基于井壁穩定及儲層保護的鉆井液技術

陳彬 張偉國 姚磊 嚴德

1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司；2.中海油田服務股份有限公司油田化學事業部；3.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

隨著惠州區域油氣勘探向深部地層發展，鉆遇的地層越來越復雜，8口井出現了井眼縮徑、裸眼起下鉆困難、井眼嚴重垮塌、卡電測儀器和卡鉆等復雜情況，造成了嚴重的工期拖延和費用損失。據統計，2016—2020年惠州區域累計損失工期超50 d，直接經濟損失超3 000萬元。該區域所鉆遇的地層依據地質年代劃分，由上至下依次發育新近系、古近系、前古近系。新近系地層包括萬山組、粵海組、韓江組、珠江組，巖性特點：以厚層灰色泥巖為主，夾中-薄層淺灰色細砂巖、粉砂巖和粉砂質泥巖，薄層灰白色石灰巖。古近系地層包括珠海組、恩平組、文昌組，巖性特點：以中-厚層淺灰色中砂巖和細砂巖為主，與薄層灰色泥巖、厚層黑色泥巖互層，發育薄層煤層，局部煤層富集。前古近系以火成巖為主，包括蝕變閃長巖、花崗巖、安山巖等，致密。

在惠州區域鉆井過程中，鉆井液方面主要面臨的技術難點是：(1)古近系地層井壁穩定性差，易出現井壁垮塌、掉塊等復雜井下情況；(2)井溫高，對鉆井液的抗溫性能要求高；(3)儲層保護難度大，儲層以火山巖為主，低孔滲。

1 強封堵聚合物鉆井液體系特點及性能評價

PHPA/KCl鉆井液體系是在南海東部海域鉆進作業中最常用的鉆井液體系，適用于軟泥巖地層或水敏性強的地層，但尚不能完全滿足深部地層高構造應力、砂泥巖夾層多、煤層發育地層作業要求［1-2］，為了提高對深部地層硬脆性泥頁巖穩定能力，研究在該體系中引入復合封堵劑，復合封堵劑是一種微米級剛性粒子和納米級聚合物可變形彈性粒子為主的高效封堵劑，結合PHPA/KCl鉆井液體系固有的抑制性，形成一套既具有強抑制能力又具有強封堵性的聚合物鉆井液體系。

1.1 復合封堵劑添加量優選

基漿配方：海水+2.0%預水化膨潤土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.3%PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +10%NaCl+2%瀝青樹脂+2%成膜劑+0.3%PHPA+0.1% XC。

在基漿配方基礎上，通過調整復合封堵劑的加量，評價熱滾前后不同加量下性能變化。熱滾條件：130 ℃×16 h、HTHP實驗測試壓力3.5 MPa、流變性測試溫度49 ℃，實驗結果見表1，復合堵漏劑在4%的加量下就可以達到較好的封堵能力，且對鉆井液的流變性影響小。

1.2 封堵能力對比分析

PHPA/KCl鉆井液體系配方:海水+2.0%預水化膨潤土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.3% PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +2%瀝青樹脂+2%成膜劑+0.3%PHPA+0.1%XC。

表1 不同復合封堵劑加量下鉆井液性能Table 1 Performance of drilling fluid with different dosages of combined sealing agent

強封堵聚合物鉆井液體系配方：海水+2.0%預水化膨潤土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.3% PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +10%NaCl+2%瀝青樹脂+2%成膜劑+4%復合封堵劑+0.3%PHPA+0.1%XC。

室內采用無滲透封堵儀對強封堵聚合物鉆井液和PHPA/KCl鉆井液分別進行了填砂管封堵性實驗，也采用了PPT封堵實驗儀進行了高溫高壓封堵實驗，填砂實驗條件：室內常溫、壓力0.7 MPa、時間30 min；PPT封堵實驗條件：溫度100 ℃、壓力3.5 MPa，時間30 min。室內評價結果見表2。

表2 強封堵聚合物鉆井液與PHPA/KCl鉆井液封堵能力對比Table 2 Sealing capacity comparison between strong-sealing polymer drilling fluid and PHPA/KCl drilling fluid

相比PHPA/KCl鉆井液，強封堵聚合物鉆井液體系具有極佳的封堵性能，在普通砂床上，侵入深度僅為1 cm，高溫高壓濾失量僅為8 mL，具有較好的封堵性能。

2 無固相鉆井液體系及其性能評價

無固相鉆井液體系具有較低流動阻力、較小的靜切力、良好的流變性等諸多優點，能夠很好地保護油氣層［3-4］。惠州前古近系地層埋藏深、低孔滲，對儲層保護要求高，因此，決定在前古近系地層采用無固相鉆井液體系。考慮到深層井溫度高的問題，在常規無固相鉆井液體系配方基礎上，引入甲酸鹽、抗鹽抗溫聚合物降失水劑和提黏劑，形成一套抗高溫無固相鉆井液體系，并從抗高溫性能和儲層保護能力兩方面對鉆井液體系進行室內性能評價。

2.1 抗高溫性能評價

由于常溫無固相鉆井液體系使用普通淀粉和生物聚合物來構建體系的流變特性和降失水性，配合無機鹽或有機鹽建立抑制性和比重調節，從材料結構顯示抗溫能力有限［5-7］。室內通過老化實驗來評價常溫無固相鉆井液體系的抗溫能力，常溫無固相鉆井液體系配方：海水+0.30%燒堿+0.20%純堿+3.0%淀粉+0.60%流型調節劑+3.0%KCl+6.0%NaCl+1.0%聚胺+1.0%潤滑劑。實驗條件：流變性測試溫度49 ℃，老化時間16 h。室內評價結果見表3，常溫無固相鉆井液體系在120 ℃下可以保持良好的流變性和降失水性，溫度高于120 ℃后，生物聚合物類材料的降解導致黏切呈下降趨勢，失水增大。老化溫度達到140 ℃后，鉆井液體系中的結構基本喪失，無法滿足作業要求。

表3 常溫無固相鉆井液體系抗溫性評價Table 3 Temperature resistance evaluation of solid free drilling fluid system

抗高溫無固相鉆井液體系是基于抗溫抗鹽降失水劑和提黏劑形成的一套適用高溫深井的鉆井液體系［5］，室內同樣通過老化實驗來評價抗高溫無固相鉆井液體系的抗溫能力，抗高溫無固相鉆井液體系配方：海水+0.30%燒堿+0.20%純堿＋1.5%抗溫抗鹽降失水劑+0.80%抗溫抗鹽提黏劑+1.0%聚胺+1.0%潤滑劑+10.0%HCOOK，實驗條件：流變性測試溫度49 ℃，老化時間16 h，室內評價結果見表4。

表4 抗高溫無固相鉆井液體系抗溫性評價Table 4 Temperature resistance evaluation of hightemperature solid free drilling fluid system

實驗結果表明，抗高溫無固相鉆井液在200 ℃以內都表現出具有良好的流變性和降失水性，體系較為穩定，能夠滿足高溫深井作業要求。

2.2 儲層保護能力評價

室內選用天然露頭巖心，按石油天然氣行業標準SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》進行儲層保護能力評價，分別對常溫無固相鉆井液和抗高溫無固相鉆井液在120 ℃×3.5 MPa、環壓6.5 MPa反向污染巖心2 h后，再進行正向驅替，測得巖心傷害后滲透率恢復值。

實驗結果見表5，無論是常溫還是抗高溫無固相鉆井液體系傷害巖心后滲透率恢復值大于85%，對儲層傷害較小。

表5 無固相鉆井液體系的儲層保護效果Table 5 Reservoir protection effect of solid free drilling fluid system

3 現場應用

惠州-A井為四開次直井，井身結構為：?914.4 mm井眼×214 m (?762.00 mm套 管×213.66 m)+?444.50 mm井眼×1 027 m (?339.725 mm套管×1 025 m)+?311.15 mm井 眼×3 744.26 m (?244.475 mm套管×3 590 m)+?215.90 mm井眼×4 276 m。該井三開井段鉆遇地層自上而下為韓江組、珠江組，珠海組，恩平組、文昌組，使用強封堵聚合物鉆井液體系鉆進。四開井段鉆遇前古近系火成巖地層，井底溫度超150 ℃，有測試作業計劃。

3.1 三開井段

惠州-A井古近系珠海組至恩平組地層煤層發育，煤層井段易發生局部垮塌；恩平至文昌組硬脆性泥巖，容易發生應力性垮塌，優選強封堵聚合物鉆井液，達到抑制硬脆性泥頁巖水化膨脹，穩定古近系地層中煤層的目的。

(1)選擇合適的鉆井液密度，平衡地層應力。根據鄰井資料，韓江組地層局部坍塌壓力較大，鉆至垂深1 400 m之前提高鉆井液密度至1.16 g/cm3。進入恩平組地層逐步提高鉆井液密度至1.25 g/cm3，防止煤層及硬脆性泥巖地層應力釋放造成井壁剝落。

(2)由于珠江組以上地層均以灰色泥巖為主，鉆井液必須保持有良好的包被抑制。保持循環系統中PHPA的有效濃度4 kg/m3，正常鉆進期間使用PHPA膠液補充損耗。同時使用80 kg/m3KCl+100 kg/m3NaCl的復配鹽水降低鉆井液液相活度，減緩液相向地層的滲透，保證鉆井液對井壁的抑制性。

(3)使用復合封堵劑，利用多級配顆粒中剛性粒子架橋作用，彈性粒子填充孔隙，在井壁上形成薄而密的不滲透封堵層，減緩或隔絕鉆井液和地層之間的壓力傳遞，保證井壁穩定。珠海組下部發育有煤層，恩平和文昌組硬脆性泥巖均有剝落垮塌的風險。現場作業中，鉆進至珠海組地層前提高循環系統復合封堵劑質量濃度至50 kg/m3，瀝青樹脂和成膜劑單劑濃度為20 kg/m3，保證鉆井液對煤層和泥巖微裂縫的封堵能力，阻止鉆井液液相的侵入，起到防塌作用。

強封堵聚合物鉆井液體系取得了良好的應用效果，惠州-A井鉆進期間返出巖屑完整，顆粒分明，切削齒痕清晰，無煤層垮塌物和井壁剝落物返出，起下鉆順暢無阻。該井段電測作業共計8趟，一次性完成作業，中途沒有通井，電測儀器起下順利無阻，順利完成地質資料錄取，電測結果顯示，?311.15 mm井段平均井徑擴大率僅3.4%。強封堵聚合物鉆井液相繼用于惠州區塊多口井鉆進作業，均表現出良好的井壁穩定性，電測測得平均井徑擴大率均低于5%。

3.2 四開井段

無固相鉆井液現場應用于惠州-A井四開儲層井段3 744.26～4 276 m，該井段巖性為蝕變閃長巖、蝕變輝綠巖，穿過基底內斷面鉆遇蝕變花崗巖，井底最高井溫為155 ℃，正常鉆進期間使用常溫無固相鉆井液，起下鉆期間或電測期間井底至130 ℃井段墊入抗高溫無固相鉆井液。惠州-A井四開井段鉆井液性能變化見表6，常溫無固相鉆井液流變性穩定，攜帶能力強；失水易控制，能滿足儲層段的鉆進作業。

?215.9 mm井段電測前，井底至井溫130 ℃井段墊入新配制的抗高溫無固相鉆井液，電測作業累計7趟，靜止時間達到158 h，未出現電測儀器遇阻現象。抗高溫無固相鉆井液表現出良好的抗溫穩定性，見表7。

表6 常溫無固相鉆井液性能Table 6 Properties of normal-temperature solid free drilling fluid

表7 抗高溫無固相鉆井液性能Table 7 Properties of high-temperature solid free drilling fluid

該井前古近系地層在鉆井液浸泡32.5 d后，成功進行了裸眼測試。地質油藏部門利用DST測試結果采用雙孔的油藏模型擬合計算近井壁帶表皮因數為2.79～3.12，儲層平均有效滲透率(2.4～4.2)×10-3μm2，從擬合結果來看，無固相鉆井液體系對儲層傷害小，有效地保護了低孔滲儲層。

4 結論及建議

(1)強封堵聚合物鉆井液體系對古近系地層煤層和硬脆性泥頁巖的穩定能力有顯著效果。

(2)無固相鉆井液體系對前古近系火成巖儲層具有良好的儲層保護能力。

(3)考慮鉆井液成本，對于井溫超150 ℃的高溫井可以采取惠州-A井的作業模式，鉆進期間使用常溫無固相鉆井液體系，靜止期間高溫井段墊入抗高溫無固相鉆井液，以滿足后續電測作業要求。