正交试验在钻井液配方研究中的应用——以大庆徐家围子地区为例

朱科源，杨卫锋

(大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江 大庆 163413)

正交试验在钻井液配方研究中的应用
——以大庆徐家围子地区为例

朱科源，杨卫锋

(大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江 大庆 163413)

针对大庆徐家围子地区深层气体钻井转换为常规钻井时经常出现剥落掉块、划眼遇阻等井壁失稳问题，运用正交试验的方法对钻井液的配方进行优化设计，通过正交试验得到各种处理剂的最优加量。根据正交试验结果配制的钻井液流变性、滤失量等参数均符合要求，能够很好的起到降低滤失、稳定井壁的作用。

徐家围子地区；钻井液；配方；正交试验 井壁稳定

井壁失稳一直是石油钻井中一个十分复杂的问题, 而井壁失稳大多数发生在泥页岩井段。泥页岩井壁失稳通常表现为形成泥环、缩径、井壁剥落，严重时井壁坍塌。当外来流体与泥页岩接触时,外来流体性质与泥页岩本身束缚水活度不匹配，泥页岩产生水化膨胀，导致泥页岩强度降低，从而改变了井眼周围的应力分布,使得泥页岩地层出现井壁失稳。与此同时，硬脆性泥页岩中存在的微裂缝较为发育，毛细管作用较强从而加剧了井壁失稳。为此，笔者通过正交试验法开展了硬脆性泥页岩井段井壁稳定钻井液研究。

1 硬脆性泥页岩井壁失稳机理研究

大庆徐家围子地区登娄库组硬脆性泥页岩伊利石含量为6.43%～11.67%，绿泥石含量为0.42%～1.51%，伊蒙混层为0.55%～2.53%，并且其微裂缝特别发育。此类泥页岩遇水主要发生以下情况：①易水化。硬脆性泥页岩遇水产生水化作用，常温常压下其膨胀量较小，但是在高温高压条件下膨胀量和膨胀速率都迅速增加；②由于硬脆性泥页岩中存在大量的微裂缝，钻遇该层位时微裂缝开启，同时其毛细管较为发育，钻井液滤液在毛管力的作用下迅速渗入深部地层加速了硬脆性泥页岩的水化作用。对此，通过改善抗高温水基钻井液的滤失量和封堵微裂缝能力以提高该井段的井壁稳定能力。

2 处理剂优选

表1 抑制剂评选试验数据

2.1抑制剂的评选

分别评价了渗透性较强的小分子抑制剂XY-1、AC和半透膜抑制剂。在清水中3种抑制剂加量均从0.5%递增到1.5%，同时加入易分散泥页岩20g，在160℃条件下进行高温滚动16h评价岩屑回收率，抑制剂评选试验数据如表1所示。通过表1数据可以看出，AC具有较好的抑制性和抗温性。

2.2降滤失剂的评选

初步考虑对腐植酸、BR和抗高温抗盐降滤失剂3种作用机理不同的降滤失材料进行评价筛选。在膨润土基浆中3种处理剂的加量分别均从1%递增到3%，在不同加量条件下测量其流变性和API滤失量，以及在160℃条件下进行16h高温滚动试验以评价其抗高温性能，降滤失剂评选试验数据如表2所示。由表2结果可以看出，BR降滤失效果及抗温性比较理想。

2.3封堵材料的评选

表2 降滤失剂评选试验数据

根据井壁失稳机理分析，在降低钻井液滤失量和提高滤液抑制性的基础上，实现对微裂缝的封堵，有效提高井壁稳定能力。由此选择了沥青粉和磺化沥青作为封堵材料。 评价方法主要通过钻井液高温高压滤失量、高温高压渗透失水、高温高压砂床滤失量和高温高压砂床渗透失水4个指标来评价钻井液的封堵效果。前2个指标表示钻井液外泥饼渗透性高低，后2个指标表示钻井液在近井筒地层中形成的内泥饼渗透性的高低。钻井液是否实现了封堵，可采用高温高压渗透失水、高温高压砂床滤失量和高温高压砂床渗透失水3个指标随时间的增长速率趋于0来衡量，或采用在实验温度压差下30min的高温高压砂床滤失量和高温高压砂床渗透失水量为0来表示，同时观察砂床外泥饼质量[2]。试验数据如表3所示，由表3数据可以看出，沥青粉作为微裂缝封堵材料效果比较理想，其抗温性较好。

表3 封堵材料封堵效果评价

注：高温高压滤失量、高温高压渗透滤失量、高温高压砂床滤失量均在160℃和3.5MPa条件下测定。

3 钻井液配方

通过井壁失稳机理分析，结合单剂优选初步选定钻井液材料及加量为：基浆+AC(0.5%～2%)+降滤失剂BR(1%～4%)+沥青粉(1%～4%)+超细碳酸钙(1%～4%)+乳化剂3%+白油(4%～12%)。其中抑制剂AC、降滤失剂BR、沥青粉、超细碳酸钙和白油的加量都是通过正交试验法确定。

表4 正交试验处理剂加量数据

3.1正交试验设计

在单剂初步评价的基础上，利用正交试验法来优化无固相钻井液配方，综合考虑5方面因素来确定钻井液最佳配方(见表4)，并根据正交试验设计的16组处理剂加量配制钻井液，并测量其性能(见表5)。

表5 5因素4水平正交试验

3.2正交试验数据分析

以API滤失量和塑性粘度为正交试验的指标，利用极差法进行试验结果分析，见表6。

表6 API滤失量和塑性粘度正交试验结果分析

通过表6数据可以看出，影响API滤失量的主次因素依次是白油、BR、沥青粉、AC和超细碳酸钙，主要因素白油加量(水平)及其他次要因素与API滤失量的关系如图1所示；影响塑性粘度的主次因素依次是BR、白油、AC、沥青粉和超细碳酸钙，各影响因素加量(水平)与塑性粘度的关系如图2所示。

图1 处理剂加量与API滤失量因素关系 图2 处理剂加量与塑性粘度关系

由图1可知，以API滤失量为目标的最优配方为：白油(12%)+BR(3%)+AC(1%)+沥青粉(4%)+超细碳酸钙(4%)。由图2可知，以塑性粘度为目标的最优配方为：BR(1%)+白油(4%)+AC(0.5%)+沥青粉(1%)+超细碳酸钙(2%)。

按照同样的方法，可以把各因素对表观粘度和动切力影响的主次关系进行排序，并得到相应的关系图。影响表观粘度的主次因素依次是BR、沥青粉、白油、AC和超细碳酸钙。各影响因素加量(水平)与表观粘度的关系如图3所示。由图3可知，以表观粘度为目标的最优配方为：BR(1%)+沥青粉(1%)+白油(4%)+ AC(1%)+超细碳酸钙 (4%)。影响动切力的主次因素依次是BR、沥青粉、白油、AC和超细碳酸钙。各影响因素加量(水平)与动切力的关系如图4所示。由图4可知，以动切力为目标的最优配方为：BR(1%～3%)+沥青粉(1%～3%)+白油(4%～12%)+ AC(0.5%～1.5%)+超细碳酸钙(4%)。

图3 处理剂加量与表观粘度关系 图4 处理剂加量与动切力关系

最后，通过以上正交试验的极差法初步分析了各指标对应的各影响因素主次关系和最优水平取值，综合考虑各指标影响因素的主次及水平取值，得到的优化配方为：

基浆+抑制剂AC(1%)+降滤失剂BR(3%)+沥青粉(3%)+超细碳酸钙(3%)+乳化剂(3%)+白油(10%)。

3.3室内试验评价

按照以上正交试验确定的最优配方配制钻井液，并对其进行室内常规性能评价。根据正交试验结果配制的钻井液各项性能均能达到设计要求。

4 结 论

1)在硬脆性泥页岩井壁失稳机理分析的基础上，评选出了稳定井壁钻井液所需的抑制剂、降滤失剂和微裂缝封堵材料等处理剂。

2)在处理剂评选的基础上，利用正交试验法分析了不同处理剂对钻井液各项性能影响的主次关系，同时优化了处理剂加量得到了最优配方。

3)研制出的钻井液体系具有较好的流变性，抑制性强，高温高压(160℃、3.5MPa)滤失量达到5ml以内，可以提高钻井液稳定井壁能力，各项性能达到了设计要求，能够满足现场施工需要。

[1]王波,任希,李馨宽.有机硅钻井液在大庆油田太南地区的应用[J].石油钻探技术,1997,25(3) :22-23.

[2]耿晓光,郑涛,郝立志.水包油钻井液在宋深101井负压钻井中的应用[J].石油钻探技术, 2001,29(4)：44-45.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.021

TE254.1

A

1673-1409(2012)06-N064-04