渤中某区块储层保护钻井液体系研究及应用

宋晓伟

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，天津 300452)

渤中某区块主要含油层段为沙河街组沙一段，储层沉积微相为扇三角洲分流河道沉积，该区块沙一段储层具有低孔中渗的特征，孔隙度分布在10.1%～15.7%之间，平均孔隙度为12.7%。后期成岩作用及地层水的溶蚀作用导致该区块的沙河街组沙一段微裂缝十分发育。在钻井过程中，若钻井液封堵效果不好，泥饼质量不佳，滤液极易通过微裂缝进入地层深部，引起泥页岩的水化膨胀，会直接导致井壁失稳等井下复杂情况的发生。

针对渤中某区块沙河街地层特点，作者在分析钻井技术难点的基础上，对传统无固相钻井液进行改进，以质量分数50%HCOOK海水溶液作为基液，构建了一套新型储层保护强抑制钻井液体系，并对其性能进行评价，拟为渤海油田的高效开发提供技术支持。

1 钻井技术难点分析

通过对渤中某区块以往探井及开发井的作业方式和钻井液使用情况进行统计，发现钻井技术难点主要包括以下几方面：(1)沙河街组地层井壁失稳的频率很高，甚至部分井在施工过程中，出现了严重的井壁垮塌，或由于井壁不规则造成了恶性卡钻，这对渤中某区块的后续开发造成不利影响；(2)沙河街组油藏埋藏较深，需要较高的泥浆密度来平衡地层孔隙压力，采用高密度钻进不利于储层保护；(3)该区块传统完井方式为套管射孔完井，而渤中某3P1井属6″非常规小井眼，采用裸眼下打孔管完井，对钻井液体系的储层保护效果要求较高。

2 钻井液体系的构建

为进一步提高钻井液体系抑制效果，采用具有浊点效应[1]的抑制剂与基液中的HCOOK协同作用。高于浊点温度时，抑制剂通过浊点效应自水相中发生相分离[2]，由于界面张力的存在，分离出的抑制剂可封堵地层孔隙；同时，在井壁、钻屑和钻具表面形成憎水膜，通过改变表面的亲水亲油性，抑制滤液侵入，避免泥页岩水化分散，从而稳定井壁。憎水膜能在钻具上吸附，隔绝了钻井液与钻具的直接接触，因此能降低施工过程中钻具的扭矩[3]。

化学封堵剂PF-GREENSEAL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。在泥浆体系中，由于体系pH值较高(通常在9以上)，化学封堵剂主要以铝络合物的形式溶解在钻井液中。当钻井液滤液进入地层后，由于pH值降低，铝络合物沉淀析出，并在孔隙、裂缝的喉道处形成网状结构，封堵微裂缝，降低滤失量，同时延缓钻井液压力向地层传递，提高作业时的井壁稳定性[4]。

2.1 基液抑制性对比评价

针对沙河街地层在前期钻井过程中出现的井壁不稳定情况，通常采用KCl聚合物体系提高钻井液的密度和封堵性，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。

将岩样中主要水化粘土矿物(蒙脱石、伊利石)浸泡在不同浓度的无机盐溶液中，利用X-射线衍射仪测定晶面间距，考察无机盐溶液对水化粘土矿物晶面间距的影响，结果见表1。

晶面间距越小，说明无机盐溶液对粘土矿物的抑制性越强。从表1可以看出，蒙脱石在HCOOK溶液中浸泡后，晶面间距最小；伊利石晶面间距变化不大。考虑到蒙脱石是主要的水化粘土矿物，造浆性最强，说明HCOOK溶液抑制粘土矿物水化膨胀性最强。因此，选取HCOOK溶液作为钻井液基液。

表1 无机盐溶液对水化粘土矿物晶面间距的影响

测得海水、饱和KCl、饱和HCOOK、饱和HCOONa溶液的水活度分别为0.99、0.85、0.25、0.30，其中饱和HCOOK溶液的水活度最低。

2.2 化学封堵剂评价

为了直观评价化学封堵剂在页岩表面的封堵效果，分别使用20%HCOOK溶液、20%HCOOK溶液+2%PF-GREENSEAL封堵页岩岩心进行压力传递实验，实验结束后，采用扫描电镜观察加入化学封堵剂前后页岩岩心表面的微观形貌，结果见图1。

图1 不同溶液的封堵效果比较(×3000倍)

从图1可以看出，使用化学封堵剂(PF-GREENSEAL)前，页岩表面存在大量的孔隙和微裂缝；使用化学封堵剂后，对孔隙和微裂缝进行了有效封堵，提高了页岩的承压能力，有利于降低钻井液滤失量、提高钻井过程中的井壁稳定性。

2.3 钻井液体系的构建

结合最新活度理论和地层水的活度，采用质量分数50%HCOOK海水溶液作为基液，降低钻井液体系的活度，减少滤液浸入地层，甚至使地层水反向侵入钻井液；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，需采用高密度无固相体系，而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，提高储层保护效果。针对非常规小井眼作业，为满足工程裸眼下打孔管作业要求，通过大量室内实验，构建了一套新型储层保护强抑制钻井液体系，其基础配方为：基液+0.2%烧碱+0.2%纯碱+0.15%提切剂+6%暂堵剂+3%降滤失剂+5%抑制剂+2%封堵剂+3%润滑剂，石灰石加重至1.45 g·cm-3。

3 钻井液体系的性能评价

3.1 防塌性能

通过测定强抑制钻井液体系热滚前后的性能及岩屑滚动回收实验评价其防塌性能，并与KCl聚合物体系及无固相体系进行比较，结果见表2。

表2 不同钻井液体系的防塌性能

从表2可以看出，热滚后，3种体系的流变性变化不大。强抑制钻井液体系采用EZVIS提黏，流变性好；利用抗高温淀粉降失水，FLHTHP最低，且岩屑滚动回收率最高。

3.2 返排性能(表3)

从表3可以看出，强抑制钻井液体系的返排平衡压力低，适合于储层裸眼完井。

3.3 抗污染性能

为模拟现场钻进，对强抑制钻井液体系进行不同加量的钻屑污染实验，结果见表4。

表4 强抑制钻井液体系的抗污染性能

从表4可以看出，随着钻屑加量的增加，整体固相含量升高，钻井液体系的切力略微上升，但仍在可控范围内，同时，其它性能基本无变化。表明该钻井液体系具有较强的抗污染能力，性能稳定。

4 现场应用

4.1 P1井基本情况

P1井为渤中某区块一口常规定向井，7″尾管下至3 642 m，7″尾管挂顶深为2 540.85 m，渤中某区块P1S1井从7″尾管(3 195 m)开窗侧钻，属于6″小井眼作业，完钻深度3 452 m(垂深3 367.56 m)，完钻层位属沙河街组，完钻后下打孔管到位，转入完井投产作业。

4.2 开钻

计算HCOOK海水溶液加量，保证开钻前钻井液充分循环剪切；封堵性：钻进期间，维持井浆中封堵剂及暂堵剂的含量，保证泥饼质量；失水性：钻进过程中，利用降滤失剂降低失水，要求FLAPI<3 mL，FLHTHP<10 mL；抑制性：维持抑制剂含量不低于3%，并保证K+含量不低于40 000 mg·L-1；润滑性：钻进期间，保持润滑剂含量在3%～4%以上，如需滑动钻进或钻进期间扭矩偏高，可向井浆中加入1%～2%的高效润滑剂，增强钻井液体系的极压润滑性。强抑制钻井液体系配制完成后，充分剪切循环，替入井筒，循环一个周期后，振动筛取样，由于工程原因，P1井暂停作业，强抑制钻井液体系留在井筒内长达半个月，再次转入该井作业，各阶段强抑制钻井液体系的性能见表5。

从表5可以看出，强抑制钻井液体系静置半个月后，其性能整体变化不大。

表5 开钻前及静置半个月的强抑制钻井液体系的性能

4.3 钻进和维护

P1井采用强抑制钻井液体系后，在钻进过程中，各项钻井参数平稳，泥浆性能良好且易于调控，未出现黏切大幅上升的情况。

在钻进过程中，钻井液体系携带性能好，振动筛返砂较多，返出的岩屑边缘无明显水化情况，颗粒规整，钻头齿痕清晰，无掉片。

4.4 倒划眼和处理

该区块之前使用KCl聚合物体系钻进时，井壁失稳情况时有发生，短起下不顺利，经常遇阻，在倒划眼过程中，频繁压蹩扭矩，振动筛返出掉片甚至掉块。采用强抑制钻井液体系后，在倒划眼期间，各项参数平稳，倒划眼作业顺利，振动筛未观察到明显的掉片。倒划眼短起至窗口，下钻至井底，井眼顺畅，开泵循环，性能基本稳定。

4.5 下打孔管作业

经过方案讨论、对比，选择采用打孔管+管外封隔器的作业方案。本井段决定在裸眼段下打孔管(在裸眼完井的基础上可实施电缆射孔作业)，该方式属于非常规完井，井眼空置40 h，下打孔管顺利到位，期间无遇阻显示。

5 结论

(1)针对渤中某区块沙河街地层特点，对传统无固相钻井液进行改进，以质量分数50%HCOOK海水溶液作为基液，构建了一套新型储层保护强抑制钻井液体系。

(2)通过HCOOK溶液的低活度特点，提高了该钻井液体系的抑制性；通过钻井液材料的逐级填充，提高了该钻井液体系的封堵性；通过化学封堵、聚合醇，提高了该钻井液体系的储层保护性能。

(3)对比传统套管射孔完井，渤中某区块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。现场应用表明，该钻井液体系针对性强，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。