反渗透钻井液在东海油气田M7 井的应用

陈 晨，陈 波，付顺龙，陈忠华，谭枭麒，王 荐

（1.中海油服油田化学事业部上海作业公司，上海 200335；2.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北荆州 434000）

东海油气田具有十分巨大的勘探开发潜力[1，2]，但是在花岗组储层段的钻井过程中，经常发生起下钻遇阻，划眼困难，憋泵憋顶驱现象[3-5]，影响了安全钻进，推高了开发成本[6]。同时，由于储层低孔低渗的特点，储层发现困难，且极易受钻井液污染导致产量降低[7-9]。因此，有针对性的研发一套钻井液体系，提高钻井效率，减少井下复杂情况的发生，保护储层，释放油气产能，对东海油气田的快速高效开发，具有十分重要的意义。

1 技术难点分析

通过调研邻井钻井资料及试油试气结果，M7 井的钻井技术难点主要包括以下几个方面：

1.1 花岗组中下部井段泥岩水化严重

在钻入花岗组中下部井段时，钻井液黏切上涨明显，在短时间内漏斗黏度由49 s 上涨至58 s，PV 上涨10 mPa·s，表明H3 井段泥岩极易水化，造成钻井液般土含量上升，黏切上涨。钻井液性能不佳会进一步诱发井下复杂情况的发生。

1.2 起下钻遇阻

邻井主要复杂情况为起下钻遇阻，深度为4 100～4 261 m 井段多次出现划眼困难，憋泵憋顶驱。划眼过程中，砂岩段划眼相对较好，划眼困难多数发生在泥岩段，由钻具和钻头剐蹭返出小的泥岩薄片，棱角分明，质地偏硬，且扎手。

1.3 储层保护

根据井壁取心结果，储层段孔隙度范围10.9%～15.3%，渗透率范围7.4～13.7 mD；根据测井解释结果，储层段孔隙度范围10.6%～14.8%，渗透率3.0～13.4 mD。测试结果均表明储层属于低孔低渗储层，易受外来流体污染导致储层伤害。

2 室内研究

2.1 复杂情况分析

针对邻井出现的复杂情况，对花岗组的岩屑进行测试化验分析。

2.1.1 阳离子交换容量 对邻井花岗组岩屑进行了黏矿分析和CEC 测试（见表1），花港组泥岩黏土矿物含量较高超过40%，且以伊蒙混层矿物为主，混层比超过50%，且阳离子交换容量大，由于岩石阳离子交换容量越大，其带负电量越多，水化膨胀分散能力越强[10]，因此花港组地层泥岩具有较强的水化分散性，造浆性强，实钻过程中容易造成泥浆黏切上升，般土含量上升显著。

表1 岩屑黏土矿物分析及CEC 测试

2.1.2 岩心对K+的敏感性 为了控制黏土水化，提高钻井液的抑制性，通常在钻井液中加入K+以降低钻井液的水化分散程度，但是，通过对比钻井液中不同K+浓度下岩心的强度变化情况（见表2），可以看出随着KCl 量的增加，岩石浸泡后强度逐渐增大，但在3%加量以下强度上升幅度较小，而超过3%以后，岩石浸泡强度上升较显著，这就使得现场井壁变得更“硬”，同时在轨迹不好或狗腿度较大的地方造成钻具通过困难。

表2 不同KCl 加量下岩心浸泡后强度变化

2.2 技术对策

根据对现场复杂情况的分析，在M7 钻井过程中，在钻井液上采取以下技术对策，以满足安全快速钻井的工程需要和提高钻井过程中的储层保护效果。

2.2.1 提高钻井液包被性 通过将包被剂的加量提高至0.5%～0.8%（见表3），对体系流变影响不大，且热滚回收率达到90%以上，具有较强的抑制包被性，控制泥岩的水化分散。

表3 不同包被剂加量下滚动回收率变化

2.2.2 调整钻井液抑制性 通过采用键合剂HBA 与NaCl 配合使用的方式，调整钻井液的抑制性（见表4），使钻井液由使用KCl 通过“镶嵌作用”产生的“硬抑制”转变为键合剂与金属离子协同控制的“软抑制”，使体系滚动回收率保持在90%以上的同时，井壁不硬化，便于钻井过程中起下钻。

表4 不同抑制剂加量下滚动回收率变化

2.2.3 增强钻井液封堵性 针对储层低孔低渗的特点，采用微纳米封堵剂PF-HGW 与PF-HSM 进行封堵，同时，通过测试不同封堵剂之间的级配关系（见表5），发现封堵剂PF-LPF 与微纳米封堵剂配伍性良好，有助于控制钻井液体系的滤失量。

表5 不同封堵剂加量下钻井液滤失量变化

2.2.4 处理剂协同作用，形成反渗透效果 反渗透钻井液体系通过借鉴油基钻井液封堵、活度平衡原理[11，12]，使钻井液具有反渗透功能。该技术应用了微纳米级封堵材料胶束剂HSM 和固壁剂HGW 对泥岩微纳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 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[13]。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（见图1）。

图1 反渗透钻井液作用机理

2.3 体系构建

通过室内评价优化，确定反渗透钻井液配方为：3%海水般土+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.5%LVPAC+0.8%PF-PLUS+2%PF-SMP-HT+2%PF-LPF+2%PF-HGW+2%PF-HSM+8%PF-HBA+15%NaCl+2%PFLUBE168，重晶石加重至1.4SG。

3 现场应用

根据室内研究所形成的反渗透钻井液体系在M7井成功应用，在应用过程中，反渗透钻井液体系显示出了以下特点：

3.1 钻井液性能稳定

在钻井过程中，反渗透钻井液保持了稳定塑性黏度（见图2），说明钻井液流变性易于调控，受钻屑污染影响小，具有较强的抑制性能。

图2 M7 井311.15 mm 井段钻井液性能曲线

3.2 抑制性强，携砂能力好

反渗透钻井液采用0.8%PF-PLUS、8%键合剂PFHBA 和15%NaCl 进一步提高了体系的抑制能力，钻遇泥岩时，钻屑成型；同时增强了钻井液携砂能力，钻井过程中动塑比、低剪切速率值合理，应用井段动塑比在0.35 以上，携岩能力强，井眼清洁，返砂情况良好（见图3）。

图3 M7 井3 580 m 返砂情况

3.3 井壁稳定效果突出

使用键合剂与NaCl 的“软抑制”，降低KCl 加量，控制K+浓度在0.5%以下，配合键合水技术，减缓了地层岩石的深部水化膨胀，提高了井壁稳定性。井眼清洁，一次下钻到底。钻井期间进行七次起钻均能实现直提，体现出优异的井壁稳定性和井眼清洁能力，套管一次顺利下到位。

3.4 井下复杂情况少，钻井时效大幅提高

通过配方优化，优化KCl 加量，减少了因钾离子的镶嵌抑制导致的井壁硬化问题，通过键合剂技术微纳米封堵技术，以及活度调节技术，使得泥浆的抑制性进一步提高，井径规则且井壁稳定，起下钻作业顺利，起下钻时效显著提高。本井311.15 mm 井段起下钻划眼时间仅为21 h，比1-1 区块前期已钻井的划眼时间大幅减少，与划眼时间最少的M9 井相比，划眼时间减少57.8%（见图4），且起钻效率提高达到1 倍以上，大幅提高了钻井时效。

图4 M7 井与邻井起下钻划眼时效对比

3.5 储层保护效果显著

钻进中储层段气测显示活跃，最大限度解放油气藏，在H4 地层又评价确定出新的数十米油气层，实现了地质发现的要求。

M7 井在投产产量为配产的3 倍，且采用不同工作制度后，油压稳定，这表明反渗透体系储层保护效果显著，能够最大限度保障油气流动通道的顺畅，有效解放油气藏，大幅提高油气井产量。

4 结论

（1）通过对花岗组黏土矿物特点进行分析，优化钻井液包被抑制性能，将K+镶嵌作用的“硬抑制”转变为键合剂和盐协同作用的“软抑制”，在满足抑制效果的前提下降低钻井液中K+含量，防止井壁过度硬化。

（2）借鉴油基泥浆油基钻井液活度平衡和半透膜理论，形成微纳米封堵和键合水技术，使水基钻井液具有类似油基钻井液的反渗透能力。

（3）反渗透钻井液体系在M7 井成功应用，在钻进过程中，钻井液流变性能稳定，抑制性强，携砂能力好，井壁稳定，井下复杂情况少，七次起钻均实现直提，起钻效率提高达到1 倍以上，大幅提高了钻井时效；投产初期产气量达配产3 倍以上，能够有效释放油气井产能，满足东海油气田勘探开发需要。