H9区块属于塔北凹陷边区新近开发的缝洞型稠油油藏，主力油层位于X1组和Y1组，探明油气储量可观 [1] [2] 。H9区块前期勘探井统计分析发现，钻探过程中常发生井眼缩径、起下钻遇阻、卡钻等井壁失稳问题，且70%以上发生在硬脆性泥页岩互层段，严重影响了钻井施工安全。此外，钻完井过程中不可避免的会造成储层损害，但通过采取适宜的储层保护技术对策，可对其进行有效地控制 [3] [4] [5] [6] 。目前，针对H9区块硬脆性泥页岩储层敏感性复杂等问题，相关学者仅从力学角度进行了井壁稳定机理研究，研究不够深入、全面 [7] 。因此，深入开展H9区块储层敏感性分析研究，对H9区块油藏的进一步安全、高效开发具有十分重要的意义。
2. 储层敏感性试验研究
2.1. X射线衍射试验分析
选取Y1、X1目标层位岩样，利用岛津XRD-6100-X射线衍射仪进行了全岩矿物及黏土矿物相对含量分析，结果如表1所示，H9区块储层黏土矿物平均质量分数在10%~20%之间，主要以伊利石和伊–蒙混层为主，其次为高岭石、绿泥石。伊利石和高岭石属于速敏性矿物，在高碱性环境中容易发生剥落、分散运移，伊–蒙混层属水敏性矿物，容易引起水敏性损害 [8] [9] 。因此，预测储层可能存在潜在的速敏、水敏及碱敏性敏感性损害。
Table 1. The types of clay minerals of reservoir cores and the analysis result of clay mineral content
表1. 储层岩心黏土矿物类型及含量分析结果
2.2. 扫描电镜分析试验
选取储层3945.74 m处岩心，利用日立S-4800冷场发射扫描电镜进行分析，结果见图1。从图1(a)~(d)可看出，H9区块储层岩样以粒间孔隙为主(成熟度较低)，同时发育有溶蚀孔隙和微裂缝。裂缝及裂纹较多发育，该类裂缝属于稍大的类型，储层多表现为中高渗透特征。
(a) 500倍溶蚀颗粒黏土化
(b) 1000倍孔隙及裂纹
(c) 4500倍碎屑颗粒
(d) 5000倍颗粒表面被溶蚀向黏土矿物转化
Figure 1. The diagram of core SEM analysis at 3945.74 m in Block H9
图1. H9区块储层3945.74 m处岩心扫描电镜图
2.3. 压汞分析试验
利用全自动压汞仪AutoPore IV 9500进行压汞试验分析，结果见图2。通过进一步计算可知，岩心的孔隙度约为14.45%，总孔隙比表面为1.365 m2/g；平均孔隙半径均值为108 μm，70%左右的孔隙半径大于100 μm，属大孔隙发育；平均喉道半径为36.2 μm，40%左右的喉道宽度大于48.5 μm；渗透率约为26.17 mD，孔隙均质系数约为0.38。因此，可判断该层位岩样孔隙发育程度较好，属于中高渗储层，非均质性较好，对渗透率具有贡献的孔径分布在10~100 nm之间。
(a) 压汞侵入量随孔径的变化关系 (b) 汞累积侵入量随压力变化关系
Figure 2. The results of mercury intrusion analysis of cores at 3945.74 m in Block H9
图2. H9区块储层3945.74.74 m处岩样压汞分析试验结果
2.4. 储层敏感性评价试验
依据SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》方法，选取储层岩心进行敏感性评价试验，结果见表2。通过敏感性分析试验结果可知，该区块储层主要存在潜在的强速敏和强水敏性损害，且临界流速为0.5 mL/min，临界矿化度为4375~6536 mg/L。
Table 2. The experimental results of reservoir core sensitivity evaluation in Block H9
表2. H9区块储层岩心敏感性评价试验结果
2.5. 储层损害机理分析
结合储层黏土矿物特性对储层的潜在影响 [10] [11] ，分别从速敏性损害和水敏性损害角度分析了储层损害机理。
2.5.1. 速敏性损害机理
岩心黏土矿物分析结果表明，H9区块储层主要以石英、高岭石及伊利石等速敏性矿物为主，黏土矿物含量较高。当受到流体流动的冲击作用之后，这些原本较为稳定的矿物颗粒被破坏而发生运移，进而堵塞储层流通通道，降低储层渗透率，造成储层损害。通过扫描电镜试验分析可知，储层微裂缝发育成熟、中小孔喉分布好、较多溶蚀孔隙，微裂缝越多、孔喉越小、壁面越粗糙，微粒越容易发生速敏损害，这也是导致强速敏损害的主要原因 [12] [13] 。
2.5.2. 水敏性损害机理
水敏性损害主要是由于黏土矿物晶层间存在可交换阳离子，且损害程度取决于岩石中的水敏性黏土矿物的含量以及在岩石中的分布状态和在孔隙中的分布形式 [8] [14] 。储层黏土矿物引起水敏性损害可分为3个方面 [15] [16] [17] ：①黏土矿物间胶结力较弱，遇水发生水化膨胀，使黏土晶层分散，分散运移的固相微粒可能堵塞储层流通通道，从而造成储层损害。②由于储层中存在大量的黏土矿物，当外来的矿化度流体进入后会与之大面积接触，在冲刷作用下增加了颗粒分散运移程度，从而堵塞储层流通通道。③大量的黏土矿物在入井流体作用下，发生运移和沉积作用，这也是造成强水敏损害的原因之一。基于上述原因，H9区块储层存在强水敏性损害。
3. 现用钻井液体系性能存在不足及优化思路
目前，H9区块X1和Y1层位主要采用聚磺钻井液体系完钻多口探井，该体系能钻达目的层位，但钻井过程中频繁出现起下钻遇阻、倒划眼困难、蹩扭矩等井下复杂情况，且在接近储层段出现严重井眼缩径问题。
综合储层岩性特征分析、钻井液性能及现场施工措施，可将H9区块已钻井频繁出现复杂情况的主要原因归纳为以下两方面：
1) 由于储层黏土矿物含量较高，钻井液进入所在地层后，容易造成泥页岩水化膨胀运移，引起剥落、掉块、缩径等问题。上部地层泥岩成岩性较差，各地层均含有不同程度的泥岩，胶结强度不高，水化膨胀性较强，极易导致井壁失稳，进而造成了起下钻遇阻、倒划眼困难甚至卡钻等复杂情况。
2) 现场用聚磺钻井液体系虽然具有一定的抑制效果，但该体系并不能较好地适应H9区块地层特性。
因此，钻井液体系优化应从改善钻井液体系抑制性，提高降滤失性能及润滑性能，增强储层保护能力几方面着手 [18] [19] [20] 。
4. 储层保护钻井液体系优化及性能评价
室内针对现用聚磺钻井液体系性能存在的不足，室内优选了非渗透暂堵剂HKTP、阳离子乳化沥青LQ-1及极压润滑剂RHJ-2，并通过配方优化试验形成了一套综合性能较优的KCl-聚合醇钻井液体系。
配方：3.5%膨润土浆 + 0.3%NaOH + 0.3%Na2CO3 + 1.5%PF-VIS增黏降滤失剂 + 2.5%降滤失剂SMP-2 + 2.5%聚合物降黏剂JNJ-2 + 3.5%润滑防塌剂JLX-C + 2.5%阳离子乳化沥青LQ-1 + 1.5%非渗透性屏蔽暂堵剂HKTP + 2.5%改性石墨GRA + 2%极压润滑剂RHJ-2 + 8%KCl (重晶石加重至1.25g/cm3) (配方中的百分数均为质量分数，下同)。
4.1. 常规性能评价
对KCl-聚合醇钻井液体系性能进行了试验评价，结果见表3。可以看出，热滚前后钻井液体系性能变化不大，性能稳定，且形成的泥饼薄而致密；润滑系数 < 0.1，润滑性能较好，能够有效降摩减阻。优选的非渗透暂堵剂HKTP与阳离子乳化沥青LQ-1可产生协同增效作用，改善泥饼质量，有效起到降滤失效果。其次，改性石墨GRA、极压润滑剂RHJ-2及聚合醇在钻井液中能够形成固–液相协同润滑作用，能有效吸附在黏土等微粒表面，形成致密复合极压润滑膜，将微粒之间的直接摩擦转变为膜与膜之间的滑动摩擦，从而达到良好的降摩减阻效果。
Table 3. The conventional properties of KCl-polyalcohol drilling fluid system
表3. KCl-聚合醇钻井液体系常规性能
注1：μa为表观黏度；μp为塑性黏度；τd为动切力；VAPI为API滤失量；VHTHP为高温高压滤失量。
注2：热滚条件为130℃ × 16 h；测试条件为室温。
4.2. 抑制性评价
4.2.1. 泥页岩滚动分散试验
泥页岩滚动分散试验结果如表4所示，KCl-聚合醇钻井液体系的滚动分散回收率均远高于清水滚动分散回收率，且二次回收率仍高于90%，具有较强的抑制泥页岩水化分散作用。
Table 4. The results of mud shale rolling and dispersion experiment
表4. 泥页岩滚动分散试验结果
4.2.2. 泥页岩水化膨胀试验
将X54-01井4089.03 m岩样记为1#，X52-06井4165.24 m岩样记为2#，膨胀试验结果如图3所示，KCl-聚合醇钻井液体系作用下的岩屑膨胀率小于4.0%，远低于清水的膨胀率，且在1 h后岩屑膨胀量趋于稳定，对泥页岩水化膨胀具有较好的抑制效果。
Figure 3. The results of mud shale hydration and expansion experiment
图3. 泥页岩水化膨胀试验结果
优化KCl-聚合醇钻井液体系具有良好的抑制防塌效果。其原因主要是阳离子乳化沥青中的阳离子成分与黏土矿物之间产生较强的吸附作用，从而带正电荷的沥青微粒能够牢固地吸附在黏土矿物表面，形成一层较为致密的疏水薄膜，进而可有效削弱黏土水化渗透作用，起到良好的抑制效果。同时，聚合醇分子中含有较多的醚键，其在黏土表面的吸附作用强于水分子，因此聚合醇分子可优先吸附在黏土颗粒表面，阻止水敏性矿物的水化分散，从而达到较好的抑制防塌目的。
4.3. 模拟储层动态损害试验
分别选取H9区块X48-02井4164.75 m和X52-03井4228.63 m处天然岩心，依据SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，采用高温高压动态损害评价仪进行模拟储层动态损害试验，评价体系的储层保护性能。
试验条件：模拟地层温度为
130 ℃
；围压为5.0 MPa；压差为3.5 MPa；损害时间为120 min。
试验结果见表5、图4。结果表明，KCl-聚合醇钻井液体系作用下的岩心渗透率恢复值(切割污染端0.7 cm)达85%以上，储层保护效果较好，且对储层造成的损害可通过后期射孔作业有效解除。主要是由于优选的非渗透暂堵剂HKTP的粒径分布范围与储层孔隙尺寸具有较好的配伍性，能够对储层产生有效的屏蔽暂堵作用，切去岩心污染端后，可较大程度地减轻对储层的损害，达到储层保护的目的。
Table 5. The evaluation results of simulation experiment of formation damage
表5. 储层损害模拟试验评价结果
Figure 4. The curve of reservoir core permeability recovery
图4. 储层岩心渗透率恢复曲线
5. 现场试验
在室内研究工作基础上，KCl-聚合醇储层保护钻井液体系在H9区块的多口井进行了现场试验。其中，X56-01井主力油层为Y1、X1组，埋深在3905.15~4391.32 m之间，实钻井深在4450 m左右，该层段存在较大井壁失稳风险。钻开试验井储层阶段时，在严格按照室内钻井液实施方案基础上，采用所提供的钻井液体系，现场钻井液应用实施情况良好，特别是钻井液流变性能、滤失性及润滑性等主要性能良好、稳定(表6)，未出现剥落、掉块等复杂情况，安全顺利完钻。
Table 6. The test results of conventional property of field drilling fluid
表6. 现场浆常规性能测试结果
注：热滚条件为130℃ × 16 h；测试条件为室温；泥饼黏附系数测定条件为130℃ × 3.5 MPa。
分别取不同井深现场试验浆，测定储层岩心渗透率恢复值，评价现场浆的储层保护效果，结果如表7所示。室内模拟储层条件下的岩心动态污染渗透率恢复值达到85%以上，储层保护效果好。
Table 7. The evaluation results of core permeability recovery value with field drilling fluid
表7. 现场浆作用下岩心渗透率恢复值评价试验结果
6. 结论
1) H9区块储层属于中高渗储层，以粒间孔隙为主，微裂缝发育，非均质性较好，且对渗透率具有贡献的孔径分布在10~100 nm之间。
2) 黏土矿物中伊利石和伊–蒙混层含量较高，储层存在潜在的强速敏性损害和强水敏性损害，尽可能采用近平衡压力钻井及高效致密暂堵技术；施工作业过程中应注意控制外来工作液的流速，同时有效控制固相含量，提高工作液的抑制性能。
3) 优化KCl-聚合醇储层保护钻井液体系具有强抑制、高润滑的特点；现场试验效果良好，有效解决了剥落、掉块及卡钻等井壁失稳问题，取得了有效保护储层的效果。建议在H9区块及周边类似储层后续钻采过程中进行推广应用，有望取得良好的经济效益。
基金项目
国家油气重大专项(2011ZX05012-004)。