雷家地区全油基钻井液技术

孙云超

雷家地区全油基钻井液技术

孙云超

（中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）

在裂缝性页岩钻井过程中，如果出现井壁失稳现象，单纯提高钻井液密度重新使井眼达到稳定状态，会造成如压差卡钻、降低钻进速度等一系列工程问题，更严重的是如已揭开油气层，会对油气层造成严重的伤害。针对辽河油田雷家地区井壁失稳现象突出的问题，利用自主研发的处理剂形成了一套全油基钻井液体系，通过页岩膨胀率、滚动回收率、砂床实验以及三轴压缩实验等方法对全油基钻井液的抑制性、封堵性及保持页岩强度能力进行了评价。结果表明：自主研发的全油基钻井液体系能够有效抑制页岩水化膨胀，封堵地层微裂缝，对页岩强度有很好的保持能力。在高28井施工过程中，全油基钻井液性能稳定，井壁稳定，符合现场施工要求。

井壁稳定；性能评价；三轴压缩实验；岩石强度；全油基钻井液

辽河油田雷家地区是辽河油田致密油勘探的主战场之一，已累计上报近亿吨储量，属于勘探领域的“潜力股”[1]。目前，在已部署的探井中，雷88井日产油41.6 m3，雷99井日产油19.2 m3,雷家地区致密油有望成为辽河油田重要的规模储量区和战略接替区。然而，该地区钻探目的层沙四段油页岩、碳酸盐岩发育，常用的钻井液体系在钻井过程中经常出现掉块、井径扩大等现象，严重影响了钻井质量和钻井速度，并给优化钻井设计带来了困难[1-4]。为了加快该地区致密油勘探开发，提高钻井质量及钻井速度，利用自主研发的油基钻井液处理剂[5，6]，建立了一套适合雷家地区致密油勘探的全油基钻井液体系。

1 雷家地区钻井工程问题分析

雷家地区自上而下为馆陶组、东营组、沙河街组。沙河街组地层易发生井塌，主要岩性为泥岩、碳酸盐岩互层，以泥岩为主，泥岩主要成分为蒙脱石，蒙脱石造浆强，易发生水化膨胀、分散，造成井壁坍塌。该地区主要应用聚合物水基钻井液体系，密度在1.05~1.75 g/cm3，目的层泥页岩钻遇率高，钻井液抑制性差导致泥岩水化分散膨胀，是致使井壁失稳的主要原因。

该区块高古14井钻至2 143 m时发生井塌，其中2 149~2 159 m井径扩大率为143%，2 185~2 195 m划眼7天；雷88H-1井3 000~3 025 m发生井塌，井径扩大率最大为130.2%，全井共回填3次，损失工期56天，应用的KCl聚合物钻井液，密度最高达1.75 g/cm3；雷平2井多次发生掉块、卡钻及划眼等复杂情况，平均井径扩大率25.8%。

2 全油基钻井液体系研究

利用自主研发的有机土、有机土激活剂、聚合物降滤失剂、增粘提切剂及封堵剂建立了适合雷家地区的全油基钻井液配方。

配方（1.33 g/cm3）：基浆（3#白油+2%有机土+0.3%有机土激活剂+ 2%聚合物降滤失剂+0.5% CaO +0.1%增粘提切剂+1%润湿剂+重晶石）+5% CaCO3+1.5%封堵剂。

2.1 抑制性能评价

采用页岩膨胀率法和滚动回收率法对全油基钻井液体系进行了评价。

2.1.1 页岩膨胀率评价实验

据泥页岩理化性能测试方法，对比该地区常用的聚合物钻井液、有机硅钻井液及蒸馏水，利用页岩膨胀仪对全油基钻井液体系对雷家地区页岩进行膨胀率实验。结果表明：雷家地区页岩在全油基钻井液中的膨胀率仅为1.3%，远小于蒸馏水中的22%、有机硅钻井液中的17.5%和聚合物钻井液中的15%，体现了较强的抑制页岩膨胀的能力。

2.1.2 页岩回收率评价实验

据泥页岩理化性能测试方法，对雷家地区页岩进行了岩屑滚动回收率实验。岩屑在蒸馏水、有机硅钻井液、聚合物钻井液及全油基钻井液中的滚动回收率分别为8.5%、67.5%、84.2%及98.6%。证明了全油基钻井液具有良好的抑制页岩水化分散的能力，能够满足该地层对钻井液抑制性的要求。

2.2 封堵性能评价

对于裂缝发育的页岩，滤液在压差作用下沿裂缝侵入到岩石弱面，引起裂缝延伸、扩展，导致井壁失稳甚至井漏。因此，要求钻井液具有良好的封堵性及较低的滤失量。

2.2.1 砂床实验

在FA型钻井液滤失仪中加入180 cm烘干的20~40目砂子，测定老化前后的基浆及钻井液在0.69 MPa压差下30 min的侵入深度[7]。结果表明：全油基钻井液侵入深度为4.5 cm，具有良好的封堵性。

2.2.2 高温高压实验

将配制的基浆和全油基钻井液分别倒入PPA渗透堵漏仪中，采用渗透率为100 mD的岩心板，在120 ℃、15 MPa条件下测量钻井液滤失量。结果表明：全油基钻井液滤失为零，具有较好的封堵性能，能够封堵岩心微裂缝。

2.3 钻井液对页岩强度影响研究

本文采用三轴压缩实验对研制的全油基钻井液体系进行评价。通过三轴压缩实验应力-应变曲线得出钻井液浸泡前后页岩岩石的三轴抗压强度、静态杨氏弹性模量及静态泊松比的变化,来评价钻井液对页岩强度的影响[8]。

为保证测试的岩样物性尽可能相似,以达到横向测评的目的,利用多频超声波测试仪对岩样的密度及声波时差进行了测试，选取的岩心密度在2.46~2.55 g/cm3之间,声波时差分布范围为228.42~240.65 µs/m之间。实验结果见表1。

表1 三轴压缩实验数据表

通过原岩及钻井液浸泡后岩样数据对比显示，该钻井液对岩石强度有很好的保持能力，同时使岩样的塑性有所提高。

3 现场应用

高28井构造位于辽河坳陷西部凹陷雷家高古2块，目的层岩性为碳酸盐岩、油页岩互层，平均孔隙度约为10%，完钻井深2 460 m，井斜76°。

钻井施工中，钻水泥塞至1 838 m后，替入密度1.33 g/cm3的全油基钻井液，下钻顺利到底，未出现开泵泵压异常及井底重晶石沉淀现象。

随着井深的增加，全油基钻井液流变性性能稳定，滤失量稳定在2 mL左右，整个井段平均井径扩大率仅为6.25%，无掉块、垮塌现象发生。表明全油基钻井液能够保持碳酸盐、油页岩地层井壁稳定，满足钻井液施工要求。

4 结 论

（1）雷家地区钻探目的层泥岩钻遇率高，井壁失稳现象突出，应用的聚合物水基钻井液抑制性差，难以满足钻井工程的需求；

（2）利用自主研发的处理剂，形成了适合雷家地区的全油基钻井液体系，该体系具有良好的抑制性、封堵性能及对岩石强度有较好的保持能力；

（3）全油基钻井液体系在高28井应用过程中流变性能稳定、滤失量低，未发生井壁失稳现象。

［1］宋阳．雷家地区致密油工程地质一体化技术研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量，2014（14）：64．

［2］汪少勇，李建忠，王社教，等．辽河西部凹陷雷家地区沙四段油气资源结构特征[J].天然气地球科学，2016, 27 (9)：1728-1741．

［3］单俊峰，周艳，康武江，等．雷家地区碳酸盐岩储层特征及主控因素研究[J].特种油气藏，2016, 23（3）：4-10．

［4］刘世瑞，李杨，张子明.雷家地区沙四段致密油储层改造因素分析[J].特种油气藏，2016, 23（1）：58-61.

［5］钱志伟，吴娇阳，李建成，等．全油基钻井液在油页岩地层钻井中的应用[J].大庆石油地质与开发，2016, 335 (1) ：170-174．

［6］钱志伟，吴娇阳，余婧．全油基钻井液降滤失剂的研制与性能评价[C].全国钻井液完井液技术交流研讨会论文集，2014：330-336．

［7］赵雄虎，崔胜元．砂床法评价钻井液滤失性可性能研究[J].西部探矿工程，2009,21（5）：83-85．

［8］刘向君，罗平亚．岩石力学与石油工程[M].北京:石油工业出版社, 2004.

All Oil-base Drilling Fluid Technology for Leijia District

（GWDC Engineering Research Institute, Liaoning Panjin 124010,China）

If sidewall instability phenomenon appears in the process of fissured shale drilling, simply raising drilling fluid density to make the hole reach stable state will cause some engineering problems such as differential pressure sticking and the drilling speed reducing, even will cause serious damage to the oil and gas layers. Aiming at prominent borehole wall instability phenomenon in Liaohe oilfield Leijia area, a set of all oil-base drilling fluid system was developed with a self-made treating agent. Inhibition, sealing ability and the ability to keep the shale strength of the all oil-base drilling fluid system were evaluated by shale inflation rate, rolling recovery rate, sand bed and triaxial compression tests. The results show that, the oil-base drilling fluid can effectively inhibit shale hydration expansion, plug formation micro cracks and maintain shale strength. In Gao28 Well construction process, all oil-base drilling fluid performance was stable; the borehole wall stability met the requirements of the site construction.

wellbore stability；performance evaluation；triaxial compression test；rock strength；all oil-base drilling fluid

国家科技重大专项（2016ZX05020-004）及中国石油天然气集团公司重点科技攻关项目“高温高密度钻井液与可排放海水基钻井液 成套技术研发(2013E-3802)”资助。

2017-04-24

孙云超（1983-），男，工程师，山东青岛人，2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，从事钻井液技术研究与支持。

TE 254

A

1004-0935（2017）07-0677-03