玛湖油田胺基钻井液体系应用研究

房炎伟，余加水，吴义成，张蔚，李博，刘裕双，郝维

(1. 中国石油集团西部钻探工程有限公司钻井液分公司，新疆克拉玛依 834000；2. 中国石油集团工程技术研究院，北京 102200)

胺基钻井液体系是一种性能较好的水基钻井液体系，胺基基团半径与黏土晶体的六角形网格相近，可以嵌入黏土晶片氧原子形成的六角形网眼中(胺基基团半径约为0.135 nm，黏土六角形网眼为0.134 nm)，形成一种强键，使水难以进入晶层间，不会引起晶层的膨胀[1]，由胺基处理剂配合形成的胺基钻井液体系抑制能力强，具有“去水化”功能，对降低敏感性泥页岩失稳及提高钻速等具有较好的效果。

玛湖油田是准噶尔盆地的油田，由于井壁不稳定、水平段长等原因[2-3]，钻井复杂情况较多。在改进钻井液技术水平的研究中，将胺基钻井液体系应用到玛湖油田中易发生问题的造斜段及水平段[2-3]，对地层的适应性较好。

1 复杂地层失稳机理研究

玛湖油田钻井过程中易发生复杂问题的地层为克拉玛依组至百口泉组，其中克拉玛依组地层易坍塌掉块，百口泉组地层易井漏。在使用水基钻井液对该区块钻井时，地层崩落掉块、井壁失稳时有发生，井径不规则[3-4]，如玛湖区块某井造斜段3 606~3 636 m，井径扩大率高达51.5%，钻具阻卡频繁，电测遇阻。对克拉玛依组岩样的理化性质和裂缝性质研究表明，其失稳的主要影响因素为钻井液的抑制性与封堵性能[4-7]。

1.1 地层理化性质研究

取克拉玛依组岩样粉碎过筛0.074 mm (200目)，与OCMA膨润土进行对比，按GB/T 20973—2007《膨润土》标准测定亚甲基蓝含量和阳离子交换容量，测定蒙脱石率，再配制成(w)15%黏土悬浮液，测定胶体率，结果见表1。

表1 克拉玛依组岩样理化性能

由表1可见：克拉玛依组岩样的胶体率较高，但蒙脱石率较低，表明岩样表面水化能力较强，渗透膨胀能力较弱，易发生物理化学失稳[4-7]。

1.2 地层裂缝性分析

室温下克拉玛依组岩样经清水浸泡24 h前后的对比见图1。

图1 岩样清水中浸泡前后对比

由图1可见：室温下将克拉玛依组岩样经清水浸泡24 h后，与岩样原样相比，岩样分散成许多碎块，这是由于岩样内部存在较多裂缝，与清水接触后，水沿着这些裂缝进入岩样内部引起岩屑分解。同时，岩样浸泡后发生层理性解理，进一步表明岩样内部原始应力裂缝发育，容易发生裂缝性失稳。

2 胺基钻井液的性能研究

胺基钻井液体系主要由页岩抑制剂、包被剂、降失水剂、封堵剂组成，处理剂分子结构中均含有胺基基团，通过多种处理剂组合形成体系抑制优势。抑制剂XZ-301是一种小分子无规三元共聚物，分子链中含胺基和羧基基团，主要起抑制表面水化作用，胺基小分子部分解离成铵正离子，在化学势差下，进入黏土层间，置换出无机阳离子，促进黏土晶层间脱水，减小膨胀力，压缩晶层，从而抑制黏土水化。包被剂XZ-102是一种高分子无规多元共聚物，含有季胺基和胺基吸附基团，胺基基团能够与页岩、钻屑以及黏土表面形成更强的相互吸附作用，有利于提高抑制性，在钻井液中实现胺基多点吸附岩屑和高分子链包被钻屑的双重效果，有效地包被抑制黏土和钻屑的水化分散，抑制地层造浆。XZ-201是一种多元聚合物降滤失剂，具有较好的抗盐性能，降低滤失量效果好，可调节钻井液体系的流变性，提高体系的动塑比，防止井壁垮塌。抗温降滤失剂XZ-501是一种可变形聚合物，可以在井壁上形成致密的泥饼，有效降低滤失量，稳定井壁。XZ-601是一种乳胶封堵剂，在钻井液中分散的微小封堵剂颗粒可在渗透性或微裂缝地层形成封闭膜，阻止钻井液渗透入地层，并有效降低钻井液滤失量。

由于胺基基团的强抑制作用，以及各胺基处理剂的性能互相协调[6]，胺基钻井液体系对黏土的水化膨胀降低率可以达到93%以上，在解决泥页岩水化引起的井壁失稳中起到重要作用。并且胺基钻井液体系具有低的剪切稀释特征，在较大程度上能降低泥岩对钻柱和钻头的粘附，保障携岩能力，提高长水平井段的井眼清洁性，以及有效地降低摩擦阻力和扭矩。

2.1 钻井液抑制性和封堵性研究

选用优选出的胺基钻井液配方进行抑制性研究。配方(w)为：2%膨润土+0.5% XZ-102+0.5%XZ-201+1% XZ-301+1.5% XZ-501+2% XZ-601+5%KCl+10% NaCl+重晶石。选取克拉玛依组岩芯，根据SY/T 5613—2000《泥页岩理化性能试验方法》进行泥页岩抑制性试验，对比体系为聚磺钻井液体系，试验结果见表2。

表2 页岩膨胀试验

由表2可见：按标准制作的岩芯在2种钻井液体系中浸泡180 min后，胺基钻井液体系的页岩膨胀率远低于聚磺钻井液体系，表明胺基钻井液体系具有较好的抑制性。

在120 ℃下热滚24 h，岩芯滚动回收率试验结果见表3。

表3 岩芯滚动回收率试验

由表3可见：胺基钻井液中岩芯滚动回收率较高，表明胺基钻井液除了抑制性强之外，还能有效封堵微裂缝，对控制克拉玛依组地层的泥页岩水化分散和封堵作用强，可以促进稳定井壁[4-9]。

2.2 钻井液封堵性研究

钻井液对石炭系地层的封堵作用可采用砂床滤失试验进行评价。采用高温高压滤失仪(GGS42-2A型，青岛普德)，将高温高压滤失试验中的滤纸换成砂层，使用经清水洗净后烘干的砂子(0.12~0.25 mm)，在压力机中加压10 MPa，保持30 min，再装入底座，上层加入钻井液，按测试API滤失量的方法加压测试滤失量和滤液进入砂床的深度。试验温度120 ℃，试验时间30 min，试验结果见表4。

表4 砂床滤失试验结果

由表4可见：砂床滤失试验中钻井液侵入砂床深度不足5 cm，表明在井下环境中钻井液具有较强的封堵作用。

综上分析，钻井液对石炭系破碎岩层侵入程度低，配合提高封堵剂含量，加强地层胶结作用，同时配合抑制性和流型调节减轻冲刷效果，对裂缝性地层可起到较强的稳定作用。

2.3 钻井液水力学研究

钻井液的流型、水力参数、剪切稀释性应能满足稳定地层、悬浮携岩的要求，在水平井段钻井的情况下，还需考虑采用适当的钻井液水力学参数，以避免对地层冲刷作用过大造成井径不规则，使得定向工具面不稳定、托压严重等问题，还需要求钻井液具有良好的抑制造壁、防塌、润滑性、储层保护及有利于清除岩屑床等性能。

根据玛湖油田地层的压力情况，在胺基钻井液基础配方中加入重晶石至密度1.60 g/cm3，再进行流变性研究[10]，滚动老化试验条件为120 ℃，时间为16 h，试验结果见表5。

表5 钻井液流变性能表

由表5可见：钻井液体系高温滚动老化试验前后体系的黏度、切力、中压及高温高压滤失量稳定，流变性能好，动塑比高。

根据钻井液配方热滚后的流变性数据进行水力学计算，采用宾汉流体模型，计算环空钻井液雷诺数，钻头尺寸选择117.5 mm，井眼扩大率为10%，钻杆直径73 mm，钻井泵排量7 L/s。

根据宾汉方程：

环空流雷诺数方程：

式中：τ——剪应力，Pa；

τ0——屈服值，Pa；

ηp——塑性黏度，Pa·s；

γ——剪切速率，s-1；

Re——雷诺数；

ρ——密度，kg/m3；

Dh——井眼直径，m；

D0——钻杆外径，m；

V——流速，m/s。

代入数据计算可得：Re=2 200。

依据钻井液流态判定准则，Re＞2 100为紊流，Re＜2 100为层流，胺基钻井液处于紊流向层流的过渡段，是一种平板型层流的流型，一方面近井壁地带流线呈平行态，流速低且不易形成滞留区，另一方面环空中相邻层面流线间剪切作用大，流体呈整体向前推动型态，钻屑在此流体中不易下沉，对防止形成岩屑床有利。

2.4 储层保护效果

玛湖油田克拉玛依组水平井段长度超过1 000 m，是主要储层段，需对其储层保护效果进行研究，采用岩芯渗透率试验[8]，试验条件为压差3.5 MPa，温度60 ℃，剪切速率150 s-1，时间4 h，试验结果见表6。

表6 岩芯渗透率试验

由表6可见：经过2组平行试验，胺基钻井液的渗透率恢复值都达到了85%以上，岩芯渗透率恢复值越高，表明对储层伤害程度越小，表明该钻井液可以满足玛湖油田的储层保护要求。

3 现场应用研究

3.1 复杂地层概况

胺基钻井液试验井为MaHW6300井，重点井段是三开井段，易出现钻井复杂，地层为克拉玛依组、百口泉组。克拉玛依组地层岩性以灰色泥岩为主，夹泥质细砂岩，百口泉组地层岩性以泥质砂岩、泥质粉砂岩含砾细砂岩、砂砾岩为主。

三开井段自3 502 m开始造斜，3 807 m进入水平井段，设计完钻井深为4 869 m。井眼直径为117.5 mm，采用常规MWD定向钻具组合。

三开井段设计钻井液密度为1.40~1.60 g/cm3，克拉玛依组地层压力高，易发生井壁失稳，钻进中普遍存在掉块垮塌现象。下部百口泉组是主要储层，裂缝发育，常发生钻井液漏失。

3.2 胺基钻井液体系应用情况

MaHW6300井二开、三开采用胺基钻井液体系，二开施工情况顺利，无事故、无复杂，在二开完井后循环调整钻井液性能，达到三开密度、流变性等要求后开钻。三开井段地层最高温度约为112 ℃，井温高、密度高、地层情况复杂，钻井液调控重点是抑制性、抗温降滤失性能和保持良好流变性能。

克拉玛依组地层的施工重点是加强钻井液的强抑制性和封堵性，控制因物理化学因素导致的地层失稳，在易坍塌井段采用设计密度上限以平衡井眼最大主应力[4-9]。百口泉组地层的施工重点是控制好钻井液流变性，保障水平井段岩屑携带效果，防止水平井下井壁岩屑堆积[10]，并保持有效的油层保护剂含量，做好储层保护措施。

在三开井段全面调整钻井液性能达到设计要求后开钻，起始钻井液密度采用1.55 g/cm3，钻进至克拉玛依组易坍塌井段密度提高至1.60 g/cm3，三开井段的钻井液应用性能见表7。

表7 钻井液现场应用性能

由表7可见：在现场施工中，胺基钻井液性能较为稳定，可根据施工要求进行调整，调整后性能保持较好，全井无施工复杂现象，易于现场施工，表明该钻井液体系与玛湖油田三叠系地层的相容性较强。

现场钻井液应用性能较符合设计体系流型，钻井过程中无发生井壁失稳，携岩性能正常，定向钻进过程中无严重托压现象。

水平井段在长1 100 m的施工中钻井液屈服值高，动塑比高，钻井摩阻低，起下钻畅通，表明胺基钻井液流变性能好，对水平井段的井眼净化能力强，由此提高了钻速，全井平均钻速为7.02 m/h，井径扩大率6.29%，相较于该区块平均钻速5.88 m/h有明显提高。

4 结论

1)玛湖区块主要复杂层位为克拉玛依组和百口泉组，克拉玛依组表面水化能力较强，易发生硬脆性失稳；百口泉组地层裂缝发育，易发生井漏。

2)胺基钻井液体系的研究表明：体系抗温能力良好，抑制性和封堵能力强，对易坍塌的克拉玛依组岩芯有较强的抑制作用，水力学特征符合平板型层流特征。

3)胺基钻井液现场应用表明：胺基钻井液的流变特性好，性能稳定，长水平井段井眼净化能力强，泥页岩地层未发生井眼坍塌问题，对提高钻井效益有较高效果。