组上段、鹰山组下段、蓬莱坝组3套储层。鹰山组下段钻揭优质溶蚀缝洞型储层，岩心情况见表1，宏观观察岩心见不同产状裂缝相互切割，有2期裂缝明显参与溶蚀作用，形成溶蚀缝洞型储层，裂缝交汇处发育大直径溶蚀孔洞。

表1 塔中北坡顺南区块奥陶系储层岩心情况

顺南区块气层埋藏深、温度高（180 ℃），缝洞发育、分布复杂，漏失风险大，伴随气窜复杂。在已钻的顺南某井奥陶系鹰山组上段进行过封缝堵气作业，如表2所示。从暂堵前后的全烃值及气窜速度分析，暂堵作业未起作用，暂堵效果不明显。分析其原因主要为堵漏材料大小与裂缝不匹配，无法进入裂缝并形成致密封堵层，且存在所用封堵材料抗温能力较低、高温下易碳化失效的问题。

表2 塔中北坡顺南某井鹰山组上段封缝堵气作业情况

综上所述，顺南区块奥陶系储层因大量微裂缝和孔隙未被有效封堵，进而为气液置换和扩散侵入提供了通道，造成油气不断进入井筒形成气侵。

2 微裂缝岩心模型制作与封堵实验

2.1 微裂缝岩心模型制作

微裂缝岩心模型制作过程为：①选取尺寸为φ25 mm×（30～60）mm的圆柱形岩心，利用岩心造缝工具将岩心压裂成2部分；②将预定厚度的金属网放置于岩心的适当部分，用特种胶和密封带将2部分岩心紧密黏贴在一起，形成一定缝宽的微裂缝；③将裂缝岩心放入岩心实验装置，通过20 MPa的围压固定岩心，形成最终的裂缝开度。岩心见图1。

图1 不同裂缝宽度的人造/天然岩心

天然岩心裂缝表面粗糙，孔隙、微裂缝发育；而通常使用的金属缝板表面光滑平整，缝面形态特征与天然微裂缝差异较大，且金属缝板无法做到500 μm以下的裂缝；与金属缝板相比，模拟岩心表面粗糙，有不规则纹理，孔隙发育，裂缝形态与天然岩心缝面具有更高的相似度，裂缝开度在20～500 μm可调，更适用于微裂缝实验。

2.2 微裂缝有效宽度验证

岩心模型的微裂缝有效开度是开展评价实验的重要参数，关乎评价实验的准确性。依据储层裂缝有效宽度的数学模型，假设流动介质清水是单相不可压缩稳定流体，考虑裂缝的分形特征、裂缝开裂度随位置的变化规律以及裂缝表面粗糙度的影响，根据以下公式[9-10]，计算裂缝宽度。

式中，e为裂缝宽度，μm；D为裂缝间距，mm；Kf为裂缝渗透率，mD。

根据以上数学模型，利用设计组装的岩心流动实验装置，通过室内实验可测得裂缝岩心的等效渗透率Kf，根据公式可计算出微裂缝的有效开度。室内测试了制作的20、100、300和450 μm 4个量级微裂缝的有效缝宽，实验数据如表3所示。由实验数据可以看出，制作的微裂缝开度达到了设计要求，能够模拟地层微裂缝开度。

表3 流量法验证裂缝开度实验

2.3 微裂缝封堵评价装置及实验方法

根据封缝堵气评价特点，自主设计了封缝堵气评价装置，由手摇泵、岩心夹持器、微裂缝岩心、围压泵、气源、气体流量计等部件组成，其结构图见图2。

图2 封缝堵气评价装置原理图

封缝堵气防气侵效果评价实验分2步进行：第1步完成封堵，测试不同封堵配方体系对不同的微裂缝的封堵效果，第2步进行反向的承压测试。详细的评价方法如下。①制备直径为2.5 cm、长度为3～6 cm含单条裂缝的岩心柱（人造岩心或天然岩心）；②将岩心放入夹持器，保持围压20 MPa，正向液测岩心渗透率，根据等效计算公式计算裂缝宽度；③保持围压为20 MPa，用封堵体系正向封堵，压力从1 MPa到10 MPa逐步加压，每个压力点稳压2 min；加压至10 MPa后稳压1 h，记录漏失量；漏失量的大小反映了封堵的有效性和封堵层形成速度；④承压测试：保持围压20 MPa，正向/反向气测突破压力，气源逐步加压，0.1、1、2、3、4 MPa，每个压力点稳压5 min；加压至4 MPa后稳压30 min；⑤记录承压值，正向/反向承压值反映了形成封堵层后气体侵入井筒受到的阻力，该值越高说明封堵的效果越好。

2.4 微裂缝封堵评价实验

以设计加工的微裂缝封堵评价装置，室内结合激光粒度仪对钻井液的封堵能力进行评价。首先利用激光粒度仪对现场使用的井浆进行粒度分析，见图3。由分析可知，颗粒粒度主要集中在1～10 μm，D50为5.2 μm，较大颗粒相对较少，说明钻井液存在较多细颗粒，根据“1/2-2/3架桥”理论[11-12]，钻井液能够对30 μm以下的微裂缝形成封堵，而对于50 μm以上的微裂缝，无法实现有效封堵。利用设计的微裂缝封堵评价装置对其封堵能力进行评价，实验结果见表4。

为验证分析结果，利用封缝堵气实验评价装置，对模拟钻井液的封堵能力进行评价。

基浆 4%膨润土浆+4%SMP-2+4%SMC+3% FT342+0.2%NaOH

模拟井浆 基浆配方+重晶石

图3 基浆粒度分布

表4 基浆和模拟井浆封缝堵气实验结果

由表4可以看出，基浆不具备封堵能力，而模拟井浆中的重晶石未经过长期循环磨损和破碎，颗粒粒径相对较大，虽然针对100 μm裂缝具有一定的封堵能力，但滤失量仍偏大，对于150 μm裂缝失去封堵能力，说明钻井液不能对该量级微裂缝实现有效封堵。因此，为了改善现场钻井液封堵能力需要添加适当粒径的封堵颗粒改善钻井液固相颗粒粒度分布。

根据1/3～2/3架桥充填理论，封堵颗粒应由起桥堵作用的刚性颗粒和充填粒子组成，架桥粒子尺寸按裂缝宽度的1/3～2/3选择，其在钻井液中的含量大于3%；充填粒子颗粒直径小于架桥粒子（约1/4裂缝宽度），其含量大于1.5%，即可对裂缝有良好的封堵效果[13-16]。考虑实际情况，在颗粒状封堵材料上，选择抗温性及酸溶性好的不同目数的超细碳酸钙，抗高温海泡石矿物短纤维，充填粒子选用纳微米级的纳米二氧化硅核壳材料，封堵材料扫描电镜图片见图4。

通过20～400 μm的微裂缝封缝堵气实验，按照一定比例复配形成封堵材料SMCSA-1。利用粒度仪分析封堵材料SMCSA-1的粒径分布，如图5所示。粒度分布发生明显变化：粒度分布范围为1.0～200 μm，粒度中值为18.5 μm。

图4 封堵材料电镜图片

图5 封堵浆粒度分布

以优选的聚磺钻井液（4%膨润土浆+ 0.5% PFL-L+4%SMP-2+4%SMC+3%FT342+0.2%NaOH+重晶石）为基浆，加入6.5% SMCSA-1封堵材料，作为封堵钻井液。由于顺南地区奥陶系储层段微裂缝大小分布广，所形成的配方需具有一定的广谱封堵能力，所以将形成的最终封堵配方对450 μm以内的5个级别裂缝进行封堵效果评价。利用封缝堵气评价装置对宽度为20～450 μm的微裂缝进行了封堵效果评价，实验结果见表5。根据漏失量及反向突破压力判断封堵效果。

根据表5封堵评价实验，在正向驱替压力10～12 MPa下，1 h内漏失量小于1 mL，封堵后，正向测定气体承压能力均大于4.0 MPa，反向气测承压均大于1.5 MPa，表明优化的聚磺钻井液的封堵效果良好，起到了封缝堵气的效果。

表5 优化的聚磺钻井液对不同缝宽的封堵实验结果

图6为封堵后的岩心，由图6可以看出，封堵浆在岩心表面形成封堵层，剖开岩心可以看出，封堵浆在裂缝入口2/3位置处形成一段封堵带，固相封堵颗粒均匀分散在裂缝表面，阻止了钻井液的继续侵入。图7为通过实验优化后，封堵材料在微裂缝表面及内部形成的封堵层扫描电镜，可以看出通过架桥粒子与充填粒子的相互作用，形成致密的封堵层，对封堵层纵向分析，可以看出封堵颗粒、短纤维、纳米颗粒在纵向上形成致密的纵横交织的封堵网络，进一步证明优化的封堵材料在微观上的封堵特点。

图6 封堵浆封堵岩心

图7 封堵层扫描电镜图片

2.5 封缝堵气体系性能评价实验

2.5.1 与常用聚磺钻井液体系的配伍性

封堵剂除了需要具备较好的封堵能力外，还需要与常用钻井液体系具有较好的配伍性，尤其是随钻封堵剂，加入后不能明显影响井浆的流变性和滤失量。通过表6可以看出，即使封堵材料加量达到12%时，在180 ℃高温老化前后，常用聚磺体系的流变性和高温高压滤失基本不受影响，表明封堵材料与聚磺体系具有较好的配伍性，实验用配方如下。

1#4%膨润土浆+0.5%PFL-L+4%SMP-2+4% SMC+3%FT342+0.2%NaOH+重晶石的密度为1.80 g/cm3

2#1#+12%SMCSA-1

表6 封堵剂与常用聚磺钻井液体系的配伍性实验

2.5.2 与麦克巴ENVIROTHERM NT体系的配伍性

对该封堵剂与M-I SWACO ENVIROTHERM NT高性能水基钻井液（密度为1.85 g/cm3）的配伍性进行了实验评价。从表7可以看出，在封堵材料加量不大于9%时，对体系流变性和滤失量的影响基本不大，达到12%时主要对流变性有一定影响，但仍处于该体系性能设计指标之内，表明封堵剂与国外高温高密度体系也具有较好的配伍性。

表7 封堵浆与M-I SWACO ENVIROTHERM NT高性能水基钻井液配伍性实验

2.5.3 封缝堵气配方酸溶性评价

在（105±3）℃下，称取干燥2 h的SMCSA-1试样（m1），放入200 mL烧杯中，滴加25 mL土酸，待反应停止后，转入已知质量的玻璃坩埚中抽滤，用蒸馏水洗至无氯离子为止（用1%AgNO3检查）。将玻璃坩埚置于干燥箱中，在（105±3）℃下干燥2 h，取出放入干燥器中，待冷却至室温后称量残渣质量（m2）。计算酸溶率，结果见表8。实验表明，该封堵剂酸溶率高于70%，可用于封堵储层。

封堵剂m1/ g m2/ g酸溶率/ % S M C S A -1 2 . 0 2 0 . 4 3 7 8 . 8 2 . 0 5 0 . 5 2 7 4 . 6 2 . 0 0 0 . 4 5 7 7 . 5

2.5.4 封缝堵气配方对储层损害评价

采用储层伤害模拟实验装置，对封缝堵气配方的储层保护效果进行研究和评价，实验步骤为：①将岩心抽真空，饱和模拟地层水，老化40 h待用；②正向测定岩心的气测渗透率K0；③在动态条件下，用封堵浆反向污染岩心，注入量应大于2倍孔隙体积，使封堵浆与岩心接触120 min，模拟条件：压差3.0 MPa，围压20.0 MPa，温度60 ℃，速梯300 s-1；污染时间120 min；④用12%HCl+3%HF清洗后，再用氮气测其渗透率Kd，并计算Kd/K0，结果见表9。实验结果表明，经过封堵浆污染后，通过酸液清洗后的岩心渗透率恢复值在80%以上，对储层伤害程度较小。

表9 加有SMCSA-1封堵浆的储层损害评价实验

3 现场应用

顺南某井在钻至奥陶系鹰山组地层后，一直存在气侵现象。随着后期水平段揭开油气层厚度的增加，起钻静止后油气上窜速度最高达60.58 m/h，严重影响起下钻等施工过程中的井控安全。为减缓油气上返速度、提高钻井效率和井下安全，对使用封缝堵气评价方法优选出的封堵剂SMCSA-1进行现场试用。

现场通过加料漏斗向循环井浆中加入6%的封堵材料SMCSA-1，配制封堵浆40 m3，利用加料漏斗剪切循环1～2 h。施工过程中，起钻至套管鞋后，开泵循环10～30 min，之后注入封堵浆40 m3，待封堵浆循环至预计气侵井段后，替井浆和压水眼重浆后，起钻至安全位置，2～3 h后重新开始钻进。试验数据见表10。

表10 塔中北坡顺南某井使用封缝堵气评价方法优选出的封堵剂封堵后的数据

现场实验显示，用封堵浆封堵后，油气上窜速度降低率大于75%，封堵材料起到了较好的降低气侵的效果，延长了安全作业时间，进一步增强了井控安全，达到了预期的试验效果。

4 结论

1.根据新疆顺南气藏地层微裂缝特点，制作出一种微裂岩心缝物理模型，裂缝开度为20～400 μm，实验结果重复性好，缝面粗糙，孔隙发育，缝面形态与天然裂缝更加接近。

2.使用制作的微裂缝岩心模型，利用自主设计的封缝堵气评价装置对封堵剂进行评价，形成了封缝堵气评价方法，并有针对性地优选了封堵剂。

3.对优选出的封堵剂SMCSA-1进行性能评价，表明SMCSA-1与聚磺钻井液体系及高性能钻井液体系配伍性良好，该封堵剂酸溶率大于70%，不会污染储层。

4.现场试验效果表明，所选封堵剂提高了钻井液封缝堵气效果，降低了油气上窜速度，降低率大于75%。

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Plugging Micro-fractures to Prevent Gas-cut in Fractured Gas Reservoir Drilling

HAN Zixuan1,2,3, LIN Yongxue1,2, CHAI Long1,2, LI Daqi1,2
(1.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101;2.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100101;3.Postdoctoral Mobile Station of China University of Petroleum, Beijing 102249)

The Ordovician carbonate rock reservoirs drilled in Tazhong area (Tarim Basin) have complex geology and developed fractures, 50% of which with widths between 20 μm and 400 μm. These fractures have led to frequent lost circulation, well kick and severe gas cut, which in turn resulted in well control risks. Complex distribution of fractures and high formation temperatures (180 ℃) make bridging with sized particles less effective in controlling mud losses. In laboratory experiment, commonly used testing methods for evaluating the performance of plugging drilling fl uids are unable to effectively simulate the real fractures, and hence there is a big discrepancy between the laboratory evaluation and practical performanceof the plugging agents. To solve this problem, a new method has been presented based on the idea of plugging micro-fractures to prevent gas-cut. In this method, natural/artif i cial cores are used to make test cores with fractures of 20 μm-400 μm in width and roughness that is closely simulating the fractures encountered in the reservoirs drilled. Included in the new method are a device used to evaluate the performance of a drilling fl uid in plugging micron fractures, and an evaluation procedure. With this method, particle, fi ber and deformable LCMs sized in microns and nanometers were selected and an LCM formulation compatible with polymer sulfonate drilling fl uid and ENVIROTHERM NT drilling fl uid developed. This plugging PCM formulation, having acid solubility of greater than 70%,does not render contamination to reservoir.

Gas reservoir; Micro fracture; Rock core; Plug micro-fracture to prevent gas-cut; Evaluation procedure

TE282

A

1001-5620（2017）01-0016-07

2016-11-9；HGF=1605F6；编辑 付玥颖）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.003

国家重大专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”（2016ZX05061）；国家自然科学基金重大项目“页岩油气高效开发基础理论研究”（51490650）。

韩子轩，1982年生，博士，现为中国石化石油工程技术研究院在站博士后，主要从事钻井液技术研究工作。电话（010）84988573；E-mail：hanzx.sripe@sinopec.com。