硅酸盐钻井液在陆丰7-9-2中的应用

邱文发，赵远远，狄明利

（中海油田服务股份有限公司 油田化学事业部 深圳作业公司，广东 深圳 518067）

通过对陆丰区块，西江区块已钻井资料分析，发现在陆丰区块钻进古近系地层时，在较多井中出现起下钻遇阻，下套管遇阻，作业中卡钻扩径等井壁失稳问题，而其他古近系地层通过提高的钻井液密度，来解决井壁失稳问题，在钻井过程中没有出现起下钻遇阻问题，但在测井期间因压差较大，导致测井工具粘卡，钻井液密度及井壁稳定之间的平衡问题成了古近系地层钻井液需要解决的关键问题。

陆丰7-9-2井是珠江口盆地的一口探井，主要目的层在古近系地层恩平组及文昌组，正常地层压力，预计井底温度139.1℃。完钻井深4114m，该井在3708m钻遇古近系地层恩平组，岩性以灰色和褐色泥岩和砂岩呈不等厚互层，局部含薄煤层，对恩平组和文昌组现场岩心矿物含量分析表明，陆丰区块粘土含量最高达到了40%，伊蒙混层含量最高达到了54%。滚动回收率和膨胀性试验评价表明，该地层岩屑具有较强的水化膨胀和分散性。扫描电镜观察现场岩心表明，地层微裂缝广泛发育，缝间充填伊利石、石英等，有剥落的趋势，钻井液易沿裂缝侵入地层，是造成井壁失稳的主要原因。

在3097m时替入硅酸盐钻井液开始8-1/2“作业，整个 8-1/2”井眼作业，密度不超过 1.26g·cm-3，较同区块井密度最高降低了0.09g·cm-3，整个钻井过程中起下钻顺利，无挂阻现象，完钻后共4趟测井作业均顺利完成，无卡钻现象，实现了降低钻井液密度的同时解决井壁稳定的难题。

1 难点与对策

1.1 古近系地层钻井中难点及对策

当地层被钻开时，地应力被释放，井筒内钻井液作用于井壁的压力取代了所钻岩层原先对于井壁岩石的支撑[1]，当钻井液密度低于地层坍塌压力时，井眼围岩差应力水平升高，导致井壁失稳，而单纯的提高钻井液密度来解决井壁失稳问题，在测井期间又出现卡测井工具的问题，平衡钻井液密度和井眼稳定问题是解决古近系地层钻井的关键问题。

硅酸盐钻井液因其本身的作用机理，可有效增强岩石强度，从而可在保证井壁稳定的前提下，降低平衡地层压力的钻井液密度，解决古近系地层降低钻井液密度与井眼稳定之间的矛盾。

1.2 硅酸盐钻井液应用难点及对策

一直以来硅酸盐钻井液在稳定泥页岩，提高井壁稳定性，环境保护等方面具有突出优点，但硅酸盐钻井液在应用过程中诸多问题一直制约着硅酸盐钻井液的推广应用。

（1）流变控制及滤失量控制，硅酸盐钻井液当其中固相含量较多时，粘度迅速增加，且随着温度升高增稠，导致流变难以控制；因常规降滤失与硅酸盐钻井液配伍性较差，使用CMC、PAC、淀粉等传统降滤失剂配合护胶剂等可以使盐钻井液滤失量控制在可以接受的范围，但大多数降滤失剂均有增粘的副作用[2]。

（2）pH值，因其中的硅酸根离子聚集状态会随pH值变化，当pH值降低（一般低于10.69）后迅速聚集形成凝胶，导致泥浆流变难以控制，影响现场施工与应用。

（3）润滑性能，从室内评价结果看，国内外普遍认为硅酸盐钻井液润滑性明显不如油基钻井液，也低于普通水基钻井液。摩阻系数可达到0.3以上[1]。主要是因为硅酸盐钻井液一般要求pH值高达11～12，在此pH值下常用的脂类及植物油类润滑剂易降解，导致失效。

（4）硅酸盐钻井液在室内实验及现场应用过程中，钻井液起泡问题一直很突出，刘绪全在“苏丹地区硅酸盐钻井液发泡原因及消泡对策分析”文章中指出，在苏丹地区应用的硅酸盐钻井液易产生泡沫且难以去除，给现场工作带来很大的困难。

针对以上硅酸盐存在的应用难点，室内通过流变调节剂及降滤失剂筛选解决其流变、滤失问题。为了解决硅酸盐钻井液在钻屑、地层水侵入时由于pH值降低导致的流变难以控制的问题，该体系引入pH稳定剂，该pH稳定剂对H+及OH-均具有较高的缓冲容量，可避免硅酸盐体系在加入烧碱后，体系pH值迅速升高，在有钻屑等污染物时，钻井液pH值降低较缓慢，维持体系pH值在11～12之间，减少维护工作量，保证体系性能。该硅酸盐钻井液体系在现场应用之初也出现严重起泡问题，振动筛及泥浆池覆盖厚厚泡沫，泥浆池观察不到液面，通过陆地紧急运送高效消泡剂，加入后经过1到2个循环，液面清晰可见，且后续钻井过程中再无起泡问题发生[3-9]。

2 硅酸盐钻井液体系性能评价

2.1 岩石应力评价

室内取6块岩心，分别做空白（不浸泡）、PLUSKCl钻井液体系、硅酸盐钻井液（BorSTAB）体系浸泡10天，使用GCTS程控伺服高温高压岩石破坏力学实验系统进行三轴实验。

PLUS-KCl体系钻井液浸泡后（图2），岩样表面出现了多条裂缝，并表现出水化膨胀的现象；BorSTAB钻井液体系浸泡后岩样并无明显变化（图3）。

图1 浸泡前岩石Fig.1 Preimmersion rocks

图2 PLUS-KCl钻井液体系浸泡10d后岩石Fig.2 Rocks after 10 days immersion in PLUS-KCl drilling fluid system

图3 BorSTAB钻井液体系浸泡10d后岩石Fig.3 Rocks after 10 days immersion in BorSTAB drilling fluid system

图4 不同钻井液体系浸泡后岩石抗压强度Fig.4 Compressive strength of rock immersed in different drilling fluid systems

实验结果表明，PLUS-KCl体系浸泡后的岩石发生剪切破坏，并伴有部分体积破坏，应力-应变曲线呈现塑性破坏的趋势，这是因为PLUS-KCl体系浸泡过后产生的裂缝使得岩样整体强度发生劣化；BorSTAB钻井液体系浸泡后岩样发生剪切破坏，应力-应变曲线呈现弹性特征，抗压强度较高。

钻井液浸泡10d后，PLUS-KCl体系与BorSTAB体系抗压强度分别降低了36%、23.8%，内聚力分别为 6.5、9.1MPa（C＞8.7MPa能满足井壁要求），分别降低56%、38%，BorSTAB体系钻井液的效果明显比PLUS-KCl体系好，表明硅酸盐钻井液体系可有效增强岩石强度。

图5 不同钻井液体系浸泡后岩石内摩擦力及摩擦角Fig.5 Internal friction and friction angle of rock after immersion of different drilling fluid systems

2.2 流变性能评价

室内通过流变调节剂及降失水剂等处理剂的筛选，构建了BorSTAB体系，其基本性能评价结果见表1。

表1 Bor STAB钻井液体系性能评价Tab.1 Performance evaluation of Bor STAB drilling fluid system

从表1可以看出，Bor STAB体系具有较好的粘度和切力，体系pH值控制在11.5左右，性能可以满足钻井需求。

2.3 润滑抑制性能评价

抑制性主要反映的是钻井液稳定井壁的能力，室内通过滚动回收率进行了抑制性评价，取6～10目钻屑在105℃烘箱内烘干，放入该钻井液内，150℃老化16h后，用40目筛余在105℃烘干，即为回收率，测定第一次回收率为96.5%；再将回收后的钻屑继续放入钻井液中，测定第二次回收率为91.4%，说明体系具有较强的抑制性能。钻井液的润滑性反映了现场扭矩的大小，摩阻因数越低，扭矩越小。室内采用Fann公司的EP极压润滑仪评价体系的润滑性，计算摩阻因数为0.1，可以满足探井对润滑的要求。

3 现场应用

陆丰7-9-2井完钻井深4114m，钻遇古近系地层恩平组及文昌组。该井在8-1/2“井段使用BorSTAB钻井液体系，钻井液密度为 1.20～1.26g·cm-3，较邻井最高降低了0.09g·cm-3，钻井过程非常顺利，无井下复杂情况发生，4次测井作业一次成功。

陆丰区块在前期钻井过程中，均出现不同程度的井壁失稳问题，完钻密度最高达到了1.35g·cm-3。且陆丰区块大多数大于3000m的井密度均在1.25～1.35g·cm-3之间，陆丰7-9-2井较邻井最高降低了0.09g·cm-3；整个钻井过程中粘度和切力稳定，钻屑不断浸入过程中体系流变变化较小，无流变失控等问题发生；整个8-1/2“井段除部分点因含砾石出现一定扩径外，其余井段井径规则，此井段平均井眼直径为8.7”，且现场返出钻屑干爽棱角分明，体现了硅酸盐钻井液体系良好的井壁稳定性能及抑制性能；此外，构建了硅酸盐钻井液硅酸根含量评价方法，现场应用过程中始终控制硅酸盐含量在10000mg·L-1以上，pH值控制在11.5左右，现场仅需监测pH值及硅酸盐含量及时补充烧碱及硅酸盐即可，维护较简单。现场应用过程中，扭矩增大问题较为明显，完钻后室内通过润滑剂筛选，可将润滑系数降到0.1左右。

3.1 BorSTAB钻井液实现稳定井壁且降低钻井液密度

陆丰区块在前期钻井过程中，均出现不同程度的井壁失稳问题和电测遇阻，LF7-9-1井钻井过程中起下钻遇阻，进行四次爆炸松扣作业，避台后恢复作业，划眼憋扭矩，返出大量岩屑掉块；LF7-9-1井自3736m遇阻后开始，逐步提密度，最高达1.35g·cm-3，且陆丰区块大多数大于3000m的井密度均在1.25～1.35g·cm-3之间；LF7-9-2 井密度一直维持在 1.22g·cm-3以下，中途由于起泡问题，为了井下安全，逐步提密度到1.26sg，LF7-9-2井钻井过程中，密度不超过1.26g·cm-3，较邻井最高降低了 0.09g·cm-3，起下钻顺利，无粘卡，电测期间起下钻顺利，四趟测井顺利，无粘卡，实现了降低钻井液密度且稳定井壁的要求。

3.2 流变性能稳定易维护

图6 陆丰区块井密度随井深变化Fig.6 Variation of well density with well depth in Lufeng block

整个8-1/2"井段钻井过程中，钻井液流变性能稳定，在钻屑侵入后对钻井液粘度和切力无明显影响，其中在3870m粘度升高为主动提粘的效果。在该井段整个钻井期间，利用雷磁PH计快速精准检测pH值，严格控制硅酸盐钻井液体系的pH值在11～12，同时密切监测体系中硅酸盐的含量，维持体系中硅酸盐的含量至3%～4%，保证体系的稳定性。利用可见分光光度计检测循环体系中的硅酸盐浓度，硅酸盐浓度需大于10000mg·L-1。硅酸盐浓度偏低的情况下，需先调节循环系统的pH值在11～12，再向体系中补入硅酸盐，现场维护简单。

图7 陆丰7-9-2钻井液流变随井深变化Fig.7 Rheology of Lufeng 7-9-2 drilling fluid varies with well depth

图8 陆丰7-9-2钻井液硅酸盐含量及pH值随井深变化Fig.8 Variation of silicate content and pH value of Lufeng 7-9-2 drilling fluid with well depth

3.3 抑制性良好

陆丰7-9-2井在8-1-2"井段返出钻屑干爽，且棱角分明，且在整个8-1/2"井段除部分点因含砾石出现一定扩径外，其余部分非常规则，此井段平均井眼直径为8.7"，体现了硅酸盐钻井液体系良好的井壁稳定性能及抑制性能。

图9 陆丰7-9-2井8-1/2"井段现场返出钻屑Fig.9 On-site drilling cuttings returned from 8-1/2 section of Lufeng 7-9-2 well

4 认识与结论

（1）硅酸盐钻井液在陆丰区块的成功应用，为古近系复杂地层钻井液技术提供了依据，对硅酸盐钻井液的现场应用具有一定借鉴意义。

（2）硅酸盐钻井液有效增强了井壁稳定性，降低了钻井液密度，解决了古近系地层井壁稳定与密度间的平衡。

（3）硅酸盐钻井液体系现场维护简单，流变性能稳定，具有良好抑制性能。