复合盐-胺基钻井液技术在内蒙拐13井的应用

谢 俊，司西强，王善举，刘风涛，王凡超

1. 中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院；2. 中原石油工程有限公司钻井三公司：河南濮阳 457001

中石化中原油田分公司内蒙探区位于内蒙古自治区额济纳旗境内，构造位置位于银额盆地拐子湖凹陷，该区前期勘探开发中，分别在拐参1井及拐6井发现了高产油气流，进一步确认了拐子湖凹陷的含油气规模及资源潜力。为加快勘探开发进度及节约成本，拟尝试将三开制井改为二开制井，部署了第一口二开制试验井-拐13井，该井完钻井深3 275 m，二开井段1 300～3 275 m，裸眼段长近2 000 m，并首次将银根组、苏红图组、巴音戈壁组等多套易坍塌泥岩置于同一裸眼段，井壁失稳风险极大。邻井钻探过程中，频繁在银根组、苏红图组、巴音戈壁组发生井壁坍塌，形成“糖葫芦”井眼，导致完井电测施工中，在苏红图组、巴音戈壁组遇阻，被迫多次通井及电测，大幅延长了完井周期。能否确保井壁稳定，是采用二开制井成败的关键。采用在现场聚合物氯化钾体系基础上，引入新型支化聚醚胺PEA-1及CaCl2，形成复合盐-胺基钻井液，以强化钻井液抑制防塌能力，并在拐13井成功应用，有效解决了前期勘探井中存在的泥岩井壁失稳及完井电测遇阻难题。

1 主要技术难题

1.1 多套泥岩易井壁失稳

银根组(1 300～2 000 m)泥岩段长且含有大段高活性棕红色胶泥状板结层，遇水极易水化分散，造浆严重，由于成岩性较差，地层易垮塌掉块与膨胀缩径、钻头泥包共存，如图1所示。钻头泥包及银根组钻进期间所取的岩屑中，在吸水膨胀的软泥中，夹杂少量棕色掉块，同时银根组与苏红图组胶结面薄弱，易掉块垮塌，邻井多在胶结面附近井径异常扩大见表1，形成大肚子井眼。在前期的三开制井身结构中，二开套管封银根组或者封至银根组下部苏二段，银根组钻井周期约3 d左右，属于快速钻进、快速下套管封隔，钻井液对银根组浸泡时间较短，井壁失稳问题并不突出。而拐13井采用简化的二开制井身结构，银根组与下部苏红图组及巴音戈壁组在同一个裸眼段，随着钻井周期延长，钻井液对银根组地层的浸泡时间必然大大延长，从而对银根组的井壁稳定要求更高，否则将影响后期的起下钻、电测等施工。

图1 钻头泥包及振动筛返出岩屑

表1 部分井银根组与苏红图组交界面附近井径扩大率

苏红图组(2 000～2 950 m)钻遇大段泥岩，主要岩性为紫红色泥岩、紫红色粉砂质泥岩，该地层易造浆，如果钻井液密度、抑制封堵性能不足，大量的红色泥岩侵入会造成钻井液流变性能维护困难，并发生井壁缩径及垮塌。拐参1井在苏红图组多次下钻不到底，造成扩(划)眼；拐5侧及拐12侧井在此段电测频繁遇阻，电测仪器出井后黏附大量的红色软泥，造成完井周期大幅延长；拐4井在苏红图组钻进期间振动筛返出大量棕红色掉块。

1.2 CO2及油气污染

钻井过程中可能在苏红图组、银根组钻遇CO2侵入，循环罐槽面出现大量气泡，见图2，造成钻井液密度下降、黏切升高、失水增大。统计了部分井受CO2污染前后的性能变化见表2。

表2 CO2污染前后钻井液性能变化

图2 CO2污染后罐面产生大量起泡

目的层巴音戈壁组可能钻遇严重的油气侵。拐12侧钻进至井深3 368 m时，钻井液受到油气污染，黏切升高，黏度由60 s最高上升至200 s，同时密度由1.39 g/cm3提高至1.65 g/cm3，在后续施工中，固控设备使用受限，钻井液固相含量和黏切居高不下，导致滤饼虚厚，影响后期的完井作业。

2 钻井液技术对策

目前现场在三开制井身结构井中，银根组采用低固相聚合物体系快速钻进并下套管封隔，苏红图组-巴音戈壁组采用聚合物钾盐抑制性体系。从实钻情况来看，银根组钻井周期较短，钻井液浸泡时间短，能够在坍塌周期内完成钻井及下套管固井施工，因此，银根组井壁失稳问题并不突出；苏红图-巴音戈壁组采用聚合物氯化钾体系，由于钻井周期长，钻井液浸泡地层时间较长，因此会面临较为严重的井壁失稳问题，钻井液井壁稳定能力有待加强。

拐13井首次采用优化的二开制井身结构，井身结构数据见表3，银根组与苏红图组、巴音戈壁组处于同一开次，裸眼段长近2 000 m，同一裸眼内含有多套成岩性差异较大且易井壁失稳的的泥岩，使钻井液浸泡井壁时间延长，必然增加井壁失稳的风险，包括银根组在内的地层井壁失稳风险较三开制井更突出。

表3 拐13井身结构数据

2.1 钻井液体系配方及性能评价

针对现场聚合物氯化钾体系抑制井壁稳定能力不足及可能钻遇的CO2污染，以聚合物氯化钾体系为基础，通过引入加量为0.1%～0.3%新型支化聚醚胺PEA-1及0.1%～0.2% CaCl2，形成复合盐-胺基钻井液，增强钻井液的化学抑制能力及抗CO2污染的能力。

钻井液配方为：2%～4%预水化膨润土浆+0.5%～1.0% 中分子降失水剂COP-HFL/LFL+0.5%～1.0%低分子降失水剂 LV-PAC/LV-CMC+0.1%～0.3%包被剂KPAM/FA-367+2%～4%SMP+2%～4%SMC+5%～7%KCl+0.1%～0.3%支化聚醚胺PEA-1+ 0.1%～0.2%CaCl2。支化聚醚胺PEA-1是基于分子尺寸控制合成的新型聚胺[1]，能同时兼顾抑制性及与钻井液的配伍性，钻井液中引入0.1%～0.2%CaCl2后，一方面能够提高钻井液抑制泥岩水化的能力，另一方面，当钻井液钻遇CO2污染时，能够及时清除侵入钻井液中的CO2，可兼顾抑制性与抗CO2污染。

2.1.1 钻井液抑制性能

以文献的第一作者计算，CNKI中白花前胡研究单位共有40家，文献量≧3的有14家(表5)，其中11家为高校，2家为研究院所，1家为高校附属医院。

以拐4井，井深2 800 m苏红图组棕红色泥岩岩屑，采用岩屑滚动回收率实验，实验条件为100 ℃下热滚16 h，对复合盐-胺基钻井液与氯化钾钻井液抑制性能进行了对比，数据见表4。

表4 岩屑滚动回收率评价

由表4可以看出，复合盐-胺基钻井液体系岩屑一次回收率85.1%，较清水及氯化钾钻井液体系有显著提高，表明在钻井液中引入支化聚醚胺及氯化钙后，可发挥了多元协同的抑制性能，钻井液抑制泥岩水化性能得到显著增强。

2.1.2 钻井液封堵性能

拐13井为评价井，对处理剂的荧光要求很高，常规的沥青类产品不允许使用。超细目碳酸钙常用作钻井液的封堵剂，对上部成岩性较差的地层及砂岩储层具有良好的封堵作用，有利于减少钻井液消耗及储层保护，超细钙属于刚性粒子若单靠其封堵，其封堵效率差，且影响滤饼质量，导致滤饼发虚。针对这一问题，室内优选了2种符合荧光要求的封堵剂，乳化石蜡及白沥青，其中乳化石蜡软化点较低，在钻进苏红图组使用，进入巴音戈壁组后，随着井温升高，使用白沥青对地层进行封堵，乳化石蜡及白沥青加量均为2%～3%，此外，对于强抑制性复合盐-胺基钻井液，施工钻进中应根据测试的MBT数值，及时补充优质预水化膨润土浆，预水化膨润土浆中黏土颗粒粒径一般小于2 μm[2]，具有天然的封堵特性，同时具有可塑性，与乳化石蜡及白沥青配合使用，能够提高钻井液的封堵能力及滤饼质量。

2.2 钻井液施工技术

1)控制钻井液密度及黏度

根据邻井实钻密度及井下实际情况，在钻遇层位发生变化时，及时调整密度，保证钻井液对井壁合理支撑，在井壁稳定情况下，控制钻井液具有合适的黏度与切力，既能有效携带钻屑，又能确保钻井液对井壁及钻头合理的冲刷，避免高活性地层黏附钻屑形成缩径及钻头泥包；根据实钻经验，钻井液漏斗黏度控制在35～55 s较为合适，具体来说，银根组-苏红图组二段保持在35～45 s，苏红图组一段-巴音戈壁组，保持在45～55 s。

2) 强化中深部地层钻井液抗温性能

随着钻进深度的增加，地层温度不断升高，应在苏红图一段约2 500～2 900 m之间，将钻井液转换为磺化钻井液，以提高钻井液的抗高温能力，改善高温高压滤饼质量，降低钻井液失水。同时，不宜将磺化处理剂直接加入钻井液中以求一次完成转磺，应逐步转换，避免钻头泥包及因磺化处理剂溶解不完全，被振动筛筛出浪费，可以将磺化处理剂配制成浓度为5%～10%的高浓度胶液，通过循环周，渐进补入钻井液中，逐步完成转磺。

3) 控制钻井液有害固相含量，提高抗油气污染能力

用好一级固控，如果发现筛布损坏，及时更换，同时，一体机使用率应达到90%以上，离心机根据实际情况，每班应开启至少一个循环周。通过提高固控效率，尽量降低钻井液中有害固相含量，以提高钻井液抗油气污染能力。此外，钻达油气层前，通过小型实验，提前了解钻井液抗油气污染的能力，并做好处理预案，钻井现场应配备1 t左右的乳化剂OP-10，可以提前按照0.05%的加量，补入钻井液中，提高钻井液的乳化性能，同时提高钻井液的抗污染能力。

3 现场应用

3.1 钻井液维护措施

1)复合盐-胺基钻井液转换：在一开套管内，将钻井液转换为复合盐-胺基钻井液转换。具体转换措施为：配制1%～2%的聚合物胶液，与一开聚合物钻井液充分混合，做好钻井液护胶的工作后，开始按照氯化钾加量5%～7%，CaCl2加量0.1%～0.2%，支化聚醚胺加量0.1%～0.3%，将氯化钾、氯化钙和支化聚醚胺加入钻井液中，完成钻井液转换。

2)失水控制：前期银根组钻进时，可以将失水控制在5～8 mL，进入苏红图后，逐步将失水控制在5 mL以下，随着逐步转磺，失水控制在4 mL以下。钻进过程中，上部地层以大中分子聚合物以及惰性封堵类材料复配维护,通过K-PAM、FA367、COP-HFL、COP-LFL、PAC-LV、LV-CMC抑制上部地层造浆，并控制钻井液流变性与中压滤失量；下部地层，将钻井液逐步转换为磺化钻井液，胶液中维护SMP-3、SMC，提高钻井液高温稳定性能，控制高温高压滤失量。使用低分子、中分子聚合物胶液控制钻井液失水，胶液应该以细水长流的方式补入钻井液中。在降低失水前，应保持钻井液中具有合适的膨润土含量，避免盲目添加降失水剂。

3)钻井液流变性能：银根组-苏二段，黏度保持在35～45 s，低黏低切，确保钻井液对井壁的冲刷效果；苏一段-巴音戈壁组，黏度保持在45～55 s，低黏兼具适当切力。定期清理锥型罐沉砂，控制钻井液低密度固相含量，避免钻井液黏切过大。

4)钻井液密度：根据邻井经验及井下实际情况，根据地层变化及时上提密度。

5)封堵性能：上部地层钻进期间，可适当加入乳化石蜡、超细钙等加强钻井液的封堵性能，减少钻井液消耗，并改善泥饼质量；下部地层，通过加入白沥青等封堵类材料改善泥饼质量，强化钻井液的封堵性能，保持井壁稳定。

6)油气侵：进入目的层，钻井液可能受到较严重的油气侵，一旦遇到油气侵，除了地面进行除气及上提密度外，应及时向钻井液中补入适量的乳化剂等，避免钻井液黏切增大，滤饼虚厚，造成井下复杂。

7)短起下钻：上部软泥岩地层，每钻进200 m左右，应进行短起下钻，短起下可以两短一长，及时破坏井壁上的软泥，防止缩径。

8)下部地层苏一段-巴音戈壁组，电测及下套管前，配制防塌、抗温及润滑性能良好的封闭液封住该井段，封闭浆黏度切力可适当高些，保证钻井液悬砂能力，确保电测及下套管顺利，封闭液配方：井浆+0.5%SMP+0.1%支化聚醚胺+0.5%液体润滑剂+0.1%HV-CMC。

3.2 应用效果

1)井壁稳定

复合盐-胺基强抑制性钻井液，具有良好的抑制钻屑分散的能力，振动筛返出的苏红图组及巴音戈壁组岩屑见图3，钻屑规则完整，可见清晰的PDC齿印，苏红图组-巴音戈壁组井眼较为规则，从井径数据看基本没有糖葫芦井眼，平均井径扩大率为3.73%，较邻井苏红图组-巴音戈壁组平均井径扩率9.03%有较大幅度下降，银根组在钻井液中的浸泡时间从前期井的约3～5 d延长至16 d，未出现井壁失稳现象，平均井径扩大率5.48%，起下钻畅通，完井电测一次成功，初步解决了前期井出现的井壁失稳及电测遇阻问题，钻井周期26 d，平均机械钻速10.93 m/h，创造了银额新区同类型井机械钻速、钻井周期等双项纪录。

图3 苏红图组及巴音戈壁组返出的红色及棕红色泥岩

2)钻井液性能稳定

复合盐-胺基钻井液抑制性强，具有很强的固相容纳能力，整个钻井过程中钻遇大段的高活性泥岩，侵入钻井液中的泥岩多，钻井液流变性能、失水等性能保持稳定，表明强化钻井液抑制性后，有助于钻井液性能的稳定，钻井液滤饼薄而致密。良好的滤饼质量能够减弱钻井液的压力传递效应，降低滤液侵入地层的量，有助于井壁保持稳定。钻井液部分分段性能见表5，银根组～苏红图组二段地层，钻井液黏度保持在35～45 s，苏红图组一段～巴音戈壁组，钻井液黏度保持在45～50 s，在保持钻井液有效携带岩屑的情况下，保持对井壁的冲刷作用，避免岩屑黏附于井壁上，减轻起下钻及电测时仪器下放、上行摩阻。

表5 钻井液部分分段性能

4 结论

1)二开制井中，裸眼段长，多套泥岩易井壁失稳，导致井壁垮塌掉块，电测遇阻，应强化钻井液的抑制泥岩水化的能力。

2)在氯化钾体系基础上，通过引入氯化钙、支化聚醚胺等形成复合盐-胺基钻井液体系，抑制性能得到显著增强，现场应用表明，强化钻井液抑制性能后，有效解决了泥岩井壁失稳及电测遇阻难题。