泸203井钻井液技术优化研究*

吴 虞，何 淼

（1.中石化 江汉石油工程有限公司 钻井一公司，湖北 潜江433100；2.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉430100）

泸203H5位于四川泸县的国家级页岩气示范区长宁区块，该平台下层侏罗中沙溪庙组为风化砂质泥岩，抑制性差，开眼井段易发生垮塌和井漏[1-3]。大安寨～马鞍山组有挂卡现象，密度1.30g·cm-3，举砂返出大量岩屑，密度提高至1.50g·cm-3恢复正常；嘉陵江组密度1.68g·cm-3起钻挂卡，重浆举砂返出0.5m3；长兴组密度1.54g·cm-3，上提钻具困难，三次重浆举砂返砂0.7m3；茅口组密度1.75g·cm-3，挂卡严重，浆举砂2次，返砂0.5m3。现场钻井液存在抑制性不足的问题，钻进过程中遇泥岩水化造浆严重，黏切高进而引起激动压力增大，漏失风险高；同时封堵性不佳，滤失量大，井眼垮塌风险大。亟需提出针对性优化措施，解决井下复杂问题[4-6]。

1 现场钻井液性能评价

1.1 基本性能

取现场二开完钻井浆进行性能测试，密度为2.10g·cm-3，根据流变参数判断现场钻井液属于典型高切力流型，终切达到18Pa，井浆静置一段时间后再开泵会有明显激动压力升高现象，大大增加了漏失风险。且滤失量较大，API滤失量达8.2mL，控滤失效果差，过多滤液进入到地层中引起孔隙压力变化是造成井壁失稳的关键因素之一，亟待改进。

1.2 抑制性能

现场使用的钻井液抑制性不佳，会导致钻屑造浆而引起钻井液增稠，尤其对于砂泥岩地层，抑制性不足极易产生泥包钻头现象，进而引起压差卡钻、憋扭矩、憋泵等情况。将现场钻屑烘干粉碎过100～200目筛，评价现场钻井液被不同浓度钻屑污染后的性能。结果表明：现场钻井液抗钻屑污染能力差，10%钻屑污染下性能就急剧恶化，粘切大幅上涨，表观粘度达65mPa·s，上涨率超过40%，终切达到27Pa；20%钻屑时表观粘度达82mPa·s，滤失量也随之上涨，钻进过程中大量的钻屑污染下钻井液的抑制性能得不到保证就会造成黏切激增，进而造成ECD增大容易压漏地层。

1.3 封堵性能

室内借助渗透封堵仪（PPT），采用砂盘替代传统滤纸，模拟了现场钻井液对地层岩石的封堵能力。结果得出压差在3.5MPa下，现场钻井液砂盘滤失量就达到了35mL，泥饼厚5.0mm，且比较虚，毫无韧性，极易在起下钻过程中被破坏而无法起到保护井壁的作用。提高压差至6.98MPa时，滤失量更是上涨至80.0mL，泥饼厚度增至9.0mm，封堵承压效果差，亟待改进。

2 现场钻井液配方优化

2.1 抑制剂优选

在钻井作业中，对于高含泥岩地层的钻井液，要提高钻井液抑制能力，以防止高泥岩地层造成钻井液增稠的现象出现，避免憋压、憋扭矩、钻头泥包、卡钻等问题产生。室内通过优选一种新型强抑制剂配合包被剂FA367和无机盐来抑制黏土水化分散和钻屑造浆，以此提高钻井液体系的抑制能力和流变稳定性。

KCl抑制剂通过K+压缩黏土颗粒双电层，抑制黏土颗粒表面对于水化阳离子的吸附，从而导致黏土表面产生的水化膜减薄，电动电位降低而不易膨胀。

室内通过滚动回收率和线性防膨率实验，对抑制剂进行了对比优化，结果见表1。

表1 抑制剂优化评价Tab.1 Evaluation of inhibitor optimization

由表1可见，最终得出采用2%强抑制剂+5%KCl+0.3% FA-367的混合配比时，滚动回收率和线性防膨率均最高，可有效改善体系的抑制能力。

2.2 封堵剂优选

现场钻井液封堵承压能力差，室内借助渗透封堵仪（PPT），通过封堵试验，对常用的封堵剂进行了筛选优化，得出当6% SPNH+6% SMP-3时，压差在3.5MPa的砂盘滤失量为16mL，泥饼厚3mm。提高压差至6.98MPa时，滤失量仅25.0mL，泥饼厚度为5mm，封堵承压效果最佳。

3 钻井液性能优化与评价

根据现场钻井液存在的问题，室内通过多项实验优化了钻井液性能，优化配方为：400mL清水+5%～7% SPNH+5%～7% SMP-3+4%～6% KCl+0.2%～0.4%FA-367+2%～3%强抑制剂+0.2%～0.3% DS-302+3%～5% FRH+0.3%～0.5% CaO。通过该优化配方与现场老浆进行一定比例的混配，以改善现场钻井液抑制性和封堵性。经研究，优化配方与现场老浆按照1：1体积混合时，改造后钻井液性能大幅降低了老浆的结构强度，减少了新钻井液的配制量，优化了钻井液体系性能。

3.1 流变性能评价

室内按照要求配制新浆配方，与老浆按照1∶1比例混合，后加重至密度ρ=1.90g·cm-3，在60℃下测流变，120℃热滚16h。

表2 实验结果表明，改造后的钻井液表观粘度显著下降，老化前后性能稳定，具有高密度低粘低切的特点，且API失水量＜2mL，滤失量小，能有效稳定井壁，性能良好。

表2 钻井液优化前后性能评价Tab.2 Performance evaluation of drilling fluid before and after optimization

3.2 钻井液滚动回收率实验

室内开展了滚动回收率实验，对改造后的钻井液进行了抑制性评价，并与老浆进行对比。在钻井液中加入6～10目烘干后的钻屑，120℃热滚16h，开罐后经40目标准筛过筛后使用烘箱烘干，温度为105℃，称量钻屑质量后计算滚动回收率；重复第一次滚动回收率的实验操作，对剩余钻屑继续老化后过筛、烘干、称量，即得到二次回收率。

由表3数据得出，优化钻井液中钻屑的一次回收率为95.8%；二次回收率为91.1%，结果表明，优化后的体系具有较强的抑制性。

表3 钻井液优化前后抑制性评价Tab.3 Evaluation of inhibition before and after optimization of drilling fluid

3.3 钻井液抗污染能力

室内评价了优化钻井液被不同浓度钻屑污染后的性能，结果见表4。

表4 抗污染性能评价Tab.4 Evaluation of anti-pollution performance

由表4数据可知，在10%钻屑污染下，优化后的钻井液体系表观粘度上涨率显著下降，在15%以下；20%钻屑加量时钻井液性能依然稳定，粘切上涨幅度不大，滤失量有略微上涨，但在3mL以下，结果表明，改造后钻井液抑制钻屑造浆能力强，抗钻屑污染能力强。

3.4 封堵性能评价

室内测试了优化后钻井液的封堵能力，压差在3.5MPa的砂盘滤失量仅为8mL，泥饼厚1.5mm；压差为6.98MPa时，滤失量仅13.0mL，泥饼厚度为2.5mm，封堵承压效果显著。

表5 封堵性能评价Tab.5 Plugging performance evaluation

4 现场应用

泸203H55-4井地理位置在四川省泸州市泸县喻寺镇齐心村,该井在三开使用改造后的钻井液体系，体系密度约为1.9～2.1g·cm-3，钻井过程中循环的钻井液粘、切均较稳定，钻井液体系流变受钻屑侵入的影响较小，整个井下施工过程非常顺利，无显著增粘、憋泵、卡钻等复杂问题发生。现场钻井液实际性能见表6。

表6 正常钻进井浆性能Tab.6 Normal drilling mud performance

5 结论

（1）针对泸203H5现场钻井液抑制性和封堵性不足的问题，通过筛选抑制剂和封堵剂，优选了改造配方，与现场老浆按1∶1混配后，大幅降低了老浆的结构强度，增强了体系的抑制性和封堵性，减少了新钻井液的配制量，优化了钻井液体系性能。

（2）改造后的钻井液体系大幅降低了老浆的黏度和切力，表观粘度降为18mPa·s，滤失量＜2mL，体系抑制钻屑分散和造浆能力显著提高，滚动回收率大于90%，20%钻屑污染后体系粘切均在合理范围内，且形成的封堵层承压能力强。

（3）现场203H55-4井使用该优化体系后，流变性稳定，抑制封堵性强，应用效果良好。