准北区块钻井液体系的优化及应用

邱春阳，李蕾，秦涛，姜春丽，陈二丁，王宝田

（中国石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东 东营 257064）

准北区块地质构造复杂，穿越多套地层，孔隙及微细裂缝发育，存在破碎带，钻井液井壁稳定技术难度大。为确保准北区块勘探开发顺利，提高探井钻探成功率，前期针对准北区块地层岩性，研发了聚胺磺化封堵防塌钻井液体系，并在准北1井进行了现场应用［1］，取得了一定的效果，但也出现了一些问题。鉴于此，本文对聚胺磺化封堵防塌钻井液体系进行了优化，形成了聚胺纳米封堵钻井液体系。该体系在准北2井进行了现场应用，全井施工顺利，井身质量好，取得了良好的井壁稳定效果。

1 准北区块概况

准北区块地层自上而下发育古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系和石炭系。古近系为疏松黏土和粉砂岩；白垩系为泥质粉砂岩与泥岩略等厚互层；侏罗系上部以泥岩为主，夹薄层砂岩，中下部为砂质泥岩、泥岩与粉砂岩略等厚互层，夹煤层和碳质泥岩；三叠系上部为深灰色泥岩，夹薄层煤，下部为泥质粉砂岩；二叠系上部为薄层含砾泥岩，下部为薄层细砂岩、泥质粉砂岩；石炭系上部以安山岩、安山质玄武岩为主，下部为火山角砾岩、安山质角砾岩。

准北区块储层深度约4 500 m，一开用φ444.5 mm钻头钻进，φ339.7 mm套管下深约1 000 m；二开用φ311.2 mm钻头钻进，φ244.5 mm套管下深约3 300 m；三开采用φ215.9 mm钻头钻至设计井深，完钻。

2 准北1井钻井液应用情况

2.1 应用效果

准北1井使用聚胺磺化封堵防塌钻井液体系施工，解决了上部地层红色软泥岩的水化膨胀难题，以及二开大井眼及长裸眼井段、三开破碎性地层岩屑和掉块的携带问题。二开井身质量良好，平均井径扩大率为5.10%。

2.2 存在问题

三开取心后，下钻至4 156 m进行扩划眼。划眼过程中扭矩较大，但振动筛无大掉块返出，划眼到底后恢复正常钻进。电测显示，划眼处井径扩大率最大为108.02%。三开井眼状况见图1。

图1 准北1井三开井眼状况

2.3 井塌原因分析

取心显示，所钻地层破碎，孔隙和微细裂缝发育，使用的聚胺磺化封堵防塌钻井液封堵性差（表现为钻井液形成的泥饼质量差），钻井液滤液透过泥饼进入地层中，造成岩石之间的胶结物和充填物水化分散，致使岩石的胶结强度降低，在外力作用下坍塌。

对钻井液体系配方的分析表明，体系中构成泥饼的微细颗粒大多是微米级粒子，在泥饼形成过程中，这些微米级粒子随着滤液进入地层而吸附在井壁上构成紧密堆积，其堆积而成的微小孔隙无更细小的纳米级封堵粒子进行封堵，造成钻井液体系对井壁的封堵性差，从而导致岩石水化。

岩石水化后，地层坍塌压力增大［2-3］，为平衡地层坍塌压力，必须提高钻井液密度。但是，钻井液密度提高后，钻井液液柱和地层孔隙之间的压差增大，致使钻井液滤液在压差作用下向地层侵入更多，井壁失稳趋势增大。因此，为保证后期勘探开发的顺利实施，必须对钻井液配方进行优化，以提高泥饼质量，增强钻井液体系的封堵性能。

3 钻井液体系优化

3.1 优化思路

通过对准北1井所用钻井液封堵性差的原因分析，提出钻井液优化思路：1）保留原体系中的降滤失剂——磺化酚醛树脂和磺酸盐共聚物，保持钻井液的抗温抗盐能力，控制高温高压滤失量；2）保留原体系中的抑制剂——胺基硅醇和防塌剂铝基聚合物，抑制泥页岩水化分散；3）加入纳米封堵剂，封堵微米级粒子堆积而形成的孔隙，提高泥饼的致密性；4）施工中，钻井液密度控制在设计下限，降低钻井液滤液向地层渗透的作用力，减缓泥页岩水化膨胀。

3.2 优化后的钻井液体系配方

钻井液体系优化后，形成聚胺纳米封堵钻井液体系。其配方为：（4.0%～6.0%）膨润土+（0.3%～0.6%）聚丙烯酰胺PAM+（1.0%～1.5%）磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2+（1.0%～2.0%）胺基硅醇+（2.0%～3.0%）低荧光井壁稳定剂HQ-1+（4.0%～6.0%）磺化酚醛树脂SMP-1+（1.0%～2.0%）铝基聚合物防塌剂 DLP-1+（2.0%～3.0%）无水聚合醇+（3.0%～5.0%）纳米封堵剂。

3.3 聚胺纳米封堵钻井液作用机理

胺基硅醇分子中的Si—OH与黏土上的Si—OH在高温下生成牢固的Si—O—Si键，不易断裂；胺基能牢固吸附在黏土颗粒表面，硅羟基在黏土表面形成疏水层，阻止了胺基对黏土颗粒的影响。因此，胺基硅醇的加入对体系的流变性和滤失量影响较小［4-6］。

聚合醇具有“浊点效应”。当地层温度低于浊点温度时，聚合醇在钻具和固体颗粒表面形成憎水膜，阻止泥页岩水化分散，稳定井壁；当地层温度高于其浊点温度时，聚合醇从钻井液中析出，黏附在钻具和井壁上，封堵岩石孔隙，阻止滤液渗入地层，起到稳定井壁的作用［7-8］。铝基聚合物防塌剂渗入地层后，能够与黏土结合形成具有固结作用的硅铝酸盐不渗透层，阻止滤液进一步侵入地层；当进入页岩内部后，能够与地层中多价阳离子发生化学反应生成沉淀，增强对地层孔喉和微裂缝的封堵，进一步增强了井壁稳定性［9-10］。

纳米封堵剂由不同粒径的纳米级材料组成，具有空间位阻效应、小尺寸效应和多表面效应。空间位阻效应保证纳米封堵剂能够迅速分散在钻井液体系中，而不会团聚，保证钻井液在井壁上形成致密泥饼；小尺寸效应保证泥饼具有一定的韧性和延展性，在钻具碰撞下变形而不会脱落，始终保持对井壁的封堵；多表面效应保证泥饼表面具有亲油疏水性，改善泥饼表面的平滑度，提高泥饼的润滑性［11-17］。

4 钻井液体系性能评价

4.1 抑制性能

采用岩心膨胀实验和岩屑（准北1井石炭系泥岩）回收率实验，评价了聚胺纳米封堵钻井液体系的抑制性，结果见表1。

表1 优化前后钻井液体系的抑制性能

由表1可看出，由于纳米粒子的表面疏水效应，聚胺纳米封堵钻井液8 h页岩膨胀高度低，岩屑回收率高，说明钻井液体系经过优化后，抑制性能得到增强。

4.2 封堵性能

实验采用 200～400 目（直径为 37～74 μm）的石英砂模拟井壁孔隙和微细裂缝，按照配方配制好聚胺纳米封堵钻井液，分别倒入可视高温高压砂床滤失仪和高温高压砂床滤失仪中，评价了体系的封堵性能（实验时间30 min），结果见表2。

表2 优化前后钻井液体系的封堵性能

由表2可看出，聚胺磺化封堵防塌钻井液经过优化后，钻井液侵入可视高温高压砂床深度低，高温高压砂床滤失量小，而且形成的泥饼明显变薄，说明优化后的聚胺纳米封堵钻井液封堵性能明显增强。

5 现场应用

聚胺纳米封堵钻井液在准北2井三开钻井施工中进行了现场应用。该井二开φ244.5 mm技术套管下深3 304.86 m，三开φ215.9 mm钻头钻至井深4 753.00 m完钻，裸眼完井。

5.1 现场施工工艺

1）预处理。使用二开井浆钻水泥塞，加入纯碱，降低钙离子污染；在套管内循环井浆，开动四级固控设备，降低固相含量；按照配方低限加入处理剂，性能达到设计要求后开钻。

2）密度、抑制性调控。钻井液密度始终控制在设计下限，以便于发现油气藏；钻进中及时补充1.0%的胺基硅醇和1.0%的铝基聚合物防塌剂，以保持钻井液体系的抑制性。

3）封堵性调控。使用2.0%的井壁稳定剂、3.0%的纳米封堵剂和1.5%的无水聚合醇，保持钻井液体系的封堵性；定期补充8.0%的预水化膨润土浆，参与泥饼颗粒的构成，提高封堵效果。每次起钻前，用铝基聚合物防塌剂、磺酸盐共聚物降滤失剂和纳米封堵剂配制高黏切封井浆，封闭裸眼井段，通过静止封堵的形式，让防塌剂进入地层，达到较好的封堵效果。

4）滤失量调控。严格控制中压滤失量小于3.0 mL，高温高压滤失量低于12.0 mL，减缓滤液在高温高压条件下向井壁渗透。

5）流变性调控。钻井液流型控制在层流状态，保持钻井液的护壁防塌能力；定期补充预水化膨润土浆，增强钻井液体系的悬浮携带能力（性能指标见表3）。

6）固控设备使用情况。振动筛、除泥器和除砂器同时使用，间接开动离心机，降低钻井液中的劣质固相含量，维持体系的流变性。

表3 准北2井三开钻井液性能指标

7）完井作业。充分循环钻井液，配制高黏切（漏斗黏度为70 s）钻井液净化井眼；换带牙轮钻头的钻具通井，下钻到底后，钻井液循环2周，泵入高黏切（漏斗黏度为80 s）钻井液净化井眼；配制封井浆封闭裸眼井段，保证完井作业顺利。封井浆配方为：60 m3井浆+2.0%SMP-1+3.0%井壁稳定剂+1.0%固体润滑剂+2.0%白油润滑剂+1.0%纳米封堵剂。

5.2 应用效果

1）聚胺纳米封堵钻井液抑制性好，有效抑制了泥页岩的水化分散，振动筛返出的岩屑棱角分明，无二次研磨痕迹；聚胺纳米封堵钻井液封堵能力强，三开钻井施工顺利，起下钻畅通无阻，无掉块返出。

2）取心作业顺利，岩心收获率为100%，电测顺利，下套管一次成功率为100%。

3）井眼质量良好，三开井段井径平均扩大率为8.45%，井径最大扩大率低于18.00%，三开井径情况详见图2。

4）实现了低密度下井壁稳定的效果。准北1井在石炭系钻进中，钻井液密度维持在1.15 g/cm3，井壁不稳定，而准北2井在石炭系钻进中密度控制在1.10 g/cm3时井壁依然稳定，说明优化后钻井液体系封堵性能明显增强。

图2 准北2井三开井眼状况

6 结束语

聚胺纳米封堵钻井液在准北2井进行了现场应用，施工中井壁稳定，钻完井作业顺利，取得了良好的现场应用效果。但个别井段井径平均扩大率仍较大，应继续对聚胺纳米封堵钻井液性能进行完善。