尼日尔Agadem油田钻井液技术研究现状及建议

李 强

尼日尔Agadem油田钻井液技术研究现状及建议

李 强

（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，辽宁 盘锦 124010）

随着CNPC进入尼日尔Agadem油田，该区的勘探水平不断提高，钻井液体系研究逐步深入。综述了尼日尔Agadem油田地质、钻井难点，介绍了该区使用的氯化钾硅酸盐体系和聚胺钻井液体系研究进展和应用现状，分析了聚胺钻井液在使用中需要注意的问题，并对今后的开发和应用提出了建议。

尼日尔；Agadem油田；聚胺；研究进展；应用现状

尼日尔Agadem油田勘探开发始于20世纪70年代，整体位于尼日尔东南部，属于Termit盆地。Termit盆地沉积地层自下而上依次为白垩系Donga组、Yogou组、Madama组、古近系Sokor1组、LV shales、Sokor2 组以及新近系和第四系，最大沉积厚度超过12 000 ｍ。油层发育为上白垩系与古近系两套成藏组合，其中古近系是主力成藏组合[1-4]。2008年，CNPC和尼日尔政府签订了开发当地“Agadem石油勘探区块”合作协议。随着CNPC进入尼日尔Agadem油田，该区的勘探水平不断提高，钻井液体系研究逐步深入，相继出现氯化钾聚合物、氯化钾聚合醇和氯化钾硅酸盐等体系。目前，随着聚胺抑制剂的应用推广，室内研究的聚胺（高性能）具有较大的应用前景。本文介绍了尼日尔Agadem油田地质、钻井难点，分析了井壁失稳问题，介绍了近年使用的氯化钾硅酸盐体系和正推广应用的聚胺体系，分析了聚胺钻井液在使用中需要注意的问题，并对今后的开发和应用提出了建议。

1 尼日尔Agadem油田概况

1.1 难点分析

根据地层的复杂程度以及钻井液要求的难易程度将Agadem区块分为3大部分，整体上呈现“北易、中平、南难”的特点，其中Sokor、Gami油田地质最为复杂，钻井液服务难度最大，要求最高钻井液密度在1.25~1.30 g·cm-3。在钻探中发现，Sokor泥岩、Sokor低速泥岩地层的井壁失稳缩径、坍塌问题是Agadem油田的井壁失稳的主要表征，对典型区块Gololo W-1地层泥页岩进行理化性能分析，其组成大致是：伊-蒙混层占53%，高岭石占44%，伊利石占3%。伊-蒙混层中，伊利石占的比例是60%，蒙脱石的比例是21.2%。这种岩性组分决定了该地区的地层不容易分散，造浆性能不强，容易膨胀。当钻井液密度不能平衡坍塌压力时，硬脆性泥页岩地层表现为掉块、坍塌，软泥岩地层表现为缩径，即表现为Sokor泥岩地层井壁的掉块、坍塌，Sokor低速泥岩井壁的坍塌、缩径[5-9]。。

1.2 储层特点

油层总体孔隙度为12.0%~25.0%，平均渗透率2.92×10-2~2.501×10-1um2，属中高孔、中低渗储层。毛凤军等通过实验分析表明，Termit盆地上白垩统储层的岩石类型主要为石英砂岩，成分成熟度高，以石英为主，占比达86%以上[3]。根据胶结物及黏土矿物分析，油层可能存在一定程度的速敏、水敏、酸敏。实验表明，储层水敏损害程度中等偏弱，临界矿化度825 mg·L-1，注入水矿化度控制在临界矿化度以上；储层碱敏为中等偏弱，临界pH值为10，入井液pH应控制在10以下；储层为强酸敏，应避免进行酸化，或者进行酸化时应采取必要的油层保护措施[10]。

2 井壁失稳机理分析及解决方法

2.1 井壁失稳机理分析

尼日尔Agadem油田井壁失稳的机理主要集中在钻井液密度、井眼裸露时间、钻井参数和井身结构等方面。

2.1.1 钻井液密度的影响

据分析，Agadem油田地层坍塌压力普遍高于地层孔隙压力，因此只有钻井液密度高于地层坍塌压力当量密度时，才能保持较好的井壁稳定性。现场所用钻井液密度最高为1.25，而最大坍塌压力当量密度基本都在1.30以上，Sokor泥岩地层坍塌压力当量密度最高达到1.37 g·cm-3。钻井液密度偏低，不能平衡地层坍塌压力，导致了力学上的不稳定性，钻井过程中易出现疏松泥岩砂岩的坍塌、泥岩缩径等复杂问题。统计发现，二开施工比较顺利的井，所用钻井液密度均高于或接近于地层坍塌压力当量密度。

2.1.2 井眼裸露时间的影响

Agadem油田采用二开次井身结构，裸眼井段长，Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层伊-蒙混层含量高。经长时间浸泡，井壁泥岩水化膨胀严重，在水化应力和强度降低的双重作用下，坍塌压力越来越大，液柱压力难以维持井壁的稳定性，从而引起井壁坍塌、缩径，造成钻具难以下入、划眼困难等。

2.1.3 钻井参数的影响

泵压、排量影响钻井液当量循环密度和井底压力，不当操作引起的液柱压力波动会造成井壁失稳，环空流速过大，冲刷井壁，会影响井壁稳定。

2.1.4 井身结构的影响

合理的井身结构可以减少钻井液浸泡时间和事故处理时间，对比Agadem油田开发初期采用三开井和二开井施工情况，发现二开井扩划眼时间大于三开井[5-6]。

2.2 稳定井壁方法及下步趋势探讨

目前，稳定井壁的主要方法包括力学平衡、化学抑制和物理封堵。因甲方为提高油气层发现率，严格控制钻井液密度，导致钻井液密度存在不足，达不到力学平衡，这就须要加大化学抑制和物理封堵能力。在钻遇Sokor泥岩前加入足量、复配的封堵材料和抑制剂，密度执行上限；同时控制失水，保证泥饼薄而致密。

要维持井壁稳定，必须通过提高钻井速度、减小完井周期，或设计合理井身结构尽快钻穿Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层，并完成完井作业。要想达到这个条件，应综合协调施工各方，尽量保证施工顺利。同时，随着勘探的深入，定向井、大斜度井会增多，后期可能出现水平井，相应会出现定向托压、润滑防卡、井眼清洁等问题，给施工增加难度。后续应持续完善整体技术模板，加大抑制、防塌钻井液的研究。

目前，很多地区已开展深井二开完井方案，如辽河沈北地区已有近4 000 m井采用二开完钻的情况。Agadem油田完钻井深在3 000 m以内，甲方会普遍采用二开完井，调整井身结构的困难较大，也不易实现，可能在后期以深部地层为主，即穿过Yogou组、Madama组地层，以下部Donga组或下白垩系预测储层为主、井深较深时，可能会实施三开井。

3 钻井液体系研究进展

3.1 钻井液使用情况

Agadem油田在钻探时使用KCl聚合物体系，相继出现氯化钾聚合醇、氯化钾硅酸盐等体系[5-9]。根据资料[5]，为提高Agadem油田的井壁稳定性，在原有KCl聚合醇钻井液体系的基础上引入了硅酸盐防塌剂，优化形成了强抑制KCl硅酸盐钻井液体系，利用K+、硅酸盐和聚合醇的协同作用机理，进一步提高钻井液的防塌性能，使该体系对易失稳的Sokor泥岩和Sokor低速泥岩地层具有强抑制能力，从而达到进一步稳定井壁、降低密度的目的。优化后的钻井液性能如下：密度1.12~1.7 g·cm-3，漏斗黏度45~55 s，塑性黏度15~25 mPa·s，动切力5~10 Pa，初/终切力（1.5~5）Pa/(6~12) Pa，滤失量≤4 mL，高温高压滤失量≤8 mL，pH=9.5~11，Cl-质量浓度 7 500~35 000 mg·L-1，膨润土质量浓度10~35 g·L-1。

而随着Agadem二期的开发，为进一步提高钻井时效和产能建设，韦风云等开展了Agadem二期开发的高性能钻井液研究[11]。该高性能钻井液体系以聚胺（也称胺基抑制剂）为核心构建的体系。体系构建为：优选胺基抑制剂C和乳液大分子为高性能水基钻井液的包被抑制剂主剂，配合使用KCl提高体系的抑制剂；优选液体封堵剂提高体系的封堵防塌性能，使用XC提高体系的黏度和切力，采用改性淀粉和PAC-LV协同作用降低体系的滤失量，使用高效润滑剂提高体系的润滑防卡性能，构建了一套高性能水基钻井液体系。现场应用效果良好，体系动塑比高，携岩能力强，配方简单，去磺化类和黑色处理剂，较为环保，具有巨大的应用前景。

3.2 氯化钾聚胺体系需要注意的问题

目前使用的聚胺是指重复结构单元中含有独立胺基的聚合物，主要为(端)胺基聚醚和(端)胺基聚醇。形成的聚胺体系具有流变性能好、膨胀降低率高、岩屑回收率高等优点，其抑制岩屑分散能力与油基钻井液接近[12-14]。所以，现场会呈现出钻屑返出规则、完整，井径扩大率小；处理过量后有可能导致岩屑极硬，排量不足易形成砂桥；相应固控设备升级会引起处理剂使用效率降低的情况。

KCl体系具有一定的腐蚀效果，要求设备及筛布耐腐蚀[15]。同时，钻井设备（尤其是钻具）在使用一定时间后应进行探伤检查。

KCl体系中K+是稳定井壁的关键离子，应保持适度浓度。但在钻遇泥岩地层时，会出现消耗快的问题，可以适当增加KCl的加量，配胶液时按浓度上限配制。在返出泥岩呈膨松、软、吸水明显时（硬脆泥岩整体吸水），此时若情况较严重，可选择适当干加KCl，并提高胶液KCl浓度。通过研究，聚胺在碳质泥岩、易水化泥岩、硬脆性泥岩、砂岩上的吸附性依次降低，说明碳质泥岩地层消耗聚胺抑制剂最多，其次是泥岩，砂岩消耗较少[16]。

KCl钻井液滤液黏度很低，接近水的黏度，不能堵塞孔隙吼道，也不能改变泥页岩的渗透性。此时需要针对微裂隙发育情况，复配应用微纳米封堵剂，提高封堵能力，降低滤液侵入。

KCl体系具有明显的抑制页岩膨胀的效果，且浓度越大，抑制效果越明显。室内试验表明，当膨润土加量达到20%时，KCl实验浆的3读数才迅速升高，且7.0%KCl实验浆的3读数始终小于3.0%KCl实验浆的3读数，表明提高KCl浓度可以进一步提高K+固定膨润土晶格作用，有效抑制膨润土的水化作用[17]。所以，在钻遇Sokor泥岩和Sokor低速泥岩之前可增加KCl浓度，配合封堵剂抑制防塌。

4 结束语

1）聚胺钻井液体系抑制能力极强，在现场施工中会形成较规则井眼，井径扩大率小，需要足够的排量，防止形成砂桥；更换钻具前后，钻具刚性不易改变过大。

2）聚胺钻井液体系在调配好后基本不存在悬岩携岩问题，返出岩屑规则、完整，可见明显的钻头切削痕迹，现场使用时注意岩屑情况，提高塌块和岩屑的辨认程度。

3）钻屑返出宜“软硬适度且完整”，不宜过硬或过软。岩屑过软为抑制能力不足，钻屑有分散情况；过硬说明KCl加量过大，会导致：①钻井液矿化度高，地层失水变脆；②岩屑过硬，易在曲率不好处堆积，形成砂桥；③增加材料消耗。

4）胶液的使用保证了钻井液性能的稳定，提高了处理剂的功效，降低了劳动强度，建议使用胶液维护处理钻井液。

5）体系抑制性强，岩屑返出规则、完整，有条件情况下，尽量提高振动筛筛布目数和一体机底筛筛布目数，清除有害固相。

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Research Status and Suggestions on Drilling Fluid Technology in Agadem Oilfield of Niger

（CNPC Greatwall Drilling Company Drilling Fluids Branch, Panjin Liaoning 124010, China）

With CNPC entering Niger's Agadem oilfield, the exploration level in this area was constantly improving, and the research of drilling fluid systems was gradually deepened. In this paper, the geology and drilling difficulties of Agadem oilfield in Niger were reviewed.The research progress and application status of the potassium chloride silicate system and the polyamine drilling fluid system used in this area were summarized. Some problems in drilling with polyamine drilling fluid system were analyzed, some suggestions for future development and application were put forward.

Niger; Agadem oilfield;Polyamine; Research progress; Application status

2020-04-29

李强（1988-），男，四川省宜宾市人，工程师，硕士，2011年毕业于西南石油大学，研究方向：钻井液技术。

TE254.3

A

1004-0935（2020）09-1162-04