南堡滩海深层天然气藏位于古近系东营组三段（E_d3）及沙河街组（E_s），埋深3 500~5 000 m ^[1-3]。储层岩性致密，孔隙度平均为11.48%，渗透率平均为1.508×10^-3μm²，属于典型的特低—低孔、特低渗气藏。黏土矿物总量在2.57%~ 32%范围内，以伊/蒙混层为主，位于粒间呈衬垫式产出。沙河街组平均孔隙半径为0.19 μm，小于0.1 μm的孔喉占94%以上，非均质性严重，孔喉尺寸跨度在纳米与微米数量级之间，细小的孔喉结构极易造成束缚水滞留导致的储层水锁、水敏伤害以及应力敏感伤害，储层保护难度非常大。早在2007年至2010年，冀东油田对南堡滩海深层致密天然气藏进行了早期勘探，先后钻探成功南堡5-10井等两口高产工业气流井，南堡5-10井初期日产气14×10⁴m³/d，而在其周边同一层位部署的多口探井、评价井试油只有少量天然气，未形成工业气流，勘探效果不理想^[2-4]。近年来随着国内外对清洁能源需求的不断增加以及非常规油气在世界油气新增储量和产量中所占的比重越来越大，加大致密天然气藏勘探开发已成为世界石油与天然气工业发展的必然趋势。国内外学者也对致密天然气藏的主要损害机理、储层保护难点及技术对策开展了大量研究，针对性形成了油包水钻井液、仿油基钻井液、成膜技术与理想充填技术等钻井液技术^[5-6]。为了高效勘探开发南堡滩海天然气资源，笔者利用气相渗透率与油相渗透率对比评价实验研究得出南堡滩海致密天然气储层的水锁伤害程度较油层高出30~50个百分点，并具有强应力敏感及水敏伤害特征，据此笔者着重研究采用了反渗透作用及防水锁技术，设计形成180℃抗高温聚束型低自由水钻井液体系，达到高效保护南堡滩海致密天然气藏的目的。

大量研究表明，低孔渗储层普遍存在水锁效应，其损害率一般在60% ~90%^[7-8]。同时，天然气与原油相比存在分子质量小、黏度小、在水中的溶解度高、可压缩、易散失等特点，因此自然界中存在的大多数气藏均为低渗气藏，较油藏存在孔隙结构更复杂、束缚水含量更高、压力敏感性更强、比表面积更大、毛管力更高等特点^[9-10]，这些差异理论上决定了气藏比油藏更容易受到水锁伤害，为了验证这一结论，研究选取深层天然气储层岩心开展了自吸水前后、不同流体污染前后气体渗透率及油相渗透率对比评价实验。实验中所用气体为干燥氮气，实验结果见表 1。由实验结果可以看出，无论是自吸水、流体加压端面循环，气层伤害率达到76%至96%，高出油层30%左右，说明水相伤害尤其水锁是南堡滩海气藏的主要损害类型。

表 1(Table 1)

表 1 水锁伤害评价结果

表 1 水锁伤害评价结果 污染条件 气体渗透率 油相渗透率 污染前Ka0 / ×10-3μm2 污染后Ka1 / ×10-3μm2 伤害率/ % 污染前Ko0 / ×10-3μm2 污染后Ko1 / ×10-3μm2 伤害率/ % 自吸盐水 2.13 0.63 70.42 7.58 5.24 30.87 淡水 1.25 0.04 96.80 7.96 2.13 73.24 饱和盐水 1.43 0.11 92.16 12.73 4.55 64.25 盐水+防水锁剂 0.78 0.18 76.44 6.70 3.55 47.01

气藏的应力敏感性定义为气藏对所受净压力的敏感程度^[9]。大量研究证实，强应力敏感性是低渗气藏普遍存在的另一主要伤害因素。为确定南堡滩海深层天然气层压力敏感程度，室内利用地层岩心开展了应力敏感实验测试，结果显示随覆压增加，渗透率显著降低，说明储层具有极强的应力敏感性。同时由于天然气藏具有一定的压力滞后效应，因此由应力敏感引起损害不会因应力消失而完全恢复，钻井施工过程中应严格控制压差在6 MPa以内^[11-12]。

岩石理化性能评价数据也显示南堡滩海天然气储层岩石具有弱分散中等膨胀性，与滤液接触16 h后体积膨胀至原体积的5/4倍左右，同时膨胀过程产生的微粒分散运移至喉道处，会进一步降低储层渗透率，这对致密气层的细微孔、缝会产生严重影响^[13]。按照行业标准SY/T 5358—2002，选用南堡天然气储层岩样开展了水敏感性评价实验，结果显示储层具有中至强水敏特性。

油基钻井液具有储层保护效果好、滤失量低、抑制性强等优点，是国内外公认的天然气藏保护钻井液体系，但南堡滩海天然气藏埋藏深、井段长，大幅度提高了钻井液的用量及成本，尤其是敏感的滩海环境限制了油基钻井液的使用^[14]。因此根据南堡滩海深层天然气储层特性及损害机理，着力开展了天然气储层保护水基钻井液攻关研究，室内优化设计的主要思路为：（1）采用与天然气储层孔喉尺寸相匹配的微米、纳米封堵材料封堵近井壁地层，形成具有半透膜特征的人工隔离屏障，降低钻井液滤液侵入的同时，利用反渗透作用驱动水相由地层向井筒方向迁移^[15-17]；（2）降低钻井液水活度，使其低于地层水活度，保证地层中水相渗透压指向井筒方向，为地层水向井筒反渗透提供必要条件。（3）提高钻井液体系的抑制性，降低水敏伤害；（4）评价优选高效防水锁剂，降低钻井液滤液表面张力，避免或减小水锁损害^[16-18]。

地层中水相在3个驱动力作用下进行迁移：其一是钻井液液柱压力与地层压力之间的压力差，其二是毛细管力，其三是渗透压力（图 1），三种力的矢量和（见公式1）决定了水相的迁移方向，在常规钻井过程中，钻井液压力大于地层压力，两者压力差指向地层方向。在亲水性地层，毛管压力也指向地层方向。因此只能通过控制渗透压力使其值足够大、同时方向由地层指向井筒方向，才能驱动水相由地层向井筒方向迁移，即产生反渗透作用。产生反渗透现象必须具备两个条件：（1）有半透膜存在；（2）半透膜两侧溶液存在活度差，研究针对这两个条件开展了处理剂研究优化。

图 1(Figure 1)

图 1 钻井过程中井底水相受力分析示意图

式中：P (驱动)为钻井过程中井底水相迁移的驱动压力，MPa；P (压差)为泥浆液柱压力与地层压力之间的压力差，MPa；P (毛管)为毛细管力，MPa；P(渗透)为渗透压，MPa。

针对南堡滩海深层天然气储层纳米、微米级孔喉尺寸特征，根据成膜技术与理想充填架桥理论选择纳米、微米级封堵材料，以保证在井壁地层很浅的地方快速形成具有半透膜特征的人工隔离屏障，为化学反渗透作用提供条件。室内利用激光粒度仪测定了石灰石、沥青、树脂等常规封堵材料的粒径，平均粒径为10.38~ 57.38 μm，均属于微米级尺寸，远大于天然气储层孔喉尺寸，无法对纳微米级孔喉实现有效封堵。为此室内研究优选了尺寸在1 ~ 100 nm之间的胶束封堵剂HSM及尺寸在100 ~ 1 000 nm之间的微纳固壁剂HGBJ，评价结果显示两种封堵剂复配后膜效率由原来的0.11提高至0.3（表 2），加入微纳米封堵材料后高温高压滤纸、滤膜失水均降低30%以上（图 2）。

表 2(Table 2)

表 2 纳微米级封堵材料膜效率评价数据

表 2 纳微米级封堵材料膜效率评价数据 测试液 泥浆活度 地层水活度 理论渗透压差/MPa 实测渗透压差/MPa 膜效率 基浆—标准盐水 0.985 0.92 11.74 1.32 0.11 基浆+3% HGW+2.0%—标准盐水 0.972 0.92 9.46 2.87 0.30

图 2(Figure 2)

图 2 微纳米封堵剂HTHP滤纸、滤膜滤失量测试结果

在钻井液于井壁附近形成非理想半透膜的条件下，控制钻井液活度低于地层水活度，保证地层中水相在反渗透力作用下向井筒方向迁移，从而实现降低滤液侵入的目的^[19-20]。钻井液中的降滤失剂、盐类均具有降低钻井液活度的作用，而无基盐类降低钻井液水活度效果更为明显，尤其氯化钾在显著降低钻井液活度的同时还能够提供钾离子，从而提高钻井液滤液对黏土的抑制能力，因此项目优选了氯化钾作为体系的活度调节剂及抑制剂。

在钻井液中使用能够有效降低油/水界面张力的表面活性剂，可以防止或解除瞬时失水造成的水锁损害。室内通过测定表/界面张力及起泡率对4种常用的防水锁剂进行了评价，由实验结果（表 3）可以看出，HAR-D体系的表面张力最低，ABS、A-20、HAR-D的油液界面张力均较低，但ABS、A-20的起泡率非常高，因此优选HAR-D作为体系的防水锁剂，同时研究考察了在不同HAR-D加量下钻井液滤液的界面张力，确定了HAR-D防水锁剂的最佳加量为2%。

表 3(Table 3)

表 3 防水锁剂优选试验

表 3 防水锁剂优选试验 体系类型 10 min起泡 率/% 滤液表面张 力/(mN • m-1) 油液界面张力 /(mN • m-1) 空白基浆 0.0 63.5 38.5 +2%ABS 315.0 38.8 5.2 +2%A-20 215.0 41.7 7.2 +3%JLX-C 1.0 41.3 10.9 +2%HAR-D 0.5 32.5 7.8

根据处理剂复配实验最终确定了低渗气层保护180 ℃抗高温聚束型低自由水钻井液配方为：2 %膨润土浆+2%HFL-T+3%HDR+ 1%HBJ+2%HSM+3%HGBJ+1%HPA+2%HARD+3~ 5%KCl+3%HLB+1%LUB168+重晶石。钻井液性能评价结果见表 4至表 5，从表中结果可以看出体系180 ℃老化后流变性基本能够满足钻井需要，高温高压失水8 mL；泥岩热滚回收率高达98.3%；半透膜效率由普通KCl聚合物钻井液的0.11提高到0.5，钻井液水活度低于地层水活度，假定液柱压力与地层孔隙压力的压差设定为3.5 MPa，根据式1计算确定地层中驱动水相迁移的压差为-0.675 MPa，方向指向井筒方向，满足了反渗透作用条件。

表 4(Table 4)

表 4 180℃抗高温聚束型低自由水钻井液常规性能

表 4 180℃抗高温聚束型低自由水钻井液常规性能 实验条件 密度/(g • cm-3) AV/(mPa • s) PV/(mPa • s) YP/Pa YP/PV FLAPI/mL FLHTHP/mL 热滚回收率/% 老化前加热50℃ 1.35 75 32 43.946 1.37 1.5 - 老化后加热50℃ - 38.5 32 6.643 0.21 - 8 98.3  注：热滚回收率采用南堡东营组泥岩，高温高压失水实验温度为180℃。

表 5(Table 5)

表 5 180℃抗高温聚束型低自由水钻井液半透膜效率

表 5 180℃抗高温聚束型低自由水钻井液半透膜效率 测试液 泥浆 活度 地层 水活度 理想渗透压/ MPa 实测渗透压/ MPa 膜效率 毛细管压力/ MPa 驱动压差/ MPa KCl聚合物—标准盐水 0.985 0.92 11.74 1.32 0.11 0.245 5.065 180℃抗高温聚束型低自由 水钻井液—标准盐水 0.874 0.92 -8.82 -4.42 0.50 0.245 -0.675 油基钻井液—标准盐水 0.860 0.92 -11.60 -7.23 0.62 0.245 -3.485  注：毛管压力根据沙一段平均孔喉半径0.2 μm计算确定。

室内油/气相渗透率恢复值对比评价实验（表 6）显示，经180 ℃抗高温聚束型低自由水钻井液体系污染后，岩心的气相渗透率恢复值及油相渗透率恢复值均大于85%，气相渗透率恢复值由原来的47.3%提高至91%，气藏保护效果显著。

表 6(Table 6)

表 6 180℃抗高温聚束型低自由水钻井液储层保护效果评价对比数据

表 6 180℃抗高温聚束型低自由水钻井液储层保护效果评价对比数据 钻井液体系 项目 井号 Ka1/ ×10-3μm2 Ko1/ ×10-3μm2 污染动滤失/ mL Ko2/ ×10-3μm2 Ka1/ ×10-3μm2 渗透率恢复 值Krd /% 伤害率/ % 180℃抗高温 聚束型低自 由水钻井液 油层保护评价 NP5-81-1 0.876 0.272 0 0.241 - 88.6 11.4 气层保护评价 NP5-81-2 0.211 - 0 - 0.192 91.0 9.0 聚磺钻井液 油层保护评价 NP5-81-1 10.53 2.18 0.8 2.175 - 99.8 0.2 气层保护评价 NP5-81-2 4.82 - 0 2.135 44.3 55.7

NPAX-C井位于河北省滦南县北堡村，是黄骅坳陷南堡滩海5号构造的一口侧钻井，井别为预探井，预探南堡5号构造E_s32亚段中部砂岩含油气情况。二开井身结构，先打导眼（3 960~ 5 415 m），导眼完钻后，根据预探油气情况实钻主井眼井深为5 129 m。由于该井导眼裸眼段长、砂泥页岩互层频繁，自3 960 m开窗使用180℃抗高温聚束型低自由水钻井液配方，进入E_s1段逐步加入抑制剂、固壁剂、抗温降滤失剂，进入E_s3段加入防水锁剂，提高胶束封堵剂、固壁剂加量。从实际应用来看，180℃抗高温聚束型低自由水钻井液体系主要具有以下3个特点：

（1）抑制性强。现场泥浆泥岩回收率高达90%，24 h线性膨胀率仅为14.4%。钻进过程中没有出现页岩吸水膨胀、缩径现象，起下钻顺利，返出岩屑形态清晰、成形规则，井径规则，平均井径扩大率小于10%。

（2）封堵效果好。南堡5号构造已往所钻天然气井均存在不同程度的井塌、井漏、卡钻等复杂事故，严重影响钻井进度。NPAX-C井现场泥浆180 ℃高温高压失水仅为8 mL，钻井过程中未出现任何复杂事故，井壁稳定效果显著。

（3）储层保护效果好。现场泥浆油相、气相渗透率恢复值远大于90%，测试表皮系数-0.85。同期该配方在南堡5号构造的另一口天然气井的储层段进行了应用，顺利完钻后测试获日产气3.5万方高产工业气流，说明钻井液对天然气储层保护效果良好。

（1）南堡滩海深层天然气藏具有低孔、低渗、非均质性强等低渗透储层的基本特征。室内实验结果显示，水锁损害是该储层最主要、最严重的损害类型之一，其对气层的伤害程度远大于油层，伤害率在76% ~96%，高于油层30%左右。

（2）对钻井过程中井底水相进行了受力分析，得出渗透压方向与大小是决定地层水相迁移的主要因素。并利用反渗透作用、防水锁技术优化设计了180℃抗高温聚束型低自由水钻井液，体系半透膜效率由KCl聚合物钻井液的0.11提高到0.5，实测渗透压为-4.42 MPa，由此计算得出地层中水相驱动压差为-0.675 MPa，能够形成与油基钻井液类似的反渗透作用，有效避免滤液侵入，对岩心的气相渗透率恢复值由原来的47.3%提高至91%，确保对致密天然气藏的良好保护。

（3）180 ℃抗高温聚束型低自由水钻井液在NPAX-C井成功应用，现场井径规则，未出现任何井塌、井漏、卡钻等复杂事故，测试表皮系数仅为-0.85，井壁稳定及储层保护效果显著。该体系的研究与应用为南堡滩海致密天然气藏高效勘探提供了更加可靠的技术支持，对国内类似致密天然气的勘探开发具有一定的指导意义。