硅铝钻井液体系的室内研究及现场应用

孟丽艳，张麒麟，黄 宁

(中国石化中原石油钻井工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001)

井壁失稳是钻井和完井过程中常遇到的井下复杂情况之一，其中，泥页岩地层不稳定造成的井壁坍塌和缩径失稳约占总数的90%以上。虽然油基及合成基钻井液最适宜解决复杂地层井壁失稳问题，然而油基钻井液的使用对保护环境和降低钻井成本造成越来越大的压力。因此，本研究针对内蒙查干地区火山岩储层井壁失稳的问题，研制一种在钻井过程中既可预防井壁坍塌、缩径和渗漏，又具有加固井壁的硅酸盐－铝酸盐防塌钻井液体系。硅酸盐和铝酸盐井壁封堵机理均是在滤液从高pH环境向中性转换的过程中，形成硅酸或氢氧化铝来发挥地层封堵作用。因此，本研究首次将两种物质特点结合，在中性条件下通过生成硅酸、氢氧化铝和硅酸铝等沉淀封堵地层，进一步加强泥页岩等地层的井壁防塌和封堵效果，为安全钻井，减少复杂事故，节约成本提供必要的技术支持。

1 硅铝钻井液的形成

硅酸盐－铝酸盐钻井液具有与硅酸盐钻井液相似的特点，即高碱性和流变性不易控制，限制了一些处理剂的使用，参考国内外硅酸盐钻井液［1－6］、铝酸盐钻井液［7］处理剂配伍性的有关实验，首先进行了硅铝钻井液无机盐处理剂优选，包括硅酸盐、偏铝酸盐、氯化钾和专用配伍处理剂的优选实验，包含流型调节剂、降滤失剂、抑制剂、封堵剂，通过评价钻井液的抑制性、流变性、滤失造壁性和封固性，确定硅酸盐－铝酸盐防塌钻井液适宜的配方为:(1.0%～2.0%)膨润土基浆+(0.1%～0.3%)XC+(1.0%～1.5%)LV－PAC+(0～0.5%)LV－CMC+(2.0%～5.0%)封堵材料+(0～2.0%)有机抑制剂+(1.0%～3.0%)流型调节剂 +(5.0%～7.0%)Na2SiO3(模数2.0～2.4)+(0.25%～1.00%)铝酸盐 +(3.0%～5.0%)KCl+(0.5～1.0%)NaOH+重晶石。

2 硅铝钻井液性能评价

2.1 钻井液基本性能

按照适宜的配方配制硅酸盐－铝酸盐钻井液，钻井液密度为1.20～1.60 g/cm3。表1为不同密度硅铝钻井液经90℃热滚16 h后的钻井液性能。

表1 不同密度硅铝钻井液性能

由表1可知，使用重晶石可将硅铝钻井液加重至不同密度，经90℃热滚16 h后的钻井液性能稳定，流变性良好，FLHTHP可控制在10 mL内。

2.2 热稳定性

硅铝钻井液密度为1.60 g/cm3，于90℃下，考察其热稳定性，结果见表2。

表2 硅铝钻井液热稳定性评价

由表2可知，硅铝钻井液在90℃未经维护条件下，经48 h滚动老化后，初终切力有所降低，但其他性能保持良好，尤其是体系FLHTHP基本没有增加，说明硅铝钻井液具有良好的热稳定性。

2.3 抗污染性能

2.3.1 抗污染

在钻井过程中，钻井液中不可避免的溶入黏土、钻屑等，钻井液性能会发生变化，当变化较大时会影响钻井的安全进行。而且，硅铝钻井液与硅酸盐钻井液具有同样特性，硅酸盐与黏土易形成相互桥接的结构，使硅铝钻井液流变性难以控制。因此，在90℃热滚16 h下，考察黏土和钻屑加量对硅铝钻井液性能的影响，结果见表3。

表3 硅铝钻井液抗黏土污染能力

由表3可知，硅铝钻井液经10%钙土90℃/16 h污染后，其表观黏度上升率小于10%;经15%钻屑90℃/16 h污染后，其表观黏度上升率小于10%。说明硅铝钻井液具有较强抑制黏土水化和分散能力，体系抗黏土和钻屑污染能力强。

2.3.2 抗CO32－，HCO3－污染

由于CO32－，HCO3－污染对钻井液性能造成一定影响，增加了钻井液处理和维护的难度。常规聚磺钻井液通过加入石灰克服CO2－，HCO－33污染问题，处理量大，有效时间短。因此，在100℃热滚16 h下，考察Na2CO3加量对硅酸铝钻井液性能的影响，结果见表4。

表4 硅铝钻井液抗CO32－，HCO3－污染能力

由表4可知，随着Na2CO3加量增加，钻井液性能变化不大。由于硅铝钻井液具有较高pH(pH ＞11)，对 CO32－，HCO3－污染具有很好的预防作用，无需针对CO32－，HCO3－污染进行处理。

2.4 钻井液抑制性

钻井液的抑制性对于井壁稳定和流变性控制起着至关重要的作用。分别取2种不同区块的泥岩岩屑，对密度为1.20 g/cm3硅铝钻井液进行80℃滚动16 h页岩回收率试验，评价其抑制性能，结果见表5。

表5 硅铝钻井液抑制性评价

由表5可知，硅铝钻井液对不同区块岩屑抑制性均较强，页岩滚动一次、二次回收率均较高，说明该体系可有效降低钻屑水化分散，有利于水敏性地层的井壁稳定和井眼缩径，有助于控制井径扩大率。

2.5 钻井液封固性

2.5.1 岩样浸泡实验

将膨润土粉于10 MPa/10 min条件下压制成岩样，原始岩样尺寸为φ2.52 cm×2.65 cm，质量25 g，将岩样分别放入桥58－6井浆(聚磺钻井液)、文13－352井浆(饱和盐水钻井液)、KCl聚合物钻井液和硅铝盐钻井液中于80℃下浸泡24 h。观察所发生的现象，再将岩样取出，拍照、测量、称其质量计算岩样吸水率，结果见图1和表6。

图1 不同类型钻井液岩样浸泡实验

表6 钻井液岩样浸泡实验结果

由图1和表6看出，在硅铝钻井液中浸泡24 h后的岩样仅有少许细小裂缝，且外壳坚硬，其他3种钻井液出现较多裂缝，外观变化较大。从岩样的直径、高度及质量变化上比较发现，硅铝钻井液浸泡的岩样明显小于聚磺钻井液和KCl聚磺钻井液的，略小于饱和盐水聚合物钻井液的;且该岩样的吸水率最低。说明硅铝钻井液与泥岩接触后，在其表面形成了保护膜和固化壳，在有裂缝处形成了胶结物，正是这些固化壳和胶结物的作用，使水不易侵入，减低岩心吸水率，进一步阻止了岩心的膨胀和裂缝发育。因此，硅铝钻井液具有较好的防塌能力。

2.5.2 岩心抗压强度实验

将600目石英砂与一定量膨润土和胶结剂于15 MPa/10 min条件下制备岩心(气测渗透率为0～10×10－3μm)。分别将岩心在清水、硅铝钻井液、聚磺钻井液和饱和盐钻井液于3.5 MPa，80℃浸泡1 d，取出岩心干燥，气测岩心渗透率，用压力机测定岩心的抗压强度。结果如图2。

图2 不同钻井液岩心的抗压强度

由图2可知，在高温高压下，硅铝钻井液的承压强度最高，达5.5 MPa，其次是聚磺钻井液、饱和盐钻井液。经过硅铝钻井液浸泡的岩心，其抗压强度从4.0 MPa提高至5.5 MPa，岩石抗压强度提高了37.5%，岩心具有更高抗压强度。说明在模拟地层的条件(高温高压)下，硅铝钻井液中过量的硅酸根进入岩心后与膨润土和Ca2+作用形成了胶结物与沉淀，以及硅酸根与铝酸根生成的硅铝酸盐凝胶，均在岩心内部孔隙中形成胶结与封堵，大大提高岩心的抗压强度。通过硅铝酸盐对裂缝的封堵和胶结，阻止钻井液进入地层，增强近井壁地带岩石的强度，提高了井壁稳定性。因此，硅铝钻井液具有强于饱和盐水钻井液和聚磺钻井液的封堵、封固性。

2.5.3 岩心封堵率实验

采用低孔低渗岩心考察不同类型的钻井液对岩心的封堵效果。将人造岩心烘干，用气测渗透率仪测定岩心气体渗透率Kg;再将岩心用模拟地层水饱和，测定岩心气体渗透率K1，备用;在岩心流动实验仪上，采用不同类型钻井液体系正向驱替岩心(3.5 MPa，80℃)2 h，烘干岩心，再测定岩心气体渗透率K2;封堵率计算公式:封堵率=(K1－K2)/K1×100% 。结果见表7。

表7 不同钻井液的岩心封堵率实验结果

从表7看出，硅铝钻井液在低孔低渗岩心中封堵率达98.69%，略高于硅酸盐钻井液，具有更好的岩心封堵效果。由于实验采用低孔低渗岩心，钻井液中固相颗料较难进入岩心，饱和盐水聚合物钻井液和聚磺钻井液只依靠常规封堵材料形成外泥饼;而硅酸盐和硅铝钻井液不仅能形成外泥饼，且硅酸根离子进入岩心后与Ca2+，Mg2+作用形成沉淀或因pH下降产生凝胶及由于高温与矿物作用产生封固作用，形成内泥饼。硅铝钻井液除上述作用之外，还由于新物质硅铝酸盐凝胶的封固作用，进一步加强硅铝钻井液的封堵效果。

3 现场应用

本研究硅铝防塌钻井液体系具有较好的抑制、封堵和固壁作用，通过在近井地带形成无机矿物类的致密封堵层，降低易坍塌地层的坍塌压力，提高钻井液对火山岩、泥岩地层的快速封堵和固壁能力。该技术在内蒙意15井设计二开井段进行现场应用，并取得了一定的应用效果。该钻井液表现为抑制性、防塌性和抗污染能力强，经受住了大段泥岩、HCO3－和地层气的污染;同时具有良好的发现和保护储层效果，在298～1 450 m井段以1.20 g/cm3低密度钻井阶段，共发现油迹50 m/10层、荧光7 m/3层、气测异常1 m/1层，显示较好。意15井总计钻遇465 m火山岩，其中凝灰岩216 m，玄武岩249 m。井眼基本保持稳定，井径扩大率较低。全井井径扩大率4.25%，取心井段井径扩大率1.38%，远超出设计要求(即小于10%)。与此相比，邻井意10－1井采用常规聚合物钻井液，其平均井径扩大率为8.8%。由此可见，该硅铝钻井液对查干凹陷的玄武岩、凝灰岩、泥岩地层具有一定的井壁稳定效果。

4 结论

1)优选硅铝钻井液配套专用处理剂，研究构建的硅铝防塌钻井液具有良好的热稳定性、抗污染能力和较强的抑制性、封堵封固性。

2)该钻井液技术在意15井现场应用中取得了良好的保护和发现储层的效果，以及一定的井壁稳定效果，试验井段平均井径扩大率仅为4.25%。

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