强抑制水基钻井液在连续管侧钻井中的应用

王晓军 李俊杞 孙云超 鲁政权 蒋立洲 王丽君

1.中国石油长城钻探工程有限公司工程技术研究院；2.辽河油田公司金海采油厂；3.中国石油辽河石化分公司第一联合运行部

近年来在辽河油田法哈牛区块，在老井（直）Ø139.7 mm套管中，采用连续管钻井技术进行小井眼开窗侧钻，不仅能缩短工期、降低成本，还能给钻井人员提供一个安全的工作环境，对老油田改造挖潜与稳产及低渗透油气藏开发具有重要意义。此类井一般采用Ø118 mm钻头侧钻，开窗点 1 500～1 700 m，完钻井深在2 200～2 400 m。侧钻井段主要钻遇下第三系沙河街组地层，其中，沙四段地层岩性单一，以大段深灰色泥岩为主，是重要的生油层；沙三段是深灰、灰、灰绿色、紫红色泥岩与灰白色、浅灰色含砾砂岩、砂岩、粉砂岩不等厚互层，是主要沉积层；沙一段是灰、深灰、灰绿色泥岩与灰白色长石砂岩、砂岩不等厚互层，与沙三段呈不整合接触。

1 钻井液技术难点及体系选择

（1）沙三段上部泥质致密粉砂岩地层，石英含量约38%，长石含量约52%，黏土矿物质量分数约10%，其成分以伊利石和蒙脱石为主，并含有一定量的伊/蒙间层，水敏性极强，井壁易水化膨胀导致缩径、黏卡事故发生。另外，泥岩水化分散侵入钻井液使其性能难以调控，更不利于钻速提高。需要钻井液具有良好的抑制性，降低泥岩水化膨胀、分散能力，满足大段泥岩井壁稳定与钻井液流变性维护的需要。

（2）沙三段下部及沙四段地层硬脆性泥页岩含量较高，微裂隙、层理发育，导致钻进中易发生坍塌掉块、憋泵卡钻等复杂事故。需要钻井液具有良好的封堵性，降低泥页岩水化坍塌压力，提高井壁承压能力。

（3）相对常规钻井，连续管钻井过程中，多余长度的油管缠绕在滚筒上，管内压耗大，泵压高，排量受限，需要钻井液具有良好的流变性，以满足岩屑携带和降低压耗要求；同时，连续油管刚性较差，易屈曲，小环空间隙内与井壁摩擦及黏卡几率大，需要钻井液具有优良的润滑性，以满足钻压传递及润滑防卡的需要。

油基钻井液凭借着强抑制性和良好的润滑性可降低复杂事故发生率，但是在环境保护及钻井液成本控制的压力下，效果与油基钻井液相当，成本相对低廉的聚胺水基钻井液更受青睐［1-3］。聚胺钻井液是一类在钻井液中加入聚胺抑制剂而得到的具有代替油基钻井液潜力的新型高性能水基钻井液，具有抑制效果好、抑制作用平缓而长效、生物毒性小、环境相容性好等特点。最近几年在国外现场得到了较好的应用，在解决高造浆、强水敏地层的钻井作业中显示了特别好的抑制效果［4-7］。

若在聚胺钻井液中同时加入无机盐KCl，不但可减少聚胺抑制剂在液相中的溶解度，使聚合物在黏土颗粒表面的吸附量增加，增强抑制效果，而且KCl中的K+水化半径大小与黏土矿物晶格上的氧六角环的半径相当，可以嵌入其中形成一种封闭结构，阻止水分子进入晶层间［8-9］。因此，可以将有机聚胺强吸附抑制机理与KCl中的K+镶嵌抑制机理结合起来，针对法哈牛区块地层特点及连续管钻井技术难点，建立一套强抑制水基钻井液体系。

2 关键处理剂优选

2.1 聚胺抑制剂优选

以清水+0.2%纯碱+0.2%烧碱+0.3%黄原胶+6%KCl为基浆，分别在基浆中加入不同产地的聚胺抑制剂，然后在各配方中加入20 g膨润土，室温（20℃）下测试对比钻井液的流变性变化。

表1 不同抑制剂性能评价结果Table 1 Performance comparison of different inhibitors

从表1中可以看出，基浆中加入抑制剂后，膨润土的增黏提切效果变差，说明3种抑制剂都能起到抑制膨润土水化分散的作用。但是DEP-1抑制膨润土造浆性能相对较差，SDJA与Ultrahib抑制性能相当，不过国外产品Ultrahib高速搅拌时起泡严重，而且价格昂贵，因此选择SDJA作为体系的聚胺抑制剂。

2.2 封堵剂优选

以2%膨润土+0.2%纯碱+0.2%烧碱+0.15%黄原胶+1%聚胺抑制剂SDJA+6%KCl为基浆，向基浆中单独加入纳米乳液SD-NR、磺化沥青FT-1A、超低渗透处理剂YDW-1以及两两复配加入后，采用71型高温高压滤失量测定仪，分别测定高温高压滤失量（FLHTHP）、高温高压渗透失水（FL'HTHP）、高温高压砂床滤失量（FL砂床）和高温高压砂床渗透失水（FL'砂床），测试条件为 150℃，3.5 MPa。

由表2可知，纳米乳液SD-NR及超低渗透处理剂YDW-1复配加入后滤失量及砂床渗透失水量最低，封堵效果更明显。这是因为二者复配使用能起到协同封堵的效果，首先纳米乳液亲水端与裂缝孔隙接触，增大流动阻力，提高封堵剂的滞留能力，然后超低渗透处理剂在孔隙或裂缝处不断累积形成足够强度的堆积体，接着纳米乳液亲水端吸附在井筒周围，憎水段朝向钻井液，形成一层致密而有韧性的薄膜，延缓了钻井液滤液向岩样内部的渗滤，对液流冲蚀起到了理想的屏障效果。

2.3 润滑剂优选

以2%膨润土+0.2%纯碱+0.2%烧碱+0.15%提切剂+1%聚胺抑制剂SDJA+6%KCl为基浆，分别向基浆中加入极压润滑剂SD-505、HY-168以及FG-2，室内测定钻井液流变性、润滑性能及生物毒性，热滚条件150℃、16 h，测试条件为室温20 ℃。

从表3可以看出，几种润滑剂均能不同程度地降低摩阻，但是基浆添加润滑剂FG-2后出现高温增稠现象，对流变性影响较大；HY-168生物毒性较大，不符合环保标准；润滑剂SD-505生物毒性小，对钻井液流变性影响小，符合安全环保理念，故选择SD-505作为强抑制水基钻井液体系的润滑剂。

表2 不同封堵剂及复配后封堵性能测试对比Table 2 Blocking performance comparison of different blocking agents after combination

表3 不同润滑剂及复配后润滑性能测试对比Table 3 Lubrication performance comparison of different Lubricants after combination

3 钻井液性能评价

在优选出关键处理剂的基础上，以流变性、抑制性、润滑性、封堵性为主要考察评价指标，对基础配方不断优化完善，最终形成了一套强抑制水基钻井液体系。其配方为：2%～4%膨润土+0.2%～0.3%纯碱+0.1%～0.2%烧碱+1.5%～2%抗盐降滤失剂YLJ-1+2%～3%超低渗透处理剂YDW-1+1.5%～3%纳米乳液SD-NR+0.2%～0.4%黄原胶XC+2%～5%极压润滑剂SD-505+1%～2%聚胺抑制剂SDJA+6.0%～10.0%KCl+重晶石。

3.1 常规性能

表4的测试条件为室温20℃，热滚条件150℃、16 h。可以看出强抑制水基钻井液热滚前后黏切适中，滤失量低，能够满足小井眼连续管钻井对钻井液流变性的要求。

3.2 抗温性能

从图1中可以看到，密度为1.32 g/cm3的强抑制水基钻井液，随着温度上升，黏切呈现先升后降趋势，分析原因是体系中的聚合物类处理剂超过120℃后部分降解，但是在180 ℃范围内，强抑制水基钻井液始终保持适中的黏切和较低的滤失量，说明该钻井液有良好的高温稳定性。

表4 强抑制水基钻井液常规性能评价Table 4 Conventional performance of strong-inhibition water based drilling fluid

图1 强抑制水基钻井液抗温性能Fig.1 Temperature resistance of strong-inhibition water based drilling fluid

3.3 抗污染性能

由图2～图4可以看出，向密度为1.32 g/cm3的强抑制水基钻井液分别加入20%NaCl，5%CaCl2，25%岩屑后，综合性能依然良好，说明该钻井液具有较好的抗污染性能，便于现场施工时维护处理。

3.4 抑制性能评价

将取自辽河油田大民屯凹陷沙四下亚段泥岩岩屑过100目筛，分别放在在全油基钻井液、有机硅钻井液及强抑制水基钻井液中，然后用CST测定仪器测试钻井液滤液的CST值，并测试150 ℃下滚动16 h后岩屑（40目）的回收率（表5）。CST值越小，回收率越高，表明钻井液抑制岩屑分散的能力越强。采用页岩膨胀仪测试上述3种钻井液体系的线性膨胀率，测试结果如图5所示。

由表5与图5可以看出，强抑制水基钻井液凭借着K+镶嵌作用及聚胺抑制剂SDJA的强化吸附作用，具有超强的控制泥页岩水化膨胀、分散的能力，其抑制性能与全油基钻井液相当。

图2 强抑制水基钻井液抗盐性能Fig.2 Salt resistance of strong-inhibition water based drilling fluid

图3 强抑制水基钻井液抗钙性能Fig.3 Anti-calcium performance of strong-inhibition water based drilling fluid

图4 强抑制水基钻井液抗岩屑性能Fig.4 Anti-cutting performance of strong-inhibition water based drilling fluid

3.5 封堵性能评价

采用高温高压封堵及返吐模拟评价装置，测试密度为1.50 g/cm3强抑制水基钻井液在150℃下封堵不同尺寸裂缝岩心的正向承压和抗返排效果。

由表6中可以看到，强抑制水基钻井液在漏失处形成的滤饼强度较高，具有较高的承压能力和抗返排能力，在裂缝地层或者薄弱地层钻进过程中，形成的封堵墙满足强度、致密性等要求，能对井筒起到较好的强化效果。

表5 三种钻井液对岩屑的抑制性比较Table 5 Comparison of cuttings suppression between three drilling fluids

图5 不同钻井液页岩膨胀实验曲线Fig.5 Shale swelling experiment curve of different drilling fluids

表6 强抑制水基钻井液抗返排性能Table 6 Anti-flowback performance of strong-inhibition water based drilling fluid

3.6 润滑性能评价

采用极压润滑仪和滤饼黏滞系数测定仪测试密度为1.50 g/cm3的强抑制水基钻井液和全油基钻井液的润滑性能，结果如表7所示，可以看出，强抑制水基钻井液具有优良的润滑性能。

表7 两种钻井液润滑性能对比Table 7 Lubricity comparison between two drilling fluids

3.7 储层保护效果评价

在150℃、3.5 MPa下，选用不同储层物性的岩心，结合相应地层水资料，利用高温高压动态失水仪来模拟1.50 g/cm3强抑制水基钻井液在钻井条件下对储层的动态污染，结果见表8。

表8 强抑制水基钻井液室内模拟损害评价Table 8 Lab simulation based damage evaluation of stronginhibition water based drilling fluid

由表8可见，不同储层物性的岩心被污染后，其渗透率恢复率均在90%以上，说明被测试的强抑制水基钻井液具有优良的储层保护性能。这是由于强抑制水基钻井液具有较低的滤失量、较强的抑制性和封堵性，避免了黏土颗粒水化膨胀及外来流体给储层带来的伤害。

4 现场应用

4.1 概况

法51-新161C井是由长城钻探在辽河油田法哈牛区块施工的一口连续管侧钻定向井，井身结构设计为增—稳—降—直四段制，井眼轨迹呈“S”型，开窗位置1 520 m，设计井深2 377 m，实际完钻井深为2 400 m处，小井眼裸眼段长880 m，泥岩钻遇率90%以上。采用强抑制水基钻井液钻进，施工过程中并未出现由于裸眼段浸泡时间长、起下钻频繁导致的小井眼坍塌和缩径事故，钻进、起下钻作业安全顺利，六趟电测全部自由下放到底，单扶通井、下套管作业均一次性成功。

4.2 应用效果

法51-新161C井采用强抑制水基钻井液，其配方为：2.0%膨润土+0.2%纯碱+0.3%烧碱+2.0%抗复和盐降滤失剂+3.0%超低渗透处理剂+2.0%纳米乳液+0.3%提切剂+4.0%极压润滑剂+0.8%聚胺抑制剂+8.0%氯化钾+重晶石。

4.2.1 性能稳定易调整 由表9可以看出，强抑制水基钻井液在整个实钻过程中始终保持良好的流变性能，较低的滤失量，完全满足现场施工需求。这是由于该体系具有很强的抑制性，返出岩屑棱角规则，有害固相侵入少，对钻井液的污染少，故钻井液性能十分稳定。

4.2.2 携带岩屑能力强 此次试验采用的泥浆泵型号是F800，排量和泵压额定范围相对较低，而3000 m的连续管管内压耗远高于常规钻具。在泵压承受范围内，124.2 mm套管内径、60.3 mm连续管外径导致钻井液在套管内的环空返速在0.7 m/s以下，要求钻井液必须具备较强的井眼清洁能力。法51-新161C井泥岩段返出岩屑粒径在5～10 mm，棱角分明（图6），说明岩屑在井底未经碾压、磨损，迅速被钻井液带至地面，充分证明了强抑制水基钻井液在返速较低的情况下仍能保证岩屑的携带，避免了岩屑重复研磨导致钻速低以及其他复杂事故的发生。

表9 连续管造斜段钻井液性能Table 9 Performance of drilling fluid in buildup section of coiled tubing

图6 泥岩井段返出钻屑图Fig.6 Drilling cuttings returned from mudstone section

4.2.3 润滑性能优良 法51-新161C井为了防碰及最大限度地提高泄流面积，井身采用“S”型轨迹设计，下直段裸眼进尺长，垂直钻具重量超过70 kN，使“S”型弯拐角处钻具大面积贴在井壁上。但强抑制水基钻井液良好的润滑性及井壁稳定性保证了880 m长裸眼段的顺利钻进，并未出现托压、黏卡影响钻进的情况。图7是起出井口的完成379 m进尺的单牙轮钻头，从多种角度观察可以看出，钻头清洁无泥包，牙齿无任何脱落，磨损程度低。

图7 起出钻头磨损情况Fig.7 Wearing situation of drill bit pulled out of the well

4.2.4 机械钻速高 法51-新161C井在井深1 544.8～1 637.2 m采用连续管钻进的机械钻速为3.21 m/h，邻井法54-46C井在钻压、排量和转速更高的条件下，采用有机硅钻井液在同层位钻进时机械钻速仅为1.94 m/h。在钻进参数不占优的情况下却能有更快的机械钻速，是因为高性能水基钻井液良好的携岩效果减少了重复破岩，强抑制性避免了泥岩水化导致的地层可钻性变差以及钻头泥包事故，优良的润滑性能更好地保证了钻压传递。

4.2.5 井径规则 鉴于Ø118 mm小井眼钻井特定的井眼结构与钻井工艺，井径扩大率会高于常规井眼。由于钻机转换、设备故障、轨迹复杂等客观原因，法51-新161C井共长起钻22次，短起16次，频繁起下钻会进一步增大井径扩大率控制难度，强抑制水基钻井液凭借超强抑制性和超低滤失量，使法51-新161C井井径扩大率仅为11.08%，远低于设计要求（图8）。

4.2.6 储层污染小 法51-新161C井钻遇油气层时，气测录井全烃反映明显，最高值达16.39%，全烃均值在5%～10%储层4套，10%～15%储层3套，而且电测解释结果与气测及荧光录井等数据在井深位置及显示级别上基本吻合，说明强抑制水基钻井液优良的储层保护特性有利于识别、评价和发现油气藏，有利于油气层保护。

图8 法51-新161C井井径曲线图Fig.8 Caliper curve of Well Fa 51-Xin 161C

表10 法51-新161C井及邻井烃值比较Table 10 Hydrocarbon value comparison between Well Fa 51-Xin 161C and its adjacent well

5 结论

（1）根据目标区块地质情况和连续管钻井技术特点，对钻井液技术难点进行了分析，针对性地对聚胺抑制剂、封堵剂和润滑剂进行了筛选，形成了一套强抑制水基钻井液体系。

（2）研制的强抑制水基钻井液具有较强的高温稳定性、抑制性、封堵性及抗污染能力，同时具有良好的润滑性及储层保护效果。

（3）强抑制水基钻井液在现场施工中流变性稳定易调整，携砂能力强，机械钻速高，润滑防卡效果好，井径规则，未发生任何复杂事故，完全满足现场施工要求。

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