高性能水基钻井液在中原小井眼侧钻水平井中的应用

赵 虎，王中华，司西强，吴协力，燕 鹏

1.中国石化石油工程钻完井液技术中心，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南 濮阳 457001；3.中国石化中原石油工程有限公司钻井一公司，河南 濮阳 457001；4.中国石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川 成都 610051

中原工区小井眼侧钻井因生产时效低、定向难度大和完井电测难等原因，侧钻水平井部署较少。为实现小投资开窗侧钻复活老井，2021—2022 年尝试开发了2 口侧钻水平井，目的层沙二段和沙三段，侧钻裸眼段含有泥砂互层、页岩和盐膏岩等，地层稳定性差；小井眼高环空压耗，且老井眼经多年注采，井筒周围油气压力会下降，更易发生井漏；窄环空间隙使钻具易黏附卡钻；短半径水平井给定向和起下钻等作业带来较大难度［1-2］。2016 年，中原钻井院针对海相页岩气研发出以聚醚胺基烷基糖苷NAPG、阳离子烷基糖苷CAPG、纳微米封堵剂NWD和极压润滑剂（后升级为磺胺基烷基糖苷极压润滑剂LAPG）等为核心主剂的烷基糖苷衍生物钻井液体系，即ZY-APD 高性能水基钻井液，先后在川渝和中原区域应用于30 余口井，解决了沙溪庙、千佛崖、小河坝、石牛栏组和龙马溪组等地层破碎带的坍塌掉块问题，起下钻、电测、下套管畅通，避免了同类井应用水基钻井液钻井出现的复杂情况，同比该区块原用的国内外高性能水基钻井液，技术及其成本优势明显［3-6］。

本研究对ZY-APD 高性能水基钻井液在中原工区小井眼侧钻水平井应用情况进行介绍，充分分析老油区易塌、易漏、出水等井下复杂情况，调整、完善钻井液配方，解决施工中的技术难题，以满足钻完井施工中老井眼开窗侧钻的技术和成本要求，并总结其现场应用情况及效果，以期为该钻井液在中原工区推广应用提供技术支撑。

1 小井眼侧钻水平井地质与工程概况

1.1 地质概况

中原工区小井眼侧钻水平井2 口，分别为东濮凹陷中央隆起带濮城构造文51-侧平190 井和东濮凹陷西部斜坡带胡状集构造胡5-侧9 平1井，目的层分别为沙一段和沙二段、沙二段和沙三段，侧钻后钻遇地层和岩性如表1所示。

表1 2口井地质分层和岩性

1.2 工程概况

文51-侧平190井和胡5-侧9平1井均为开窗侧钻井，在Ф139.7 mm 技术套管中使用Ф118 mm钻头开窗侧钻，具体工程概况如表2所示。

表2 2口应用井的工程概况

1.3 不同钻井液性能对比

该体系与以往侧钻井采用的聚合物钾盐、聚合物盐水等体系相比具有明显的井壁稳定、润滑防卡和流变性易控制等优势，如表3所示。

表3 不同钻井液性能对比

2 钻井液技术难点与对策

2.1 技术难点

2.1.1 沙一段至沙三段泥页岩含量高，对钻井液井壁稳定性要求高

文51 油藏沙一段和沙二段为灰色、紫红色泥岩及砂泥互层，水敏性较强，胶结面稳定性差，易表面水化，水分子侵入黏土晶层，导致胶结强度降低。胡5 断块区沙二段和沙三段泥页岩含量高达61.2%，邻近注水井有9 口，未停注7 口，邻井（新胡18 侧井、胡5-85 井）出水、井壁坍塌、后效等，井壁失稳风险高［7］。

2.1.2 小井眼高环空压耗高、注采邻井多，井漏风险高

邻井多次发生井漏等复杂情况，统计数据如表4所示。

表4 邻井漏失等复杂情况

2.1.3 短半径水平井狗腿度大，定向、润滑防卡难度大

文51-侧平190井开窗点为2 190 m，A靶点为2 598 m，完钻井深2 728 m，裸眼段长538 m，最大井斜95.5°；胡5-侧9平1井开窗点为1 645 m，A靶点为2 407 m，完钻井深2 552 m，裸眼段长907 m，最大井斜96.02°，最大狗腿度为12.69°/30 m，井眼轨迹难度大。定向段钻具滑动摩擦，对钻井液的润滑性和泥饼质量要求高，并要防止钻头泥包。

2.1.4 小井眼环空压耗高、携岩带砂难度大，对钻井液流变性调控要求高

在常规井眼中，环空约损失10%的循环压力，小井眼中可能高达60%～90%，环空压耗过高不利于水力能量的有效利用和发挥；Ф118 mm 钻头开窗，排量为8～10 L/s，转盘转速65 r/min，在流量一定时，环空压耗随稠度系数的增加而呈直线增加，随流性指数的减小而呈指数规律增加，随环空间隙的增加而减小；造斜段的悬浮带砂、水平段的冲刷带砂等对钻井液的剪切稀释性等提出极高的要求。

2.2 技术对策

2.2.1 增强钻井液井壁稳定能力

参照邻井资料合理调整钻井液密度，大斜度定向段和水平段的钻井液密度要高于同层位邻井的钻井液密度，支撑井壁稳定，控制文51-侧平190 井密度1.35～1.40 g/m3、胡5-侧9 平1 井密度1.30～1.36 g/m3。采用糖苷衍生物APD 为主抑制剂，加入非离子型抑制剂 NAPG 和小阳离子型抑制剂CAPG，作用机制为吸附成膜、嵌入及拉紧晶层等［8-10］；复配KCl或NaCl（穿盐层）使体系获得更高的抑制能力，盐具有抑菌、增强钻井液的长期稳定性等作用。NAPG 和CAPG 总加量为5%～7%，即可满足沙二段至沙三段泥岩稳定周期大于30 d的钻完井需求。

2.2.2 使用钻井液封堵和防漏技术

优化封堵剂粒径，级配6～18 µm超细碳酸钙、磺化沥青、胶乳沥青和石墨等刚性和柔性封堵材料架桥填充，利于快速形成致密的高强度封堵层，提高井壁承压能力，可满足地层的封堵需求。加入足量的随钻堵漏剂、微裂缝堵漏剂MFP-2 和硅酸盐短绒纤维等，保障井控，在平衡井壁稳定和地层出水的前提下尽量走密度下限。下钻分段循环，做好地破试验等配套工程措施。

2.2.3 增加钻井液润滑防卡能力

由于糖苷类分子结构上的多羟基和一个烷基基团，使其能够在钻具、套管表面及井壁岩石上产生强吸附［11］。以不同分子量的聚合物形成致密而光滑的泥饼是润滑减摩的基础，NAPG和CAPG通过胺基和季铵基团牢牢吸附在黏土颗粒表面，使泥饼具有更好的润滑性［12］。保持聚合物有效加量大于0.5%，并加入2%LAPG 和2%石墨固体润滑剂，形成较好的泥饼质量，更好地起到润滑减摩的效果［13］。

2.2.4 强化钻井液井眼清洁能力

采用合适泵排量和返速，满足携带岩屑和较低的环空压耗要求，确保上返速度高于临界返速，达到剪切性能好、黏度较低、有一定切力以及悬浮岩屑好的要求。发挥APD 高固相容量限的特点，优先吸附在重晶石和钻屑表面，降低颗粒间的内摩擦，增大浆体的流动性。上部井段漏斗黏度为47～60 s，下部井段黏度为60～80 s，控制合理的膨润土质量浓度为35～45 g/L，保持良好的流变性和长期稳定性，控制静切力（1.5～5）/（3～10） Pa，有一定的悬浮能力，成分相对简单易调控；强化包被絮凝作用，包被剂HP加量为0.2%～0.3%，对沙二段、沙三段泥岩钻屑包被，固控设备及时清除；配制HP、XC、短绒等稠塞清砂，工程上非钻进时间高速旋转，定期短程起下钻，破坏刚形成的岩屑床；清扫井眼，保证井眼的畅通。

3 钻井液配制与维护工艺

3.1 钻井液的配制

预水化膨润土浆或采用前期高性能水基钻井液老浆，测试老浆膨润土含量，根据测定值确定老浆用量，转换后高性能水基钻井液膨润土质量浓度为35～45 g/L，体积为100～110 m3。

3.1.1 文51-侧平190井钻井液配方

该井钻井液配方为5% 预水化膨润土+5%NAPG+2%CAPG+0.5%磺酸盐共聚物降滤失剂MMT+2%LV-CMC +0.2%乳液包被剂HP+0.2%黄原胶XC+2%超细碳酸钙+3%天然沥青粉+1%LAPG+20%NaCl+3%随钻堵漏剂+ 0.2%NaOH +重晶石。

3.1.2 胡5-侧9平1井钻井液配方

该井钻井液配方为50%高性能水基钻井液老浆+2% 预水化膨润土+0.2% 乳液包被剂HP+2%NAPG+0.5% 降滤失剂ZY-JLS+0.15% 超支化乳液聚合物EHBPS-L+1%磺化沥青FT-3+1% 超细碳酸钙+1% 微裂缝堵漏剂MFP-2+3%KCl+0.2%NaOH +重晶石。其中，2%NAPG 等均是按钻井液体积总量（老浆体积∶新浆体积=1∶1）计算，因高性能水基钻井液老浆中含有约8%APD，则胡5-侧9 平1 井中APD 总量为8%×50%+2%×100%=6%。

3.2 钻井液的维护处理

3.2.1 流变性控制

为了同时满足造斜段的悬浮携砂和水平段的冲刷带砂，钻井液应保持合理的流变性，在排量足够且无掉块的情况下钻井液的黏度控制在50～60 s，有返砂不足或有掉块后黏度控制在60～85 s。使用生物聚合物XC 等可提高钻井液的黏切，若需要降低钻井液的黏切，可用含CAPG 和ZY-JLS 的稀胶液稀释。若下钻划眼较多，可用高浓度XC、HP 或硅酸盐纤维等配制稠塞液清砂。

3.2.2 滤失量和泥饼质量控制

适当补充ZY-JLS、MMT 等可降低钻井液的滤失量，补充NAPG 和CAPG 可改善泥饼质量，补充超细碳酸钙、磺化沥青FT等可降低滤失量。

3.2.3 钻井液的防塌措施

保持合理的钻井液密度并有效支撑井壁是保持井壁稳定的前提，钻进过程中根据井下实际情况及时提高钻井液密度。保持抑制剂的质量分数：5%～7%APD（NAPG 和CAPG 总和）+5%～7%KCl（20%～30%NaCl 穿盐层）；保持封堵剂的质量分数：2%～3%超细碳酸钙+2%～3%沥青类（磺化沥青FT、天然沥青和胶乳沥青总和），当出现井壁掉块时可适当提高沥青类处理剂加量。

3.2.4 润滑防卡措施

糖苷系列产品具有良好的润滑效果，井斜45°前可满足定向的需要，但随着井斜角的增大、井眼轨迹变化较大，单靠增加APD 来增加润滑性不经济，可少量补充LAPG 液体润滑剂和石墨固体润滑剂等以提高钻井液润滑性；完井过程增加塑料小球保证下套管的顺利进行。

4 应用效果

在整个钻进过程中，钻井液性能稳定、起下钻畅通、电测和下套管作业一次成功，达到了稳定井壁及井下安全的目的。

1）强抑制和强封堵相结合，有效保障了沙一段至沙三段的地层稳定。保持合理的钻井液密度，维持井壁的力学平衡。保持抑制剂和封堵剂的浓度，当出现井壁掉块时可适当提高加量。通过ZY-JLS 等，降低滤失液浸入，提高了井壁稳定性。小井眼水平井应用段井径规则，亚甲基蓝膨润土含量稳定，反映出钻井液的抑制黏土水化分散能力强。

2）润滑性好，满足定向施工要求，利于降低循环压耗，提高机械钻速。

APD 具有良好的润滑性，保持APD 类产品总量≥5%，随着井斜和方位变化增大、水平段的加长，及时补充改性LAPG 和石墨等有助于提高钻井液的润滑性。2 口井都使用Ф118 mm 钻头，钻进过程中排量为8～10 L/s、泵压为16～25 MPa，起下钻和修整井壁平均摩阻为3～8 t。

3）流变参数稳定，携岩能力强，保证了井眼清洁及岩屑床的清除。多数井段APD 钻井液黏度控制在50～80 s，排量为9 L/s，可较好地满足造斜段的悬浮携砂和水平段的冲刷带砂，实钻过程中起下钻和拉井壁顺畅。钻井液可及时携带岩屑和少量拉井壁掉块返出地面，并从振动筛及时清除有害固相，避免了井下复杂情况的发生。

分段钻井液性能如表5所示。

表5 应用井分段钻井液性能

4）缩短了钻完井周期，实现了回收再利用。2 口井都避免了小井眼侧钻井壁坍塌掉块、起下钻遇阻、电测不到底等复杂情况，大大降低了钻井成本，比同层位邻井缩短钻完井周期10～40 d，其中胡5-侧9平1井创区块水平井钻井周期最短、完井周期最短纪录。文51-侧平190井因未有高性能水基老浆，采用新浆配制；胡5-侧9平1井采用的高性能水基老浆密度为1.70 g/cm3，老浆再利用率约30%，费用降低15%，随着后期中原工区高性能水基钻井液的推广，老浆的回收利用率将大幅提高。

5 结论

1）APD 高性能水基钻井液体系在井壁稳定、润滑能力和携岩带砂等方面效果良好，5%～7%APD 加量即可满足中原小井眼侧钻水平井开发所需钻井液的抑制、润滑和流变性调节需要。

2）体系采用粒径为6～18 µm 超细碳酸钙、磺化沥青、胶乳沥青等封堵材料和微裂缝堵漏剂MFP-2等防漏材料，沙二段、沙三段API滤失量控制在4 mL 以内，可满足中原工区沙二段和沙三段泥岩、页岩、盐膏岩和砂岩层的封堵和防漏需要。

3）保持井斜大于45°井段，动切力大于8 Pa，静切力大于1.5/4 Pa/Pa，利于携砂；在排量受限、钻速受限或有掉块的情况下适当提高钻井液黏切，保障井眼清洁。

4）在增加APD 的基础上，保持聚合物有效加量大于0.5%，加入2%LAPG 和2%石墨固体润滑剂，泥饼质量好，润滑减摩效果好。