延长油田水平井高性能水基钻井液技术研究与应用

张文哲，李 伟，王 波，刘 云，江晨硕.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.陕西省特低渗透油气田勘探开发工程技术研究中心，陕西西安 710077；3.延长油田股份有限公司，陕西延安 716099；4.陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室，陕西西安 710075;5.新疆大学纺织与服装学院，新疆乌鲁木齐 830046)

鄂尔多斯盆地三叠系致密油藏以延长组7段(简称长7)顶部油页岩、致密含油砂岩和延长组6段(简称长6)中部油层组致密含油砂岩最为典型。该区致密油藏呈现“东浅西深”伊陕斜坡构造，具有分布范围较广，储层物性差且非均质性强、东西部差异大，孔喉结构复杂，“低孔、低渗、低丰度”，油藏压力系数低等特征，但其储层原始含油饱和度高，烃源岩条件优越，原油性质好，拥有较好的开发潜质[1-2]。油页岩、致密含油砂岩由于其硬脆性、片理结构，在钻井过程中易发生坍塌掉块、裂缝井漏等复杂情况，已成为延长油田钻井，特别是水平井钻井的一大难题。提高井壁稳定性是解决这个问题的关键[3]。

1 地质概况

以延长油田中生界延长组致密油藏长7段为例，地层厚度约80～100 m，地层深度1 400～2 600 m，储层岩性主要为褐色油页岩、灰黑色泥岩、深灰色砂质泥岩夹灰色泥质砂岩、浅灰色细砂岩等。对岩样中黏土矿物组分相对含量进行了XRD分析实验发现，伊利石含量最高，约占40.1%～88.9%，伊蒙混层含量平均15.2%，绿泥石含量分布在4.9%～27.8%，离散性整体较大；储层节理微裂缝发育、纹理清楚、水化膨胀不均匀，属非膨胀型破碎性(脆性)地层(图1)，井壁稳定性较弱[4]，对钻井过程中钻井液性能提出较高要求[5]。

图1 储层岩心微裂缝电镜扫描

2 延长油田致密油水平井钻井液技术

延长油田致密油水平井现阶段主要使用的钻井液体系为K-PAM聚合物钻井液体系，前期的现场实践表明，该体系在流变性能、润滑性能与井壁稳定等性能上还存在一定问题[6]，具有很大的提升空间。对钻井液体系配方重新进行了优选，对各性能指标二次优化，增强了钻井液的抑制性和封堵性，且在一定程度上降低了成本。

2.1 技术难点

(1)井壁失稳现象普遍。陕北致密油藏长7段顶部和底部各发育一套褐色油页岩或深灰色泥岩，中部发育一整套砂体，砂体间为砂泥岩互层。在水平井钻井过程中，造斜段钻遇该层段，由于地层黏土含量较高，现有钻井液封堵性和抑制性能不足，导致井壁吸水膨胀厉害、掉块严重而造成垮塌，特别是西部深层区块，现场钻井难度较大[7]。

(2)定向摩阻大导致托压。钻井液降滤失材料的选取对体系润滑性和流变性产生约束，处理剂间产生不配伍，且油溶性润滑剂加入过量时易形成二次泥饼，易造成托压等复杂情况[8]。

(3)携岩性能不好。对于致密油长水平段钻井，非均质岩性突变较为严重，长泥页岩段加入抑制剂后，钻井液活度和流变性受到制约，直接影响钻井岩屑的有效悬浮和携带，井眼不清洁易造成井下事故[9]。

2.2 延长油田致密油水平井钻井液体系优化

由地层井壁不稳定机理分析[10-12]可知，要保证井段的井壁稳定，设计防塌钻井液时，在技术上除了要满足合理的钻井液密度、良好的润滑性及流变性外，还必须满足强抑制和强封堵特性。

目的区块钻井液在造斜段以后以聚合物钻井液体系为代表，主要处理剂以聚丙烯酰胺钾盐(K-PAM)为主，配合聚合物降滤失剂等其他处理剂在水化好的膨润土浆中共同作用，现场钻井液处理剂应用较为种类和加量比较杂乱，急需一种适合延长致密油地层水平井的钻井液体系和技术规范[13-14]。

室内实验材料以胜利油田胜利化工工业级材料为主，按照《GB/T16783.1-2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》标准进行测试。

2.2.1 降滤失剂优选

延长油田致密油区块目前使用的主要降滤失剂有：SMPX抗高温抗盐磺化降滤失剂、COP-FL聚合物降滤失剂、增粘纤维降滤失剂SJL-1等。现场取上述降滤失剂样品，室内在基浆基础上，配制成三种体系老化后测量常规性能，具体的实验结果见表1。

0#：基浆：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM

1#：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM+2%SMPX抗高温抗盐磺化降滤失剂

2#：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM+2% COP-FL聚合物降滤失剂

3#：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM+2% SJL-1降滤失剂

表1 加入不同降滤失剂后钻井液性能表

注：钻井液老化条件：80 ℃(地层温度)热滚24 h；测试温度：室温(下同)。

对比老化后钻井液API中压、高温高压滤失量，COP-FL聚合物降滤失剂要优于SJL-1降滤失剂；比较3组实验的高温高压滤饼质量发现(图2)，1#泥饼虚厚，不致密，光滑性较弱；2#泥饼薄且致密、较光滑；3#泥饼致密性好且光滑，但稍厚。综合考虑滤失量和泥饼质量，选择COP-FL聚合物降滤失剂，可显著提高体系失水造壁性。

图2 不同降滤失剂高温高压滤失实验泥饼

2.2.2 抑制剂优选

根据现场调研发现，目前延长油田致密油区使用的钻井液抑制型处理剂为无荧光防塌润滑剂FT342、铵盐页岩抑制剂KD-40、阳离子乳化沥青GD-SFT和聚胺类抑制剂SJA-1四种。在前述基浆的基础上，引入以上处理剂形成强抑制剂体系，综合评价其抑制黏土水化膨胀和水化分散的能力，通过测定钠膨润土线性膨胀率和钻井液一次、二次滚动回收率进行评价。

1#：4%钠膨润土+0.2纯碱+0.4%K-PAM+1.5%铵盐页岩抑制剂KD-40

2#：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM+1.5%无荧光防塌润滑剂FT342

3#：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM+1.5%阳离子乳化沥青GD-SFT

4#：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.54%K-PAM+1.5%胺类抑制剂SJA-1

线性膨胀率采用宣化钠膨润土制造人工岩心(压力14 MPa，稳压时间5 min)进行模拟，记录16 h钻井液对岩心线性膨胀量，实验结果见图3。

图3 抑制剂线性膨胀率测定表

滚动回收率实验选取定边罗庞塬致密油区罗平X井洛河组地层岩屑(深度约350 m)，测定钻井液滚动回收率(实验条件：热滚温度80 ℃，一次滚动时间16 h，二次滚动48 h)，结果见表2。

从线性膨胀率结果分析来看，铵盐页岩抑制剂和阳离子乳化沥青抑制效果相当，但均弱于无荧光防塌润滑剂；滚动回收率结果显示，胺类抑制剂与无荧光防塌润滑剂的二次滚动回收率较高，说明抑制性较强且更稳定。综合成本考虑，优选出的抑制剂为无荧光防塌润滑剂FT342。

表2 抑制剂钻井液滚动回收率分析表

2.2.3 润滑剂优选

固体石墨类润滑剂GRH-1和液体极压润滑剂JM-1是延长致密油区目前普遍使用的两种钻井液用润滑剂。前者是将井壁和钻柱间的滑动摩擦改为滚动摩擦提高井眼润滑性，后者是通过增加两者间的润滑膜厚度和强度实现降摩减阻。室内通过检测钻井液极压润滑系数和HTHP泥饼黏滞系数来考量体系的润滑性。

(1)测定钻井液的润滑系数。

实验依靠EP极压润滑仪，按照标准步骤测定钻井液体系润滑系数，具体实验结果见表3。

表3 加入不同润滑剂后钻井液的润滑系数

从检测结果可以看出，通过加入两种润滑剂，钻井液的润滑性均有提升，但液体极压润滑剂JM-1提升效果更为显著，意味着提高接触润滑膜厚度和强度对致密油层优快钻井更有效。

(2)测定高温高压下的泥饼黏滞系数。

测试实验采用GS-42型高温高压滤失仪，在80℃温度条件下做钻井液滤失实验，按照标准步骤得到钻井液HTHP泥饼(图4)。经观察发现，1#泥饼稍厚，膜表面带有不溶性小颗粒，韧性不够；2#泥饼薄且致密，且膜表面光滑，泥饼质量整体优于1#。泥饼黏滞系数测量结果见表4。

从极压润滑系数和高温高压钻井液泥饼黏滞系数综合测试可以看出，选用液体极压润滑剂JM-1整体润滑效果要优于固体石墨类润滑剂GRH-1，因此，所需润滑剂确定为液体极压润滑剂JM-1。

图4 润滑剂高温高压下钻井液泥饼对比

表4 不同体系的泥饼黏滞系数

2.2.4 封堵剂优选

国内外研究中，没有从本质上解决致密油储层钻井液封堵问题，封堵性差导致的坍塌、泥包和卡钻等复杂问题较为严重。本文根据延长油田致密油储层纳、微米级岩石孔缝特性，优选出适合该地区的封堵剂体系。对陕北致密油区现场常用的工业级纳米乳液RL-2和无水聚合醇WJH-1两种封堵剂单剂复配(表5)，将其加入钻井液基浆(4%钠膨润土浆)，通过高温高压滤失实验测量渗透率降低率来评价封堵效果[15]，结果见表6。

表5 封堵剂复配组合配方

表6 封堵剂复配后钻井液性能参数

注：K0为不含封堵剂空白浆体的泥饼渗透率，K′为含封堵剂的评价浆体，Kr为渗透率降低率。

根据评价结果，优选出适合致密油区钻井液的封堵剂体系为：5%WJH-1+3%RL-2，封堵性相比原钻井液提高51.7%，井壁稳定性增强。

以靖边致密油区长7为目的层的水平井为例，优选出致密油水平井水平段强封堵型钻井液体系基础配方：4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4%K-PAM+2% COP-FL聚合物降滤失剂+1.5%无荧光防塌润滑剂FT342+1.0%液体极压润滑剂JM-1+5%WJH-1+3%RL-2，其他致密油区可在此配方基础上，适当调整部分处理剂加量，处理和维护简单。室内实验同时证明，该体系可利用石灰石(120～150目)加重，且性能保持稳定，满足延长油田所有致密油区钻井需要。

3 现场应用

将优化后的强封堵型钻井液体系在延长油田致密油区杏平36井(东部浅层油区)、罗平16井(西部深层油区)两口水平井进行了应用。

3.1 杏平36井——防漏失封堵性强

杏平36井位于鄂尔多斯盆地郝家坪南区鼻隆构造内，是典型的致密油区块水平井，邻井钻进过程中存在较为严重的漏失、托压和掉块等现象[16]。该井设计井深2745.75 m，造斜段和水平段(1 350 m～2 745 m)应用该钻井液体系。施工过程中，该体系防漏失、封堵效果较好，井壁始终保持稳定，机械钻速相比邻井提高37.5%。钻井液性能参数统计见表7。

3.2 罗平16井——防塌能力好

定边罗庞塬致密油区以长7储层为主要目的层；岩性主要为黑色油页岩、暗色泥岩夹灰黑色细砂岩；该区在2017年水平井钻进过程中，多口井接连发生严重掉块、井塌等复杂情况，最严重的填井、侧钻三次，是延长致密油区最为复杂的区块之一[17]。

表7 杏平36井现场钻井液性能参数

罗平16井井深3 342 m，水平段长达1 200 m，该井钻遇造斜段和水平段(2 200 m～3 500 m)选用该钻井液体系。从应用效果来看，钻井液强封堵性和携岩性能够很好地解决该区块出现的卡钻、托压等复杂问题，井下事故率相比邻井降低85.7%，施工周期缩短35.1%，钻井成本减少34.7%，整体应用效果较好。钻井液性能参数统计见表8。

表8 罗平16井现场钻井液性能参数

4 结论

(1)延长油田致密油区块长7地层岩样黏土矿物均以伊利石为主，占比40.1%以上，含伊/蒙混层矿物，无蒙脱石；比表面积较低，为弱膨胀性地层，地层层理、宏观裂缝、微观裂纹均较发育，地层原岩强度较高、脆性较强，对该区钻井液技术提出严格要求。

(2)通过对延长油田各致密油区块地层岩性和钻井技术难点进行分析，对现场用降滤失剂、抑制剂和润滑剂等主要处理剂进行了优选，确定出适合该地区强封堵型钻井液体系，封堵性相比优化前提高51.7%。

(3)优化后的钻井液技术在延长油田致密油2口水平井进行了现场试验，机械钻速相比邻井提高30%，施工周期缩短35%，优快钻井效果显著。致密油强封堵强型钻井液技术为支撑“三低”油田千万吨油气产量发挥积极作用，具有很好的推广价值。