编-：气层保护技术是提高陈家庄地区浅层气产量、节约成本的重要手段。通过分析陈家庄地区浅层气藏的储层地质特征及气层损害因素，提出合理的钻井液体系以及相应的现场施工要求，取得了良好的应用效果。
引言
研究和实践表明，气层比油层更易受到伤害，并且很难得到恢复。陈家庄地区浅层气藏处于上第三系低潜山含气带上，是浅层气藏勘探开发的重要区域之一。本区浅层气藏均为纯气层气藏，气藏所在地层易塌、易漏，钻井过程中钻井液体系的选择不当是对气藏造成伤害的主要原-因。由于天然气的压缩系数大，使得气层极易被泥浆侵入，形成较深的侵入带，对地层伤害具有不可逆性，使储层渗透率降低、井壁堵塞，不仅影响气层的发现和气井的初期产量,还会影响之后的各个作业过程，因此钻井液体系的选择要充分具备防塌、防漏、保护气层等能力。在以往的天然气钻井中所选用的钻井液体系主要针对油层储层物性设计，对气层的开发不适用，造成气藏产量的减少和后期作业成本的浪费。因此对该地区必须加强气层伤害机理研究，确定合理的钻井液体系，避免钻井过程中的气层伤害。
1 储层地质特性
陈家庄地区浅层气属疏松砂岩气藏。储层为上第三系馆陶组上段和明化镇组，其沉积相属泛滥平原-河道砂沉积。气砂体埋藏浅，深度一般在800-1200m，压实程度低，成岩性差，胶结疏松。储层呈透镜状，多为细砂岩、粉细砂岩，地层砂粒度中值0.05-0.2mm之间，分选性中等。平均孔隙度25%，空气渗透率0.06-1μm2。地层粘土矿物中蒙脱石含量80%左右，泥质含量5-10%。单层厚度小，一般为2-4m，平均厚度2.73m。纯气砂体少，大部分气砂体含有边底水，开采过程易出砂、出水。气砂体能量低，日产气量一般小于10000m3/d。
根据垦西和陈家庄油气田9口取芯井的分析化验资料，明化镇组平均孔隙度32.6%，平均渗透率1848×10-3um2；馆陶组平均孔隙度31.3%，平均渗透率3961×10-3um2；该区属高孔高渗储层，储气物性较好。
对该区开展室内敏感性试验，结果表明该区储层具有弱速敏性、中等偏强的水敏性、中等盐敏性、对土酸不具敏感性等特点。
2 气层损害因素分析
2.1 钻井过程中气层损害因素分析
钻井施工是一个气藏投入开发全过程中第一个与气层接触的施工环节，大量的室内研究和矿场实践均表明它对气层造成的损害最为严重。钻井过程中的气层损害因素主要表现在两个方面：
第一，固相颗粒堵塞损害。固相颗粒是钻井泥浆中不可避免的产物，如膨润土、岩屑以及配制泥浆所用的各种机械杂质等。这些颗粒在井底正压差的作用下，就会进入气层而堵塞孔喉，导致气层发生损害。
第二，液相损害。首先是由于近井地带含水饱和度较高，易产生水锁效应，从而降低了渗透率；其次是当泥浆滤液总矿化度低于地层临界矿化度时要发生水敏损害。
2.2 固井过程中气层损害因素分析
固井过程中对气层产生的损害是叠加在钻井过程对气层的损害之上的，主要表现在两个方面：
第一，固相颗粒堵塞损害。水泥浆中粒径小于10μm的颗粒含量较少，因为钻井过程中固相颗粒已经-堵塞了气层，因此水泥浆中的水泥颗粒不会进入气层。固井过程中的固相颗粒损害主要来源于配制水泥浆所使用的水中的颗粒。
第二，液相损害。在固井作业过程中，井底正压差要比钻井过程中的井底正压差大得多，另外水泥浆的滤失量比钻井泥浆的滤失量大几十倍，因而液相仍然能够进入气层；水泥浆中一般都含有大量的Ca2+ 、Mg2+、OH-、SO42-等离子，在进入气层的过程中，这些离子极有可能与近井带的钻井滤液及地层水作用而产生无机沉淀损害气层。
3、陈家庄地区钻井液体系设计
3.1 钻井过程中的气层保护措施
针对陈家庄地区储层特点，在开展室内试验的基础上，参考同类气藏进行对比分析并借鉴其它高渗透气藏钻井液，应用以下气层保护措施：
（1）为节约钻井成本，分段使用钻井液：0～350m配浆或回收泥浆开钻，350～700m清水混浆加入聚合物溶液；700～1150m聚合物防塌钻井液。
（2）钻井液性能要求：泥浆满足钻井的需要，使用μ-水泥浆；钻井过程中可根据施工具体要求进行调整，近平衡压力钻进，附加密度0.07～0.15g/cm3；进入储集层的API滤失量≤5ml；钻井液中的各种添加剂与地层岩石、流体配置性良好，粘土含量<10%；使用对气层损害小的泥浆处理剂，使渗透率伤害恢复值大于85%。
（3）钻井要求：气层部位采用近平衡压力钻进，防止泥浆漏失和储层伤害；提高钻进速度，缩短气层在泥浆中的浸泡时间。
（4）屏蔽暂堵技术[1-4]：采用屏蔽暂堵技术保护气层，屏蔽暂堵技术的主要原-理是采用粒径为孔喉尺寸的暂堵剂架桥，配合小颗粒暂堵剂填充，在用可变形粒子封闭，快速（10min）短距离（<3cm）将储层封堵。在钻进过程中要求使用屏蔽暂堵剂BWF—1。屏蔽暂堵剂在进入气层前含量达到2.5%以上，随着井深的增加不断地补充，完钻时的含量达到2.8%以上。
3.2 钻井液体系
该区钻井液的使用应有利于保护油气层、有利于快速安全钻进、有利于除油排气、有利于复杂情况的预防和处理。
本区浅层地层易塌、易漏，因此钻井液要充分具备防塌、防漏、保护油气层等能力。
3.3 入井液筛选优化试验
入井液对于防砂甚至生产都是至关重要的，因此必须从气层保护的角度入手，对入井液的粘土稳定性、防漏失、易返排、现场配制方法等进行详细的筛选优化试验。
3.3.1 岩芯分散试验
取得若干（小块）气层岩芯置于不同的介质中浸泡，观察在一定室温和一定时间内岩芯分散情况，试验表明气层岩芯见水分散严重，即使是在气田水中也是如此。但加防膨剂和KCL的混合水溶液有稳定气层岩心的作用。
3.3.2 粘土稳定剂的筛选
（1）同浓度粘土稳定剂的浸泡分散试验
取气层岩心分别置于6种5%的粘土稳定剂溶液中，观察岩芯随时间变化情况，结果表明，在相同浓度下，FS—1、BG—02两种粘土稳定剂能有效抑制岩芯的分散运移。
（2）不同浓度粘土稳定剂的抑砂性能测试
配制不同浓度的粘土稳定剂溶液，正驱2pv，1小时后用15ml/min的流量反驱清水2小时，取出岩心筒中的砂子，用清水把砂子全部洗出，烘干后称重。试验结果表明，FS—1、BG—02两种粘土稳定剂在4%浓度时就能达到较好的抑制砂性能。
（3）岩芯膨胀高度测试
实验结果表明，BG-02稳定粘土的能力优于FS-1，
3.3.3 增粘剂的筛选
选取HEC、CMC、瓜胶、羟丙基瓜胶、聚丙烯酰胺进行性能测试比较，结果表明HEC是比较理想的增粘剂，其具有较好的热稳定性和时间稳定性。
3.3 防止油气层损害要求
（1）选择与储层相配伍的钻井液体系，不仅与储层岩石相配伍，而且与储层流体相配伍。
（2）使用有效封堵类添加剂以及聚合醇抑制剂，并配合使用气层保护剂以保护气层。
（3）开展近平衡压力钻井，尽量减少过高压差对油气层的损害。
在考虑井壁稳定、井漏、井喷等地层因素的前提下，根据地层的预测压力系数和邻井的实钻情况确定合理的密度范围，密度附加值：油层0.05～0.10 g/cm3，气层0.07～0.15g/cm3，正常钻进时取下限。
（4）油层段钻井中严格控制钻井完井液的滤失量，防止其堵塞油气层的孔隙孔道，尽量减少压差对油气层的损害，储层API滤失量不超过5mL，HTHP滤失量不超过10mL。
（5）加强固控设备的使用和维护，控制无用固相含量和含砂量，上部目的层钻进低固相含量不超过10%，含砂量不超过0.5%。
（6）储集层使用可酸化解堵的防漏、堵漏剂，禁止使用永固性防漏、堵漏剂。
（7）钻开目的层后起下钻和开泵操作要平稳，减少压力激动，避免井漏及井喷事故的发生。
（8）提高目的层的钻井速度和裸眼井段的电测一次成功率，缩短钻井完井液对油气层的浸泡时间，减少钻井完井液对目的层的污染。
3.4 钻井液推荐配方
4%膨润土+0.2%纯碱+0.5～0.8%NaOH+0.2%～0.3%聚丙烯酰胺干粉+0.5～1%铵盐+2%～3%PA-1+1%～2%聚合醇防塌剂（+2%磺化沥青类）+0.2%～0.4%气层保护剂。
钻井液气层保护剂选用FDC-1，外观为乳白色或浅黄色粘稠液体。其主要成分为表面活性物质、特殊增效剂和微胶囊化剂，可有效降低钻井液与储层的界面张力，改善油气层岩石孔隙表面的润湿性，特别适用于降低或解除水基钻井液钻进气层过程造成的水锁和贾敏效应损害。该产品无毒、无荧光、不污染环境；与其它钻井液添加剂配伍性好，在钻井液中均不起泡、不增稠，甚至使钻井液体系降粘。
FDC-1是一种有机凝胶，在温度较低时流动性较差，因此在冬季施工时可考虑适当用水浴加热（温度不超过40℃为宜，否则容易强凝胶化，失去流动性）后缓慢加入钻井液中使用。一般在进入油气层前100m开始缓慢加入，推荐加量为0.2%～0.4%，加量不宜过高。
4 应用效果
新型钻井液体系在陈家庄地区天然气产能建设中应用，共钻井12口，钻遇气层45.1m，建成产能7.66×104m3/d。采用新型钻井液体系使气井在投产后日产能力提高10%，按每年300天配产，每年产气2298×104m3，增产气量229.8×104m3，可实现经-济效益225.2万元。
通过新型钻井液体系的应用，降低钻井过程中对环境的污染，有效地保护了气层，有利于快速安全钻进和复杂情况的预防、处理。投产后产能与开展项目前相比有较大幅度提高。□