正交試驗在鉆井液配方研究中的應用
——以大慶徐家圍子地區為例

朱科源，楊衛鋒

(大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413)

正交試驗在鉆井液配方研究中的應用
——以大慶徐家圍子地區為例

朱科源，楊衛鋒

(大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413)

針對大慶徐家圍子地區深層氣體鉆井轉換為常規鉆井時經常出現剝落掉塊、劃眼遇阻等井壁失穩問題，運用正交試驗的方法對鉆井液的配方進行優化設計，通過正交試驗得到各種處理劑的最優加量。根據正交試驗結果配制的鉆井液流變性、濾失量等參數均符合要求，能夠很好的起到降低濾失、穩定井壁的作用。

徐家圍子地區；鉆井液；配方；正交試驗 井壁穩定

井壁失穩一直是石油鉆井中一個十分復雜的問題, 而井壁失穩大多數發生在泥頁巖井段。泥頁巖井壁失穩通常表現為形成泥環、縮徑、井壁剝落，嚴重時井壁坍塌。當外來流體與泥頁巖接觸時,外來流體性質與泥頁巖本身束縛水活度不匹配，泥頁巖產生水化膨脹，導致泥頁巖強度降低，從而改變了井眼周圍的應力分布,使得泥頁巖地層出現井壁失穩。與此同時，硬脆性泥頁巖中存在的微裂縫較為發育，毛細管作用較強從而加劇了井壁失穩。為此，筆者通過正交試驗法開展了硬脆性泥頁巖井段井壁穩定鉆井液研究。

1 硬脆性泥頁巖井壁失穩機理研究

大慶徐家圍子地區登婁庫組硬脆性泥頁巖伊利石含量為6.43%～11.67%，綠泥石含量為0.42%～1.51%，伊蒙混層為0.55%～2.53%，并且其微裂縫特別發育。此類泥頁巖遇水主要發生以下情況：①易水化。硬脆性泥頁巖遇水產生水化作用，常溫常壓下其膨脹量較小，但是在高溫高壓條件下膨脹量和膨脹速率都迅速增加；②由于硬脆性泥頁巖中存在大量的微裂縫，鉆遇該層位時微裂縫開啟，同時其毛細管較為發育，鉆井液濾液在毛管力的作用下迅速滲入深部地層加速了硬脆性泥頁巖的水化作用。對此，通過改善抗高溫水基鉆井液的濾失量和封堵微裂縫能力以提高該井段的井壁穩定能力。

2 處理劑優選

表1 抑制劑評選試驗數據

2.1抑制劑的評選

分別評價了滲透性較強的小分子抑制劑XY-1、AC和半透膜抑制劑。在清水中3種抑制劑加量均從0.5%遞增到1.5%，同時加入易分散泥頁巖20g，在160℃條件下進行高溫滾動16h評價巖屑回收率，抑制劑評選試驗數據如表1所示。通過表1數據可以看出，AC具有較好的抑制性和抗溫性。

2.2降濾失劑的評選

初步考慮對腐植酸、BR和抗高溫抗鹽降濾失劑3種作用機理不同的降濾失材料進行評價篩選。在膨潤土基漿中3種處理劑的加量分別均從1%遞增到3%，在不同加量條件下測量其流變性和API濾失量，以及在160℃條件下進行16h高溫滾動試驗以評價其抗高溫性能，降濾失劑評選試驗數據如表2所示。由表2結果可以看出，BR降濾失效果及抗溫性比較理想。

2.3封堵材料的評選

表2 降濾失劑評選試驗數據

根據井壁失穩機理分析，在降低鉆井液濾失量和提高濾液抑制性的基礎上，實現對微裂縫的封堵，有效提高井壁穩定能力。由此選擇了瀝青粉和磺化瀝青作為封堵材料。 評價方法主要通過鉆井液高溫高壓濾失量、高溫高壓滲透失水、高溫高壓砂床濾失量和高溫高壓砂床滲透失水4個指標來評價鉆井液的封堵效果。前2個指標表示鉆井液外泥餅滲透性高低，后2個指標表示鉆井液在近井筒地層中形成的內泥餅滲透性的高低。鉆井液是否實現了封堵，可采用高溫高壓滲透失水、高溫高壓砂床濾失量和高溫高壓砂床滲透失水3個指標隨時間的增長速率趨于0來衡量，或采用在實驗溫度壓差下30min的高溫高壓砂床濾失量和高溫高壓砂床滲透失水量為0來表示，同時觀察砂床外泥餅質量[2]。試驗數據如表3所示，由表3數據可以看出，瀝青粉作為微裂縫封堵材料效果比較理想，其抗溫性較好。

表3 封堵材料封堵效果評價

注：高溫高壓濾失量、高溫高壓滲透濾失量、高溫高壓砂床濾失量均在160℃和3.5MPa條件下測定。

3 鉆井液配方

通過井壁失穩機理分析，結合單劑優選初步選定鉆井液材料及加量為：基漿+AC(0.5%～2%)+降濾失劑BR(1%～4%)+瀝青粉(1%～4%)+超細碳酸鈣(1%～4%)+乳化劑3%+白油(4%～12%)。其中抑制劑AC、降濾失劑BR、瀝青粉、超細碳酸鈣和白油的加量都是通過正交試驗法確定。

表4 正交試驗處理劑加量數據

3.1正交試驗設計

在單劑初步評價的基礎上，利用正交試驗法來優化無固相鉆井液配方，綜合考慮5方面因素來確定鉆井液最佳配方(見表4)，并根據正交試驗設計的16組處理劑加量配制鉆井液，并測量其性能(見表5)。

表5 5因素4水平正交試驗

3.2正交試驗數據分析

以API濾失量和塑性粘度為正交試驗的指標，利用極差法進行試驗結果分析，見表6。

表6 API濾失量和塑性粘度正交試驗結果分析

通過表6數據可以看出，影響API濾失量的主次因素依次是白油、BR、瀝青粉、AC和超細碳酸鈣，主要因素白油加量(水平)及其他次要因素與API濾失量的關系如圖1所示；影響塑性粘度的主次因素依次是BR、白油、AC、瀝青粉和超細碳酸鈣，各影響因素加量(水平)與塑性粘度的關系如圖2所示。

圖1 處理劑加量與API濾失量因素關系 圖2 處理劑加量與塑性粘度關系

由圖1可知，以API濾失量為目標的最優配方為：白油(12%)+BR(3%)+AC(1%)+瀝青粉(4%)+超細碳酸鈣(4%)。由圖2可知，以塑性粘度為目標的最優配方為：BR(1%)+白油(4%)+AC(0.5%)+瀝青粉(1%)+超細碳酸鈣(2%)。

按照同樣的方法，可以把各因素對表觀粘度和動切力影響的主次關系進行排序，并得到相應的關系圖。影響表觀粘度的主次因素依次是BR、瀝青粉、白油、AC和超細碳酸鈣。各影響因素加量(水平)與表觀粘度的關系如圖3所示。由圖3可知，以表觀粘度為目標的最優配方為：BR(1%)+瀝青粉(1%)+白油(4%)+ AC(1%)+超細碳酸鈣 (4%)。影響動切力的主次因素依次是BR、瀝青粉、白油、AC和超細碳酸鈣。各影響因素加量(水平)與動切力的關系如圖4所示。由圖4可知，以動切力為目標的最優配方為：BR(1%～3%)+瀝青粉(1%～3%)+白油(4%～12%)+ AC(0.5%～1.5%)+超細碳酸鈣(4%)。

圖3 處理劑加量與表觀粘度關系 圖4 處理劑加量與動切力關系

最后，通過以上正交試驗的極差法初步分析了各指標對應的各影響因素主次關系和最優水平取值，綜合考慮各指標影響因素的主次及水平取值，得到的優化配方為：

基漿+抑制劑AC(1%)+降濾失劑BR(3%)+瀝青粉(3%)+超細碳酸鈣(3%)+乳化劑(3%)+白油(10%)。

3.3室內試驗評價

按照以上正交試驗確定的最優配方配制鉆井液，并對其進行室內常規性能評價。根據正交試驗結果配制的鉆井液各項性能均能達到設計要求。

4 結 論

1)在硬脆性泥頁巖井壁失穩機理分析的基礎上，評選出了穩定井壁鉆井液所需的抑制劑、降濾失劑和微裂縫封堵材料等處理劑。

2)在處理劑評選的基礎上，利用正交試驗法分析了不同處理劑對鉆井液各項性能影響的主次關系，同時優化了處理劑加量得到了最優配方。

3)研制出的鉆井液體系具有較好的流變性，抑制性強，高溫高壓(160℃、3.5MPa)濾失量達到5ml以內，可以提高鉆井液穩定井壁能力，各項性能達到了設計要求，能夠滿足現場施工需要。

[1]王波,任希,李馨寬.有機硅鉆井液在大慶油田太南地區的應用[J].石油鉆探技術,1997,25(3) :22-23.

[2]耿曉光,鄭濤,郝立志.水包油鉆井液在宋深101井負壓鉆井中的應用[J].石油鉆探技術, 2001,29(4)：44-45.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.021

TE254.1

A

1673-1409(2012)06-N064-04