反渗透钻井液在东海海域H6-1井的应用

何福耀，王 荐，张海山，蔡 斌，谭枭麒，吴 彬，向兴金

（1. 中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030；2. 荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000；3. 湖北省油田化学产业技术研究院，湖北荆州 434000）

近年来低自由水钻井液体系在东海地区通过不断地应用和优化，对于解决东海地区起下钻困难、卡钻、电测遇阻等问题，取得了很好的应用效果[1-3]。然而，随着深井、超深井以及大位移井作业需求的不断增加，东海深层低渗储层开发还面临井壁稳定、高温高压、深部超低渗气藏储层保护等诸多问题，给东海油气田勘探开发带来严峻挑战[4-9]。针对东海深层地层岩性特征，引入反渗透钻井液技术，并进行了体系性能评价，该钻井液具有优良的抑制和封堵能力，通过在东海油气田H6-1井应用表现出良好的井壁稳定和储层保护特性，为东海油气田安全有效的开发提供有效的支撑。

1 地质工程概况

1.1 地层岩性

H6-1井三开、四开钻遇地层分别为龙井组、花港组、平湖组、宝石组，主要目的层为平湖组平三段、平四段、平五段下部，次要目的层为平湖组平二段、平五段上部和宝石组。龙井组（N11l）井深2200～2750m，视厚550 m，主要为砂泥岩互层为主，夹杂灰色和褐灰色泥岩，极易水化造浆；花港组（E3h）井深2750～3158 m，视厚408 m，下部发育了大段灰色、棕色、灰褐色泥岩，易发生剥落掉块；目的层平湖组（E2p）和宝石组（E2b）井深3158～4740 m，以灰色粉砂岩为主，岩性致密，夹杂少量煤层。

1.2 井身结构及套管程序

H6-1井井身结构及套管程序见表1。

表1 井身结构及套管程序

2 钻井液技术难点分析

（1）低孔低渗储层保护要求高

与常规油藏相比，低孔低渗储层存在物性差、天然能量不足、天然裂缝发育、非均质性严重等一系列问题，有效开发难度很大。东海地区平湖组和宝石组渗透率极低，钻井液中滤液的大量侵入将会带来严重的水锁伤害。

（2）地层复杂，作业时间长，稳定井壁挑战大

H6-1井钻遇井段主要为砂泥岩互层夹杂煤层，钻屑容易水化分散和造浆，影响钻井液性能，井壁易水化坍塌和缩径。钻井过程中容易出现起下钻遇阻、倒划眼困难、井壁掉块或坍塌、频繁憋压憋扭矩、测井遇阻、气侵、卡钻等复杂情况。H6-1井为探井，12-1/4″和8-3/8″井段均要进行随钻测井、电缆测井以及井壁取心，作业时间长，脆性泥岩以及煤层极易坍塌，对钻井液长期井壁稳定性要求高。H6-1井作业期间为东海台风高发期，钻井过程中避台期间钻井液体系和井眼的长期稳定性是作业过程中的关键因素。

（3）深井高温高压作业难

H6-1井钻井设计井深达到4740 m，并存在加深200 m的可能，已经步入深井行列（井深4500～6000 m的井为深井）。天然气层的温度较油层的高，地温梯度一般在3～5℃/100 m，5000 m的井地温就可能达到150～250℃，故天然气井，特别是深层天然气井大都是高温高压井。12-1/4″井眼下部及8-3/8″井段，压力系数快速上升，至井底达到最高1.45，异常高压给井控、井下安全造成了极大的风险。

3 反渗透钻井液体系的作用机理[10-12]

在分析H6-1井地层特性的基础上，结合低自由水钻井液应用情况，根据钻井工程安全和储层保护的需要，形成了一套有利于海上井壁稳定和低孔低渗储层保护的高温反渗透钻井液体系。反渗透钻井液配方为：

3%海水土浆+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+1%自由水络合剂HXY+2%SMP-2+2%SPNH+2%沥青树脂LSF+1.0%高温护胶剂HFL-T+3%固璧剂HGW+2%胶束剂HSM+8%键合剂HBA+5%KCl+15%NaCl+2%润滑剂LUBE168重晶石加重到1.6g/cm3。其性能见表2。

表2 反渗透钻井液性能

反渗透钻井液技术是通过借鉴油基钻井液封堵、活度平衡原理，使钻井液具有反渗透功能。该技术应用了纳微米级封堵材料胶束剂HSM和固壁剂HGW对泥岩纳微米级孔喉进行有效封堵，建立渗透屏障；应用键合剂HBA产生反向渗透压差，配合NaCl及KCl调节钻井液的活度，平衡液柱压差和毛管压力，阻止水向地层传递；阻止滤液的侵入。通过定量控制井下渗透压差来平衡钻井液与井壁地层的水驱动力，控制水流方向，阻止水和钻井液进入泥页岩以及井壁地层，达到井壁稳定和储层保护的目的。反渗透钻井液作用机理见图1。

图1 反渗透钻井液作用机理

4 反渗透钻井液体系性能评价

4.1 抗温性能

表3给出了在不同温度条件下反渗透钻井液体系的抗温性能，从下面实验结果中可以看出，反渗透钻井液体系具有良好的抗温性，200℃热滚16h后仍具有良好的流变性能和较低的滤失量。

4.2 抗污染能力评价

室内考察了反渗透钻井液体系的抗污染能力，从以下实验结果中可以看出（表4），反渗透钻井液体系抗污染能力强，无机盐和劣质土污染后性能变化很小，满足H6-1井工程需要。

4.3 抑制性评价

室内通过回收率实验考察了反渗透钻井液体系的抑制性能。实验岩屑采用东海平湖组泥岩岩屑，该岩屑在常用PEM钻井液体系中回收率为84.5%，反渗透钻井液热滚回收率为96.3%，说明体系具有良好的抑制性，有利于提高井壁稳定性。

4.4 封堵承压能力评价

室内使用井壁承压实验装置和邻井气测渗透率为0.896×10−3μm2的天然岩心（图2），测定了反渗透钻井液在160℃×20 mPa下的滤失情况 （表5），实验结果表明反渗透钻井液形成的封堵层强度高，20 mPa下90 min钻井液滤失量仅为0.9 mL。

4.5 储层保护性能评价

反渗透钻井液中键合剂与水结合可形成键合水，使体系具有低张力和低活度的特征（表6），有利于降低液相侵入地层造成的水锁和水敏伤害，保护低孔低渗储层。同时室内研究对体系储层保护效果进行了评价，岩心选用N-2平湖组天然岩心做气测渗透率恢复值试验。实验步骤按石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》中关于工作液评价部分执行。从实验结果中可以看出（表7），反渗透钻井液体系利用反向渗透压差作用有效降低了滤液侵入量和深度，键合水有效降低水敏和水锁效应，从而能有效保护低孔低渗储层，2块岩心经过反渗透钻井液体系污染后渗透率恢复值都在90%以上。

表3 反渗透钻井液抗温能力

表4 反渗透钻井液抗污染能力

图2 高温高压承压实验仪

表5 钻井液高温高压下的承压能力

表6 反渗透钻井液界面张力和活度

5 现场应用

H6-1井是一口预探井，设计完钻井深4740 m，完钻层位为宝石组。本井于2018年9月23日一开，10月2日配置12-1/4″井段反渗透钻井液，10月4日钻进过程中，调整钻井液黏切及封堵性能，做避台准备，避台3天，于10月9日继续三开12-1/4″井眼钻进，于10月20日钻进至3948 m完钻，10月22日开始12-1/4″井段测井作业。10月27日开始四开8-3/8″井段钻进，10月30日钻进至设计井深4740 m，10月31日加深钻进至4840 m完钻，11月2日进行四开测井作业。

表7 低自由水钻井液体系储层保护效果

5.1 现场维护重难点

（1）造浆性地层：必须保证包被剂PF-PLUS和抑制剂KCl、NaCl的足量使用，从而保证泥浆的包被能力和抑制能力。

（2）渗透性地层：保证泥浆较低的滤失量，强化封堵性能，加强砂岩和砂泥岩互层这类渗透性地层的封堵，减少侵入，改善泥饼质量，加强封堵提高地层承压能力稳定井壁。

（3）易失稳煤层地层：除了使用HGW、PFLSF封堵固壁外，还需强化煤层深部抑制，利用键合剂HBA及胶束封堵剂HSM封堵裂缝裂隙，降低发育煤层的应力失稳，增强煤层段地层稳定。

（4）合理的泥浆密度：控制合理密度，防止井壁坍塌，维持井眼稳定。

（5）性能维护：为确保泥浆性能稳定，根据循环池性能，适当调整各材料的比例，及时补充因钻屑所损耗的材料。

（6）润滑防卡：为降低摩阻，提高机械钻速，在钻进过程中，加足润滑剂PF-LUBE168，保证其含量在2%。

（7）井眼清洁：在刚开钻时，加入PF-XC，提高切力。

（8）活度控制：为保证钻井液中自由水不向地层迁移，预防和减少井壁失稳，根据实时监测钻井液活度，及时调整PF-HBA的加量，保证钻井液活度低于地层活度，从而实现反渗透。

5.2 钻井液现场分段维护措施

5.2.1 龙井组井段（2204～2750 m）

密度：钻穿水泥塞后，调整泥浆密度至1.15g/cm3。

黏度：调整至40 mPa·s左右，留足后期泥浆处理调整空间，同时保持低黏度对井壁的有力冲刷。

抑制性：本井段机械钻速较快，在振动筛不跑浆的原则下，根据振动筛面返出岩屑以及成型情况，调节补充胶液PF-PLUS浓度，尽快将井浆PLUS浓度提高至设计加量（5kg/m3），同时，循环加入KCl和NaCl，提高井浆浓度至30kg/m3，保证泥浆抑制性，并调节钻井液的活度。

流变性：控制YP≥8Pa。

API滤失量：逐渐降低滤失量至5.0 mL以内。

5.2.2 花港组井段（2750～3151 m）

密度：进入花港组前，逐步调整泥浆密度逐渐提高至1.22g/cm3。

封堵性：井浆提高PF-LSF、PF-LPF含量至30kg/m3，PF-HSM含量至10～15kg/m3，对渗透层和泥岩有良好的封堵，形成坚韧致密的泥饼。

抑制性：高井浆PF-HBA含量至40～70kg/m3，k+浓度维持在10000～20000 mg/L左右，NaCl浓度从10%逐步提高至15%，降低活度，防止泥岩坍塌。

固相控制：将振动筛下层目数更换为140目，同时开启除泥、除砂，离心机降低有害固相。

5.2.3 平湖组、宝石组井段（3151～4740 m）

密度：进入平湖组之前，提高泥浆密度至1.24 g/cm3。

封堵性：维持井浆PF-LSF、PF-LPF含量在30kg/m3以上，逐步提高固壁剂PF-HGW含量至30kg/m3，稳定井壁，改善泥饼质量，减少滤液对储层的伤害。

抑制性：维持k+浓度在13000～15000 mg/L，NaCl浓度15%～20%。

滤失量控制：补充PF-TEMP、PF-SMP HT控制泥浆滤失量至4 mL以下。

高温稳定性：维持5～15kg/m3HFL-T，确保钻井液在高温下性能稳定以及重晶石沉降稳定性。

润滑性：适量补充PF-LUBE168增强泥浆润滑性，减少摩阻。

pH值：维持泥浆的pH值在9，防止煤层酸性气体对钻井液的污染、

储层保护：四开开钻前置换部分泥浆，降低有害固相，减少对油气层的污染，加入封堵剂HGW、LSF改善泥饼质量，加入HSM、HBA提高钻井液对低孔渗储层微纳米孔喉封堵能力，保持NaCl浓度15%～20%以降低钻井液水驱动力，保护储层。

5.3 现场应用效果

5.3.1 钻井液性能稳定

现场应用过程中钻井液流变性能稳定、滤失量低（表8），具有较好的携岩性能和失水造璧性 （图3、图4），泥浆抑制能力强，钻遇泥岩时，钻屑成型，钻进过程中无托压，蹩泵现象发生。完钻后电测、下套管顺利。

表8 H6-1井钻井液性能

图3 振动筛上返砂情况

5.3.2 井壁稳定，井径规则

反渗透钻井液中固壁剂HGW和胶束剂HSM能有效封堵泥页岩微缝隙，提高地层承压能力，配合键合水技术，使钻井液具有反渗透功能，提高井壁稳定性，井径扩大率仅为1.93%。图5井径曲线显示，在2200～2535 m井段，平均井径为13.27in，平均扩大率为8.33%；2661～2880 m井段，平均井径为12.53in，平均扩大率为2.30%；

图4 高温高压失水泥饼

2880～3667 m井段，平均井径为12.28in，平均扩大率为0.25%；3667～3934 m，平均井径为12.10in，平均扩大率为−1.02%；

结合现场钻井液使用情况，本井在2200～2490 m井段，受台风影响，转浆初期，性能未完全稳定，导致该段存在扩径现象；2660 m以后井段，提高了钻井液封堵，引入HGW和HSM加强井壁稳定，井眼比较规则。

图5 H6-1井径曲线

5.3.3 反渗透技术监测和调控

在现场使用过程中，通过活度测定仪随时监测钻井液活度，通过调节钻井液中键合剂HBA及无机盐的含量，来控制钻井液活度，确保活度低于相应地层泥岩活度。从而改变钻井液水驱动力控制井壁稳定。本井通过监测活度，其水迁移驱动力结果如表9。从表9可以看出，渗透压差始终为负值或接近于0。

表9 钻井液活度和水迁移动力

5.3.4 储层保护能力强

反渗透储层保护新技术通过键合剂HBA及无机盐降低钻井液活度，确保活度低于相应地层活度，使其水迁移驱动力为负值或接近零，实现滤液不侵入或减少侵入量，确保井壁稳定和油层保护；另一方面利用反渗透滤液低界面张力特性降低气液流动阻力，有利于返排生产。H6-1井随钻测井显示表皮系数为−1.23，说明该体系对储层无污染，同时本井在完钻后进行了电阻率随钻复测，根据测井解释数据，以2820 m井段对比，随钻测井平均电阻率为2.0Ω，完钻后测井平均电阻率为1.98Ω，期间间隔达3天，对比电阻率数据，两者差别不大，证明滤液侵入较少。

6 结论

（1）室内评价结果表明，反渗透钻井液具有较好的抗温、抗污染、抑制和储层保护能力，对东海低孔低渗储层以及易坍塌地层具有较好的适应性。

（2）反渗透钻井液在H6-1井应用过程中具有优良的抑制性、封堵性，应用井段泥页岩井壁稳定、井径规则，有效解决了东海泥页岩井壁失稳问题，配合低张力、低活度特性，减少了储层的水敏和水锁损害，更好地保护了储层。