XX-1-B32超低压井钻井液技术研究与应用

向雄，张立权，杨洪烈，刘喜亮，易鹏昌，彭天军

中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东 湛江 524057

为了让老油田重新焕发活力，越来越多压力衰竭区域迎来改造和调整。由于压力因数低，钻井液密度高，在高压差下钻进存在井下漏失、卡钻、卡套管、储层损害等作业风险[1-3]。张万栋等[4]针对压力衰竭储层对无固相钻井液用屏蔽暂堵技术进行了改良，强化了体系暂堵性能，提高了承压能力，成功解决了低压储层易漏失的难题。马双政等[5]针对NH油田二期调整井压力衰竭地层形成高压差带来的储层保护难题，优化了暂堵剂粒径分布和比例，提高了钻井液封堵效果，保护了低压储层。赵建等[6]针对南海莺歌海盆地崖城13-1油气田陵三段地层压力衰竭、压差较大容易产生漏失的问题，对钻井液体系封堵性能进行了优化，同时优选了合适的暂堵材料类型和粒径分布，实现了低压地层有效封堵，避免了井漏。相关技术的开发和应用为解决压力衰竭储层复杂问题提供了借鉴，但高压差储层钻井仍然存在很多问题。XX-1-B32井是位于南海北部湾海区的一口调整井，区域构造位于北部湾盆地北部拗陷涠西南凹陷中西部，目的层为涠洲组四段(以下简称涠四段)，褐灰色富含油细砂岩、油浸细砂岩、灰色油斑细砂岩、细砂岩及泥质粉砂岩与杂色泥岩不等厚互层。该井属于压力衰竭储层，最低压力因数0.43，最高压力因数1.16，最大压差高达35MPa，具有超低压、多套压力存在于一个井段的特点。钻井液的封堵效果、提承压能力和储层保护能力面临考验，为此开展强封堵且具有优异储层保护性能的钻井液体系研究对解决现场问题具有重要指导作用[7-11]。

1 XX-1-B32井钻井作业难点

1.1 地层特征

表1 XX-1-B32井涠洲组四段地层黏土组分及分析Table 1 Composition and analysis of clay in the fourth member of Weizhou Formation of well XX-1-B32

室内采用X射线衍射对涠四段地层黏土组成进行了分析，结果见表1。由表1可知,伊-蒙混层质量分数在36%以上，伊利石质量分数27%～31%，高岭石质量分数10%～17%，间层比30%，说明该地层属于中等偏强分散型、中等偏弱膨胀型地层，主要需要控制钻井液的包被性能，防止钻屑分散。对于储层段而言，还需要特别控制体系的滤失量，防止滤液进入储层中，造成储层微粒运移，影响储层保护性能。

1.2 施工难点分析

XX-1-B32井钻井施工的主要难点在于该井属于压力衰竭储层，最低压力因数0.43，最高压力因数1.16，具有超低压、多套压力存在于一个井段的特点。在高达35MPa左右的压差下钻进，存在井下漏失、卡钻、卡套管等作业风险。同时该井储层为中孔中渗油藏，黏土矿物含量高，且富含分散性强的伊-蒙混层、伊利石，微结构松散，易发生微粒运移；在井漏与高压差条件下，易发生水敏及水锁伤害，影响气田产能。因此，这对该井钻井液的封堵效果、提承压能力和储层保护能力都提出了较高的要求[12]。

2 钻井液配方确定

2.1 体系的选择

XX-1-B32井钻进层段埋藏较深，层位主要是涠四段，且预计储层压力因数为0.67，为低压储层，开钻泥浆相对密度为1.26。考虑到涠四段下部可能存在异常高压层[12]，压力因数1.33，会同时出现低压层和异常高压层，因此需要加强泥浆的封堵性，提高低压层的承压能力。另外为了保证井眼清洁，需控制聚合物高分子的加量，以确保钻井液良好的携砂流变性。PDF-PLUS/KCl钻井液是一套在现场广泛使用的钻井液体系，该钻井液具有很强的防塌抑制性、良好的携砂带砂流变性、较好的温度稳定性和满足作业要求的润滑性。根据现场作业情况并结合该井超低压的特点，选择采用PDF-PLUS/KCl体系，并对该体系进行了配方优化。

2.2 成膜封堵剂的优选

XX-1油田的类似地层作业中，发现一些砂岩地层的高渗漏导致的钻井作业问题，需要强化钻井液的封堵成膜和渗漏控制能力。为了保证钻井作业的安全高效，对现场常用的封堵剂进行了优选。在对各种成膜封堵剂进行筛选的过程中，采用2种成膜封堵剂联合作用，将成膜封堵剂的单剂各取2%引入到体系中来作定量的复配，优选出更优处理剂配比，筛选结果见表2，可以看出，2%PF-LPF-H+2%PF-GBL(配方中的百分数为质量分数，下同)复配后钻井液体系的高温高压滤失量有明显的降低，且其对钻井液体系的黏切没有做较大的改变。因此该钻井液体系的成膜封堵剂采用2%PF-LPF-H+2%PF-GBL。

表2 成膜封堵剂复配优选Table 2 Optimal combination of film-forming plugging agent

注1：基浆配方为2%海水膨润土浆+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.15%XC+3%PF-GJC+3%KCl+重晶石(密度为1.41g/cm3)。

注2：NФ6、NФ3分别为六速旋转黏度计6、3r/min对应的读值，下同。

2.3 包被降滤失剂的优选

室内以钻井液+2%PF-LPF-H+2%PF-GBL为基础配方，采用PF-PAC-LV和PLUS作为包被降滤失剂进行复配，优选出最优加量，试验结果见表3。由表3中试验数据可得，包被降滤失剂的加量为0.5%PF-PAC-LV+0.4%PLUS组合时，钻井液的黏切在合适范围内，岩屑回收率达94%，且滤失量最低，展现了良好的包被降滤失性能。

表3 包被降滤失剂的优选Table 3 Optimization of coated filtrate reducer

图1 涠洲组四段储层岩心薄片高清分析Fig.1 High-definition analysis of reservoir core slices in the fourth member of Weizhou Formation

2.4 暂堵剂优选

室内对XX-1油田涠四段储层岩心进行了岩心薄片高清分析(见图1)。分析得出，该涠四段储层孔隙度较大，渗透率高，且连通性较好，黏土质量分数高，属于中孔中渗地层。涠四段储层孔隙度12.8%～19.7%，平均16.1%；渗透率14.3～659mD，平均118.3mD。根据现场地层分析，采用在钻井液配方中添加多个不同目数的PF-QWY进行屏蔽暂堵[13,14]。室内利用软件分析得出，PF-QWY目数配比为800目∶400目=3.35∶1时，封堵喉道实施暂堵的效果最佳。

室内通过对多种关键处理剂的筛选，对XX-1油田的天然岩心进行试验评价与暂堵剂的粒径级配分析，最终得到了适合该油田超低压井的PDF-PLUS/KCl钻井液体系，其优选配方为：2%现场海水膨润土浆+0.2%烧碱+0.2%纯碱+0.5%PF-PAC-LV+0.4%PLUS+0.15%增黏剂+3%PF-GJC+2%PF-GBL+2%PF-LPF-H+5%KCl+3.5%PF-QWY(目数配比800目∶400目=3.35∶1)+重晶石(密度为1.41g/cm3)。

3 钻井液性能评价

3.1 基本性能评价

将该钻井液在120℃条件下热滚16h，评价其基本性能，试验结果见表4。可以看出，钻井液的热滚前、后流变性能稳定，高温高压滤失量低(8.2mL)，满足钻井需求。

表4 钻井液的基本性能评价结果Table 4 Basic performance evaluation results of drilling fluid

3.2 高温高压滤失性

取邻井涠四段13#、8#岩心进行PDF-PLUS/KCl钻井液配方的高温高压滤失试验，试验压差范围为3～26MPa。试验步骤如下：①清洁和烘干岩心；②在真空中将岩心浸泡在过滤后的10%氯化钠盐水里；③将岩心装进高温高压渗透率测试仪，模拟井下情况，加围压至30MPa，加温至120℃，测量初始渗透率；④在设定的不同压差情况下测量PDF-PLUS/KCl钻井液的侵入情况，记录不同压差下0.5h滤失量和26MPa下24h滤失量。 结果见表5。

表5 高温高压滤失试验Table 5 High temperature and high pressure filtration experiment

由表5可知，PDF-PLUS/KCl钻井液在高温高压差条件下，压差越高、滤失量越大，侵入时间越长、滤失量越大；但钻井液在26MPa压差下24h滤失量仅为10mL左右，滤失量仍在较低范围内，表明该体系具有良好的封堵效果。分析原因可知，该钻井液体系在滤失过程中，可使泥饼表面形成一层保护膜，形成的泥饼薄而致密，阻止了滤液的进一步渗透，起到了较好的暂堵效果。

3.3 储层保护性

3.3.1 岩心污染

根据钻井液损害岩心时动滤失量与时间的关系，采用式(1)计算滤液侵入的深度：

(1)

式中：rd为侵入深度，m；V为单位面积岩心滤失量，m；φ为岩心孔隙度，1；rw为井眼半径，m；ψ为顶替效率，%。

室内依照SY/T 6540—2002标准，在PDF-PLUS/KCl钻井液动态污染(100℃×3.5MPa，污染125min后)的情况下，模拟计算滤液的侵入深度，试验结果见表6。可以看出，浸泡时间越长，滤液的侵入深度越深。

表6 岩心污染试验评价Table 6 Experimental evaluation of core pollution

3.3.2 渗透率恢复

室内分别使用人造岩心和XX-1油田天然岩心进行了渗透率恢复试验，结果见表7。可以看出，人造岩心G54被PDF-PLUS/KCl钻井液污染后，直接返排的渗透率恢复值较低，仅为68%左右，但污染段截取0.5cm后渗透率恢复值可达86%；XX-1油田13#天然岩心污染后直接返排渗透率恢复值较低(仅为63.19%)，截取0.5cm后渗透率恢复值达到85%以上；而17#天然岩心直接返排渗透率恢复值达到了70.34%，截取0.5cm后渗透率恢复值达到了89.56%。这说明采用射孔完井的方式，PDF-PLUS/KCl钻井液具有良好的储层保护效果。

表7 渗透率恢复试验数据Table 7 Experimental data of permeability recovery

4 PDF-PLUS/KCl钻井液技术现场应用

XX-1-B32 井涠四段储层钻前预测储层孔隙压力因数为0.67，钻后评价储层孔隙压力因数最低为0.43、最高为1.16，钻井过程中最大井底压差达35MPa，存在井漏、压差卡钻等诸多风险。现场在使用PDF-PLUS/KCl钻井液的同时，结合了降低压差、加强封堵及工程措施等多种施工方法，对该储层段起到了较好的保护效果。

图2 钻井液密度随井深的变化Fig.2 Changes of drilling fluid density with well depth

4.1 降低压差

使用低密度(1.26g/cm3)开钻钻井液。钻进过程中由于钻遇多种压力因数地层，逐步提高密度至1.30g/cm3，完钻后短起下，泥岩应力缩径，逐步提高密度至1.41g/cm3平衡应力(见图2)。

4.2 加强封堵

进入涠四段储层前，提高PF-LSF、PF-GBL、PF-LPF-H和PF-QWY质量分数，分别加至4.5%、3%、1%和4%，其中PF-QWY目数配比按800目∶400目=3.35∶1搭配，确保钻井液具有良好的封堵性。

进入涠四段储层后，严格控制钻井液的高温高压滤失量<5mL/(30min)，以获得高质量的滤饼屏蔽井壁；同时，边钻进边按比例维持以150～250kg/h速度加入PF-QWY，以补充PF-QWY的损耗。

4.3 工程措施

1) 控制钻进排量和机械钻速，以获得较低的井底钻井液当量循环密度即ECD值。

2) 为了降低激动压力，要控制开泵速度。如果钻井液长时间静止，可选择分多段打通和循环钻井液，通过上述多种措施减少井漏情况的发生。

4.4 现场应用效果

1)井眼净化良好。∅215.9mm井段长529m，起下钻顺利、下尾管顺利，裸眼起钻速度124m/h，∅7in尾管带26个扶正器，下入速度264.5m/h。

2)提高地层承压能力强。钻井作业中最大井底压差高达35MPa，未发生漏失，泥饼承压能力强。

3)储层保护效果好。随钻测压作业共测19个点，有效点18个，压力在几分钟内恢复，滤液侵入深度浅、量少。说明PDF-PLUS/KCl钻井液对超低压储层的保护效果良好。

5 结论

1) 通过对关键处理剂的筛选，构建了一套适合超低压井的PDF-PLUS/KCl钻井液体系，可以达到良好的封堵效果，在井壁周围形成高质量的滤饼，提高地层漏失压力，降低井漏风险。

2) PDF-PLUS/KCl钻井液室内试验结果及实际应用效果证明其具有良好的封堵性和储层保护效果。

3) 钻井作业过程中，加强钻井参数的监测，通过控制起下钻速度、开泵速度、分段循环及机械钻速、加强固控等钻井措施，可最大程度地降低井底ECD值和井底压差，降低井漏的风险。