強抑制水基鉆井液在連續管側鉆井中的應用

王曉軍 李俊杞 孫云超 魯政權 蔣立洲 王麗君

1.中國石油長城鉆探工程有限公司工程技術研究院；2.遼河油田公司金海采油廠；3.中國石油遼河石化分公司第一聯合運行部

近年來在遼河油田法哈牛區塊，在老井（直）?139.7 mm套管中，采用連續管鉆井技術進行小井眼開窗側鉆，不僅能縮短工期、降低成本，還能給鉆井人員提供一個安全的工作環境，對老油田改造挖潛與穩產及低滲透油氣藏開發具有重要意義。此類井一般采用?118 mm鉆頭側鉆，開窗點 1 500～1 700 m，完鉆井深在2 200～2 400 m。側鉆井段主要鉆遇下第三系沙河街組地層，其中，沙四段地層巖性單一，以大段深灰色泥巖為主，是重要的生油層；沙三段是深灰、灰、灰綠色、紫紅色泥巖與灰白色、淺灰色含礫砂巖、砂巖、粉砂巖不等厚互層，是主要沉積層；沙一段是灰、深灰、灰綠色泥巖與灰白色長石砂巖、砂巖不等厚互層，與沙三段呈不整合接觸。

1 鉆井液技術難點及體系選擇

（1）沙三段上部泥質致密粉砂巖地層，石英含量約38%，長石含量約52%，黏土礦物質量分數約10%，其成分以伊利石和蒙脫石為主，并含有一定量的伊/蒙間層，水敏性極強，井壁易水化膨脹導致縮徑、黏卡事故發生。另外，泥巖水化分散侵入鉆井液使其性能難以調控，更不利于鉆速提高。需要鉆井液具有良好的抑制性，降低泥巖水化膨脹、分散能力，滿足大段泥巖井壁穩定與鉆井液流變性維護的需要。

（2）沙三段下部及沙四段地層硬脆性泥頁巖含量較高，微裂隙、層理發育，導致鉆進中易發生坍塌掉塊、憋泵卡鉆等復雜事故。需要鉆井液具有良好的封堵性，降低泥頁巖水化坍塌壓力，提高井壁承壓能力。

（3）相對常規鉆井，連續管鉆井過程中，多余長度的油管纏繞在滾筒上，管內壓耗大，泵壓高，排量受限，需要鉆井液具有良好的流變性，以滿足巖屑攜帶和降低壓耗要求；同時，連續油管剛性較差，易屈曲，小環空間隙內與井壁摩擦及黏卡幾率大，需要鉆井液具有優良的潤滑性，以滿足鉆壓傳遞及潤滑防卡的需要。

油基鉆井液憑借著強抑制性和良好的潤滑性可降低復雜事故發生率，但是在環境保護及鉆井液成本控制的壓力下，效果與油基鉆井液相當，成本相對低廉的聚胺水基鉆井液更受青睞［1-3］。聚胺鉆井液是一類在鉆井液中加入聚胺抑制劑而得到的具有代替油基鉆井液潛力的新型高性能水基鉆井液，具有抑制效果好、抑制作用平緩而長效、生物毒性小、環境相容性好等特點。最近幾年在國外現場得到了較好的應用，在解決高造漿、強水敏地層的鉆井作業中顯示了特別好的抑制效果［4-7］。

若在聚胺鉆井液中同時加入無機鹽KCl，不但可減少聚胺抑制劑在液相中的溶解度，使聚合物在黏土顆粒表面的吸附量增加，增強抑制效果，而且KCl中的K+水化半徑大小與黏土礦物晶格上的氧六角環的半徑相當，可以嵌入其中形成一種封閉結構，阻止水分子進入晶層間［8-9］。因此，可以將有機聚胺強吸附抑制機理與KCl中的K+鑲嵌抑制機理結合起來，針對法哈牛區塊地層特點及連續管鉆井技術難點，建立一套強抑制水基鉆井液體系。

2 關鍵處理劑優選

2.1 聚胺抑制劑優選

以清水+0.2%純堿+0.2%燒堿+0.3%黃原膠+6%KCl為基漿，分別在基漿中加入不同產地的聚胺抑制劑，然后在各配方中加入20 g膨潤土，室溫（20℃）下測試對比鉆井液的流變性變化。

表1 不同抑制劑性能評價結果Table 1 Performance comparison of different inhibitors

從表1中可以看出，基漿中加入抑制劑后，膨潤土的增黏提切效果變差，說明3種抑制劑都能起到抑制膨潤土水化分散的作用。但是DEP-1抑制膨潤土造漿性能相對較差，SDJA與Ultrahib抑制性能相當，不過國外產品Ultrahib高速攪拌時起泡嚴重，而且價格昂貴，因此選擇SDJA作為體系的聚胺抑制劑。

2.2 封堵劑優選

以2%膨潤土+0.2%純堿+0.2%燒堿+0.15%黃原膠+1%聚胺抑制劑SDJA+6%KCl為基漿，向基漿中單獨加入納米乳液SD-NR、磺化瀝青FT-1A、超低滲透處理劑YDW-1以及兩兩復配加入后，采用71型高溫高壓濾失量測定儀，分別測定高溫高壓濾失量（FLHTHP）、高溫高壓滲透失水（FL'HTHP）、高溫高壓砂床濾失量（FL砂床）和高溫高壓砂床滲透失水（FL'砂床），測試條件為 150℃，3.5 MPa。

由表2可知，納米乳液SD-NR及超低滲透處理劑YDW-1復配加入后濾失量及砂床滲透失水量最低，封堵效果更明顯。這是因為二者復配使用能起到協同封堵的效果，首先納米乳液親水端與裂縫孔隙接觸，增大流動阻力，提高封堵劑的滯留能力，然后超低滲透處理劑在孔隙或裂縫處不斷累積形成足夠強度的堆積體，接著納米乳液親水端吸附在井筒周圍，憎水段朝向鉆井液，形成一層致密而有韌性的薄膜，延緩了鉆井液濾液向巖樣內部的滲濾，對液流沖蝕起到了理想的屏障效果。

2.3 潤滑劑優選

以2%膨潤土+0.2%純堿+0.2%燒堿+0.15%提切劑+1%聚胺抑制劑SDJA+6%KCl為基漿，分別向基漿中加入極壓潤滑劑SD-505、HY-168以及FG-2，室內測定鉆井液流變性、潤滑性能及生物毒性，熱滾條件150℃、16 h，測試條件為室溫20 ℃。

從表3可以看出，幾種潤滑劑均能不同程度地降低摩阻，但是基漿添加潤滑劑FG-2后出現高溫增稠現象，對流變性影響較大；HY-168生物毒性較大，不符合環保標準；潤滑劑SD-505生物毒性小，對鉆井液流變性影響小，符合安全環保理念，故選擇SD-505作為強抑制水基鉆井液體系的潤滑劑。

表2 不同封堵劑及復配后封堵性能測試對比Table 2 Blocking performance comparison of different blocking agents after combination

表3 不同潤滑劑及復配后潤滑性能測試對比Table 3 Lubrication performance comparison of different Lubricants after combination

3 鉆井液性能評價

在優選出關鍵處理劑的基礎上，以流變性、抑制性、潤滑性、封堵性為主要考察評價指標，對基礎配方不斷優化完善，最終形成了一套強抑制水基鉆井液體系。其配方為：2%～4%膨潤土+0.2%～0.3%純堿+0.1%～0.2%燒堿+1.5%～2%抗鹽降濾失劑YLJ-1+2%～3%超低滲透處理劑YDW-1+1.5%～3%納米乳液SD-NR+0.2%～0.4%黃原膠XC+2%～5%極壓潤滑劑SD-505+1%～2%聚胺抑制劑SDJA+6.0%～10.0%KCl+重晶石。

3.1 常規性能

表4的測試條件為室溫20℃，熱滾條件150℃、16 h。可以看出強抑制水基鉆井液熱滾前后黏切適中，濾失量低，能夠滿足小井眼連續管鉆井對鉆井液流變性的要求。

3.2 抗溫性能

從圖1中可以看到，密度為1.32 g/cm3的強抑制水基鉆井液，隨著溫度上升，黏切呈現先升后降趨勢，分析原因是體系中的聚合物類處理劑超過120℃后部分降解，但是在180 ℃范圍內，強抑制水基鉆井液始終保持適中的黏切和較低的濾失量，說明該鉆井液有良好的高溫穩定性。

表4 強抑制水基鉆井液常規性能評價Table 4 Conventional performance of strong-inhibition water based drilling fluid

圖1 強抑制水基鉆井液抗溫性能Fig.1 Temperature resistance of strong-inhibition water based drilling fluid

3.3 抗污染性能

由圖2～圖4可以看出，向密度為1.32 g/cm3的強抑制水基鉆井液分別加入20%NaCl，5%CaCl2，25%巖屑后，綜合性能依然良好，說明該鉆井液具有較好的抗污染性能，便于現場施工時維護處理。

3.4 抑制性能評價

將取自遼河油田大民屯凹陷沙四下亞段泥巖巖屑過100目篩，分別放在在全油基鉆井液、有機硅鉆井液及強抑制水基鉆井液中，然后用CST測定儀器測試鉆井液濾液的CST值，并測試150 ℃下滾動16 h后巖屑（40目）的回收率（表5）。CST值越小，回收率越高，表明鉆井液抑制巖屑分散的能力越強。采用頁巖膨脹儀測試上述3種鉆井液體系的線性膨脹率，測試結果如圖5所示。

由表5與圖5可以看出，強抑制水基鉆井液憑借著K+鑲嵌作用及聚胺抑制劑SDJA的強化吸附作用，具有超強的控制泥頁巖水化膨脹、分散的能力，其抑制性能與全油基鉆井液相當。

圖2 強抑制水基鉆井液抗鹽性能Fig.2 Salt resistance of strong-inhibition water based drilling fluid

圖3 強抑制水基鉆井液抗鈣性能Fig.3 Anti-calcium performance of strong-inhibition water based drilling fluid

圖4 強抑制水基鉆井液抗巖屑性能Fig.4 Anti-cutting performance of strong-inhibition water based drilling fluid

3.5 封堵性能評價

采用高溫高壓封堵及返吐模擬評價裝置，測試密度為1.50 g/cm3強抑制水基鉆井液在150℃下封堵不同尺寸裂縫巖心的正向承壓和抗返排效果。

由表6中可以看到，強抑制水基鉆井液在漏失處形成的濾餅強度較高，具有較高的承壓能力和抗返排能力，在裂縫地層或者薄弱地層鉆進過程中，形成的封堵墻滿足強度、致密性等要求，能對井筒起到較好的強化效果。

表5 三種鉆井液對巖屑的抑制性比較Table 5 Comparison of cuttings suppression between three drilling fluids

圖5 不同鉆井液頁巖膨脹實驗曲線Fig.5 Shale swelling experiment curve of different drilling fluids

表6 強抑制水基鉆井液抗返排性能Table 6 Anti-flowback performance of strong-inhibition water based drilling fluid

3.6 潤滑性能評價

采用極壓潤滑儀和濾餅黏滯系數測定儀測試密度為1.50 g/cm3的強抑制水基鉆井液和全油基鉆井液的潤滑性能，結果如表7所示，可以看出，強抑制水基鉆井液具有優良的潤滑性能。

表7 兩種鉆井液潤滑性能對比Table 7 Lubricity comparison between two drilling fluids

3.7 儲層保護效果評價

在150℃、3.5 MPa下，選用不同儲層物性的巖心，結合相應地層水資料，利用高溫高壓動態失水儀來模擬1.50 g/cm3強抑制水基鉆井液在鉆井條件下對儲層的動態污染，結果見表8。

表8 強抑制水基鉆井液室內模擬損害評價Table 8 Lab simulation based damage evaluation of stronginhibition water based drilling fluid

由表8可見，不同儲層物性的巖心被污染后，其滲透率恢復率均在90%以上，說明被測試的強抑制水基鉆井液具有優良的儲層保護性能。這是由于強抑制水基鉆井液具有較低的濾失量、較強的抑制性和封堵性，避免了黏土顆粒水化膨脹及外來流體給儲層帶來的傷害。

4 現場應用

4.1 概況

法51-新161C井是由長城鉆探在遼河油田法哈牛區塊施工的一口連續管側鉆定向井，井身結構設計為增—穩—降—直四段制，井眼軌跡呈“S”型，開窗位置1 520 m，設計井深2 377 m，實際完鉆井深為2 400 m處，小井眼裸眼段長880 m，泥巖鉆遇率90%以上。采用強抑制水基鉆井液鉆進，施工過程中并未出現由于裸眼段浸泡時間長、起下鉆頻繁導致的小井眼坍塌和縮徑事故，鉆進、起下鉆作業安全順利，六趟電測全部自由下放到底，單扶通井、下套管作業均一次性成功。

4.2 應用效果

法51-新161C井采用強抑制水基鉆井液，其配方為：2.0%膨潤土+0.2%純堿+0.3%燒堿+2.0%抗復和鹽降濾失劑+3.0%超低滲透處理劑+2.0%納米乳液+0.3%提切劑+4.0%極壓潤滑劑+0.8%聚胺抑制劑+8.0%氯化鉀+重晶石。

4.2.1 性能穩定易調整 由表9可以看出，強抑制水基鉆井液在整個實鉆過程中始終保持良好的流變性能，較低的濾失量，完全滿足現場施工需求。這是由于該體系具有很強的抑制性，返出巖屑棱角規則，有害固相侵入少，對鉆井液的污染少，故鉆井液性能十分穩定。

4.2.2 攜帶巖屑能力強 此次試驗采用的泥漿泵型號是F800，排量和泵壓額定范圍相對較低，而3000 m的連續管管內壓耗遠高于常規鉆具。在泵壓承受范圍內，124.2 mm套管內徑、60.3 mm連續管外徑導致鉆井液在套管內的環空返速在0.7 m/s以下，要求鉆井液必須具備較強的井眼清潔能力。法51-新161C井泥巖段返出巖屑粒徑在5～10 mm，棱角分明（圖6），說明巖屑在井底未經碾壓、磨損，迅速被鉆井液帶至地面，充分證明了強抑制水基鉆井液在返速較低的情況下仍能保證巖屑的攜帶，避免了巖屑重復研磨導致鉆速低以及其他復雜事故的發生。

表9 連續管造斜段鉆井液性能Table 9 Performance of drilling fluid in buildup section of coiled tubing

圖6 泥巖井段返出鉆屑圖Fig.6 Drilling cuttings returned from mudstone section

4.2.3 潤滑性能優良 法51-新161C井為了防碰及最大限度地提高泄流面積，井身采用“S”型軌跡設計，下直段裸眼進尺長，垂直鉆具重量超過70 kN，使“S”型彎拐角處鉆具大面積貼在井壁上。但強抑制水基鉆井液良好的潤滑性及井壁穩定性保證了880 m長裸眼段的順利鉆進，并未出現托壓、黏卡影響鉆進的情況。圖7是起出井口的完成379 m進尺的單牙輪鉆頭，從多種角度觀察可以看出，鉆頭清潔無泥包，牙齒無任何脫落，磨損程度低。

圖7 起出鉆頭磨損情況Fig.7 Wearing situation of drill bit pulled out of the well

4.2.4 機械鉆速高 法51-新161C井在井深1 544.8～1 637.2 m采用連續管鉆進的機械鉆速為3.21 m/h，鄰井法54-46C井在鉆壓、排量和轉速更高的條件下，采用有機硅鉆井液在同層位鉆進時機械鉆速僅為1.94 m/h。在鉆進參數不占優的情況下卻能有更快的機械鉆速，是因為高性能水基鉆井液良好的攜巖效果減少了重復破巖，強抑制性避免了泥巖水化導致的地層可鉆性變差以及鉆頭泥包事故，優良的潤滑性能更好地保證了鉆壓傳遞。

4.2.5 井徑規則 鑒于?118 mm小井眼鉆井特定的井眼結構與鉆井工藝，井徑擴大率會高于常規井眼。由于鉆機轉換、設備故障、軌跡復雜等客觀原因，法51-新161C井共長起鉆22次，短起16次，頻繁起下鉆會進一步增大井徑擴大率控制難度，強抑制水基鉆井液憑借超強抑制性和超低濾失量，使法51-新161C井井徑擴大率僅為11.08%，遠低于設計要求（圖8）。

4.2.6 儲層污染小 法51-新161C井鉆遇油氣層時，氣測錄井全烴反映明顯，最高值達16.39%，全烴均值在5%～10%儲層4套，10%～15%儲層3套，而且電測解釋結果與氣測及熒光錄井等數據在井深位置及顯示級別上基本吻合，說明強抑制水基鉆井液優良的儲層保護特性有利于識別、評價和發現油氣藏，有利于油氣層保護。

圖8 法51-新161C井井徑曲線圖Fig.8 Caliper curve of Well Fa 51-Xin 161C

表10 法51-新161C井及鄰井烴值比較Table 10 Hydrocarbon value comparison between Well Fa 51-Xin 161C and its adjacent well

5 結論

（1）根據目標區塊地質情況和連續管鉆井技術特點，對鉆井液技術難點進行了分析，針對性地對聚胺抑制劑、封堵劑和潤滑劑進行了篩選，形成了一套強抑制水基鉆井液體系。

（2）研制的強抑制水基鉆井液具有較強的高溫穩定性、抑制性、封堵性及抗污染能力，同時具有良好的潤滑性及儲層保護效果。

（3）強抑制水基鉆井液在現場施工中流變性穩定易調整，攜砂能力強，機械鉆速高，潤滑防卡效果好，井徑規則，未發生任何復雜事故，完全滿足現場施工要求。

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