强封堵高润滑油基钻井液技术及其应用

齐从丽，任 茂，彭容容，何 苗

中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000

ZJ 气田沙溪庙组属致密砂岩气藏，埋深2 100～3 000 m，地层非均质性强、砂泥岩互层，局部见少量微孔缝（孔径范围18.22～129.2 μm），使用水基钻井液钻进井壁稳定性较差。此外，近年受三维轨迹、长水平段等因素影响，开发难度不断增大，多口井水平段钻遇大段泥岩井壁失稳，摩阻扭矩增大，阻卡频繁，甚至无法安全钻进而导致提前完钻，严重影响该区块的安全高效开发。

近年来，油基钻井液技术得到快速发展，并逐渐成为钻探高难度高温深井、长水平井以及各种复杂井段的重要手段［1-7］。油基钻井液以油为连续相，滤液为油，对水敏性地层具有较强的抑制性、润滑性及较好的储层保护效果［8-9］。为解决ZJ气田沙溪庙组井壁失稳及摩阻大的问题，本文开展了强封堵高润滑油基钻井液技术研究。

1 室内研究

1.1 油基钻井液配方的确定

与柴油相比，白油芳烃含量低，毒性小；闪点高，挥发性小，安全环保性较好；运动黏度较低，有利于钻井液流变性的调节。基于以上考虑，优选白油作为基础油。

随着油基钻井液的广泛应用，学者对乳化剂、防塌剂、降滤失剂等油基处理剂的研究也迅速发展［10-12］。针对ZJ 气田沙溪庙区块技术难点，本文重点对封堵材料进行了优选。图1 为不同封堵剂（单剂）的封堵性能评价结果。由图1 可知：氧化沥青和成膜封堵剂的高温高压滤失量（FLHTHP）较小，封堵能力较强。结合封堵机制（兼顾刚性粒子架桥与可变形粒子填充）及储层保护综合考虑，优选氧化沥青、成膜封堵剂及超细碳酸钙（粒径为15 μm）进行复配。

图1 不同封堵剂（单剂）的高温高压滤失量

实验采用3种配方，配方1为基浆+2%超细碳酸钙+2%氧化沥青，配方2 为基浆+1%超细碳酸钙+2%氧化沥青+1%成膜封堵剂，配方3为基浆+2%超细碳酸钙+1%氧化沥青+1%成膜封堵剂，其中，基浆配方为油水（3#白油与25%氯化钙盐水的比例为80∶20）+0.7%主乳+2.2%辅乳+1.5%润湿剂+2%有机土+3%生石灰+6%降滤失剂+重晶石（密度1.90 g/cm3），在100 ℃热滚16 h，测试3 种配方在不同时间下的高温高压滤失量，结果如表1 所示。由表1 可知：配方2 的高温高压滤失量较低，封堵能力较强。因此，确定油基钻井液封堵材料为1%超细碳酸钙+2%氧化沥青+1%成膜封堵剂。

表1 不同配方封堵剂复配的高温高压滤失量

在基浆中加入1%超细碳酸钙+2%氧化沥青+1%成膜封堵剂，通过大量实验测定乳化剂、润湿剂、有机土等加量对钻井液的影响，最终确定油基钻井液的配方为油水（3#白油与25%氯化钙盐水的比例为80∶20）+0.6%主乳+2%辅乳+1%润湿剂+1.5%有机土+3%生石灰+6%降滤失剂+1%超细碳酸钙+2%氧化沥青+1%成膜封堵剂+重晶石（密度1.90 g/cm3），老化前后油基钻井液的性能比较见表2。由表2可知：老化后的油基钻井液流变性较好，高温高压滤失量较低（1.2 mL），钻井液体系稳定。

表2 油基钻井液老化前后的性能比较

1.2 抑制性评价

为评价钻井液的抑制性，进行了钻井液滚动回收率的测定实验。

将经过干燥并在室温放置24 h后的泥岩岩屑分别放入油基钻井液和水基钻井液（ZJ 气田常规用钾基聚磺钻井液），在100 ℃滚动16 h，迅速冷却并回收岩屑，沥干水分后进行烘干称重，计算岩屑回收率（二次滚动用清水），结果如表3所示。

表3 岩屑滚动回收率实验

由表3 可知：油基钻井液滚动回收率较高，抑制性较强。与水基钻井液相比，油基钻井液二次滚动回收率为75.3%，比水基钻井液的二次滚动回收率提高了约2倍。

1.3 封堵性评价

为评价钻井液的封堵性能，采用砂盘实验，测试不同密度钻井液制成沙盘的高温高压滤失量和沙盘厚度，通过扫描电镜观察油基泥饼和水基泥饼的微观形貌。

1.3.1 砂盘实验

分别选取密度1.90 g/cm3和密度2.00 g/cm3的油基钻井液，选用孔隙40 μm 的砂盘，在压差为3.5 MPa、温度为100 ℃条件下，测试30 min 下钻井液的封堵性能，结果如表4所示。

表4 钻井液封堵性能评价（砂盘实验）

由表4可知：2种密度的钻井液封堵能力均较强，密度1.90 g/cm3油基钻井液的高温高压砂盘滤失量为5 mL，滤饼厚度为2 mm；密度2.00 g/cm3油基钻井液的高温高压砂盘滤失量为4.2 mL，滤饼厚度为2 mm。

1.3.2 电镜扫描泥饼

使用扫描电镜（SEM）分别观察钻井液在油基泥饼和水基泥饼表面的填充情况，结果如图2～3所示。

图2 扫描电镜下油基钻井液泥饼微观形貌

图3 扫描电镜下水基钻井液泥饼微观形貌

由图2～3 可知：油基钻井液高温高压泥饼质量较好，泥饼表面形成一层致密油膜；而水基钻井液高温高压泥饼表面能够明显观察到没有填充的缝隙。

1.4 抗污性评价

以0.15 ～ 0.25 mm的钻屑作为污染物，加入油基钻井液中，在100 ℃下滚动16 h，测试不同加量钻屑对钻井液性能的影响，结果如表5所示。

表5 钻屑对油基钻井液性能的影响

由表5 可知：钻屑的侵入对钻井液性能影响较小；随着加入钻屑的增加，钻井液的黏度有一定增加，高温高压滤失量略有增加，钻井液的破乳电压基本保持稳定（破乳电压大于600 V），表明钻井液体系具有较强的抗岩屑污染能力。

2 现场应用

2.1 地质特征

ZJ202H井二开井段（井深2 470 ～ 4 437 m）使用了油基钻井液。该井段钻遇地层为上沙溪庙组、下沙溪庙组，其中上沙溪庙组为暗棕-棕-棕紫色泥岩、粉砂质泥岩与灰褐色粉砂岩、泥质粉砂岩及绿灰色细中砂岩略等厚至不等厚互层；下沙溪庙组为棕褐色泥岩、粉砂质泥岩与浅绿灰、绿灰色、褐灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细粒岩屑砂岩略等厚互层。

对全岩矿物进行X 线衍射分析后发现，该区块沙溪庙组泥岩中黏土矿物平均含量41.53%，黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，其中伊-蒙混层平均含量45.33%。钻井施工表明，沙溪庙组泥岩段井壁稳定性较差。

2.2 油基钻井液配制

本井以回收浆+新配浆的模式使用油基钻井液，根据现场老浆（来自WY 气田）取样，通过复核试验后确定新配油基钻井液配方，与回收老浆以2∶1混配后，调整密度至1.75 g/cm3。其中，新配油基钻井液配方为油水（3#白油与25% CaCl2盐水的体积比为80∶20）+2%辅乳+0.5%润湿剂+1.5%有机土+2%生石灰+4%降滤失剂+2%氧化沥青+2%超细CaCO3。回收老浆与调配后钻井液的相关性能比较如表6所示。由表6可知：调配后钻井液具有良好的流变性和乳化稳定性。

表6 二开开钻时钻井液调配性能

2.3 应用效果

该井二开井段使用ϕ215.9 mm 钻头钻进，开钻密度1.75 g/cm3，钻进中有少量小掉块（1～2 cm），密度提高至1.80 g/cm3后，返出岩屑无明显掉块，在井深2 890～2 990 m、3 022～3 158 m、3 158～3 327 m 处先后钻遇多个气层，钻井液密度由1.80 g/cm3逐步提高至1.85 g/cm3，后续钻进过程中维持密度1.85～1.87 g/cm3，各阶段钻井液的性能比较如表7所示。

表7 二开实钻钻井液性能

由表7 可知：全井段钻井液流变性较好，高温高压滤失量较低；钻井液润滑性较好，泥饼黏附系数为0.06～0.07；全井段起下钻顺利，井下摩阻较低，斜井段起下钻摩阻80～100 kN，水平段摩阻150～180 kN；井壁稳定性较好，实现了该井1 524 m长水平段的安全钻进。

表8是不同井段使用不同钻井液的平均机械钻速对比情况。由表8可知：使用油基钻井液施工井段的平均机械钻速为13.20 m/h，比邻井水基钻井液施工井段的平均机械钻速提高了1.13～2.14倍。

表8 与邻井机械钻速对比

3 结论

1）室内优选的油基钻井液流变性好、抑制性强、滤失量低、封堵性强、润滑性好、抗污染能力强，能够满足ZJ 气田沙溪庙组长水平井施工要求。

2）该油基钻井液在ZJ202H井二开井段使用，钻井液流变性好，钻进中井壁稳定性较好，起下钻摩阻低，机械钻速较高。

3）油基钻井液首次在ZJ 气田应用，其在稳定井壁、降摩减阻等方面性能突出，为该区块沙溪庙组长水平井安全钻进提供了有力的技术支撑。