渤中34-X 区块储层保护钻井液技术研究及应用

宋晓伟

（中海油服务股份有限公司油田化学事业部，天津 300452）

BZ34-X 区块储层段为沙河街组沙一段，油藏埋藏较深，地层微裂隙非常发育，易坍塌，具有低孔中渗的特征，岩心分析孔隙度分布在10.1%～15.7%，平均孔隙度12.7%。该地层在沉积过程及成岩后，溶解作用形成了部分溶蚀孔与溶蚀微裂缝，钻井液滤液通过微裂缝侵入地层，导致泥页岩水化膨胀，进而导致岩石内部相互挤压，在井壁薄弱处随着地应力释放而产生剥落掉块，造成井壁失稳等问题[1]。传统的钻井液体系不能满足在保证防塌的同时有效的保护储层，同时，由于该区块采用传统套管完井，产量不能达到配产要求。针对渤中区块沙河街特点，本文开发出一套新型强抑制储层保护钻开液，以甲酸钾和海水1:1 混合为连续相，采用逐级拟合充填技术，保留裸眼完井对储层保护的优势，同时有效抑制易坍塌，降低作业风险。该体系在BZ34-X-P1 井成功应用，配产满足油藏要求，实现了安全钻井与储层保护的目的，为推广使用和批量作业提供了不可多得的经验。

1 作业难点

（1）在渤中区块以前的探井与开发井作业中均存在沙河街地层井壁失稳情况，甚至发生井壁严重坍塌和恶性的卡钻事故，如BZ34-X-A1 井由于井壁失稳导致尾管不能下到位，如何提高井壁稳定性是该区块的重难点。提高井壁稳定性主要通过以下三种措施：①减少滤液进入地层与页岩地层作用；②提高滤液对页岩地层的抑制性；③钻井液配方的优化，合适钻井液流变性设计和控制，减少因钻井液流变性能不合理产生的力学作用对地层造成井壁失稳[2]。

（2）BZ34-X 区块传统完井方式为套管射孔完井，而BZ34-X-P1 井属152.4 mm 非常规小井眼，采用裸眼下打孔管完井，沙河街储层保护工作是钻井液的又一大难点；优选采用打孔管+管外封隔器的作业方案，在裸眼完井的基础上可实施电缆射孔作业，保护储层。

2 强抑制储层保护钻开液配方优选及评价

2.1 抑制剂的优选

分析沙河街地层在前期钻井过程中出现的井壁不稳定情况，钻井过程中，沙河街地层孔隙压力大，钻井液压力与孔隙压力之差及钻井液水活度与页岩水活度的差异所引起的钻井液与页岩间的水化学势之差是钻井液向页岩驱动水的动力[3]。通过加入无机盐可以降低水基钻井液中的水活度，从而抑制页岩水化膨胀。以前常规做法是采用KCl 聚合物体系，提高钻井液的密度和封堵性，由于K+相对于其他阳离子来说水化能低，因此能够优先被黏土吸附，使得晶层间脱水促使晶层空间受到压缩，同时K+粒径能够进入黏土氧六角环之间的间隙，形成氢键。在这两种作用下形成较致密的结构，从而起到抑制水化的作用[4]。但K+抑制性不足以稳定井壁，同时常规封堵材料无法进入微裂缝，不能克服和规避地应力释放导致的井壁失稳和井眼坍塌[5，6]。甲酸钾钻井液具有密度高、热稳定性好、固相低、对环境无污染、对地层伤害小、无腐蚀等特点。与常规钻井液相比，甲酸钾钻井液的润滑性能好、摩擦系数低，能大幅度减少卡钻事故，在高达165 ℃的井底温度条件下，甲酸钾钻井液性能仍能保持稳定，其腐蚀性低到可忽视的程度[7]，能有效提高机械钻速和油井产能。甲酸钾钻井液在国外高温高压井的钻完井作业中取得了较好的应用效果[8]。

室内对比评价了海水、饱和KCl 盐水、饱和HCOOK盐水和饱和HCOONa 盐水的水活度值，分别为0.99、0.85、0.25、0.3。饱和HCOOK 的水活度值最低，饱和HCOONa 盐水次之。利用X 射线衍射仪，采用定向薄片法测定BZ34-X 区块岩样中主要水敏性黏土矿物晶面间距（以下简称晶面间距）与甲酸盐和氯化钾试液和浓度的关系（见表1），以此评价其抑制水化膨胀效果。从表1 可以看出，HCOOK 溶液浸泡后的岩屑，晶层间距最小，抑制泥岩水化膨胀性最强。这是由于HCOOK溶液中高浓度的离子能够压缩黏土胶体颗粒双电层，从而减弱黏土所带负电性来达到降低页岩水化膨胀的目的[9]。故选用抑制性强的甲酸钾溶液作为内相和抑制剂，提高内相溶液的抑制防塌性能，进一步提高钻井液对页岩地层的抑制防塌效果。

表1 无机盐对水化后黏土矿物晶面间距的影响

2.2 体系构建

结合活度理论和地层水的活度，采用浓度为50%的HCOOK 盐水作为基液，达到降低钻井液活度，减少滤液浸入地层，甚至使地层水反向侵入钻井液的目的；抗高温淀粉作为降滤失剂在甲酸钾钻井液中，其热稳定性高于150 ℃，远远超过传统淀粉的降解温度，具有改善流变性和控制滤失的作用。同时复配化学封堵剂，增加页岩半透膜效应和井壁的机械强度，提高沙河街地层的井壁稳定性。沙河街地层孔隙压力大，常规低密度无固相体系不能平衡地层压力，须采用高密度无固相体系，密度越高越不利于储层保护，为实现高密度钻井液的储层钻进，结合传统无固相体系的优势，采用逐级拟合充填技术，提高储保效果。针对非常规小井眼作业，为满足工程裸眼下打孔管作业，通过大量室内实验，最终形成一种新型储层强抑制钻开液体系。

基本配方：混合比例溶液（海水与甲酸钾按体积比1:1 混合）+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.15%提切剂+3%抗高温淀粉降失水剂+2%化学封堵剂PF-ChemSeal+3%聚合醇，石灰石加重至1.45 g/cm3。

2.3 封堵性能评价

化学封堵剂可以在高盐度体系中实现对页岩表面和页岩微裂缝的封堵作用。在体系高pH 值条件下，以可溶铝络合物存在。钻进过程中，化学封堵剂随滤液与低pH 值的页岩表面或与页岩微裂缝中的原生地层水（pH 值为4～5）接触时，沉淀反应迅速发生，形成致密的络合铝矿物内泥饼，封堵页岩孔隙和微裂缝，阻止滤液向页岩深处滤失，降低孔隙压力传递对页岩地层原有稳定压力系统的破坏作用[10]。

为了直观评价化学封堵剂在页岩表面的封堵效果，室内采用S4800 发射扫描电镜仪进行了扫描实验，通过放大3 000 倍，对使用化学封堵剂PF-ChemSeal前后的页岩表面进行了微观形貌对比。扫描结果显示，泥页岩表面存在大量的孔隙和微裂缝；使用PFChemSeal 封堵后，在扫描镜下页岩表面缝隙几乎不可见，表明PF-ChemSeal 能对孔隙和微裂缝进行了有效封堵，能有效降低钻井液滤失量和加固井壁。

2.4 抑制性能评价

将新型储层强抑制钻开液体系与KCl 聚合物体系以及无固相体系对比实验，评价其流变性能和抑制性能，实验结果（见表2）。从表2 可知，热滚后三种体系的流变性能差别不大，强抑制钻开液体系采用提切剂提黏，流变性好；利用抗高温淀粉降失水，热稳定性能好，FLHTHP失水在三者中最低，且岩屑滚动回收率在三者中最高，表明新型储层强抑制钻开液具有强抑制能力。

表2 三种体系对比实验

2.5 返排实验

对新型储层强抑制钻开液体系进行返排实验（见表3），实验表明，新型储层强抑制钻开液体系投产返排压力低，适合于储层裸眼完井。

表3 强抑制钻开液返排实验数据

2.6 抗污染评价

室内评价了不同岩屑加量对新型储层强抑制钻开液体系的影响实验（见表4），从表4 可以看出，随着岩屑加量的增加，钻井液黏切略有增加，其他性能基本无变化，说明新型储层强抑制钻开液体系具有较强的抗污染能力。

表4 体系抗污染能力评价实验

3 现场应用

BZ34-X-P1 井为BZ34-X 区块一口常规定向井，属于152.4 mm 小井眼作业，完钻深度为3 452 m（垂深为3 367.56 m）。使用强抑制钻开液体系钻进期间，各项钻井参数平稳，监测泥浆性能稳定，倒划眼作业顺利，振动筛未观察到明显的掉片。优选采用打孔管+管外封隔器的作业方案。在裸眼段下打孔管（在裸眼完井的基础上可实施电缆射孔作业），井眼空置40 h，下打孔管顺利到位，期间无遇阻显示。对比传统套管射孔完井，BZ34-X-P1S1 井下打孔管裸眼完井在渤海湾是首次尝试，节省钻完井工期4 d，平均配产50 m3，产液量65.5 m3/d 达到配产需求。

地面配制新型储层强抑制钻开液体系后，充分剪切循环，替入井筒，循环一个周期后，振动筛取样，测试性能。由于工程原因，本井暂停作业，钻井液留在井筒内长达半个月，再次转入本井作业，开泵后循环一个周期监测钻井液性能（见表5）。由表5 可以看出，该体系在井筒内静置15 d 后的性能和前期开钻基本一样。

表5 开钻和静置15 d 后的钻井液性能对比

4 结论

（1）本体系是针对于沙河街地层的作业难点，为解决BZ34-X 区块沙河街钻完井作业困难研发的一种全新的体系，在应用中表现了其独特的优点。

（2）该井作业施工顺利，效果良好，体系稳定和以往该区块使用的其他钻井液体系对比，本体系能有效提高沙河街地层的稳定性，降低坍塌风险。

（3）在无固相钻井液体系基础上，采用逐级拟合充填技术满足高密度储层钻进，投产数据满足油藏配产要求，体现该体系有一定的储层保护和环保性能。

（4）现场效果表明，本体系针对性强，能有效解决该区块作业难点，降低作业风险，缩短钻井工期，大大降低钻井成本，可在区块推广使用和批量作业。