強分散性地層大位移井鉆井液關鍵技術研究

楊玉貴，邢希金，孫文化

（1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.中國海洋石油國際有限公司，北京 100028）

海外K 油田位于尼羅河源頭區(qū)阿爾伯特湖畔，油藏深埋湖底，未來計劃采用湖岸大位移井開發(fā)，且鉆完井作業(yè)要求“零”排放。前期該區(qū)已從湖岸鉆3 口常規(guī)定向井探井，平均井深3 000 m，鉆井漏失、卡鉆、井壁垮塌及縮徑等井下復雜事故頻發(fā)，3 口井均因此進行過側鉆。目前油田擬采用湖岸鉆大位移井的開發(fā)方案，以規(guī)避湖上鉆井的環(huán)保溢油風險，但鉆井難度加大，如何通過技術創(chuàng)新實現大位移井安全環(huán)保經濟高效鉆井的問題亟需解決。本文通過攻關研究，推薦采用環(huán)保、高性能的合成基鉆井液來保障大位移井鉆井井壁穩(wěn)定、減小井筒摩阻和鉆井廢棄物排放量，為湖岸大位移井方案的順利實施奠定堅實的技術基礎。

1 面臨技術挑戰(zhàn)及鉆井液性能要求

1.1 地層特點

該區(qū)探井所鉆遇的地層主要為位于含油盆地之內后期沉積形成的砂泥巖互層和盆地邊緣的部分堅硬基巖。根據已鉆井的電測數據、綜合錄井圖和現場錄井巖屑描述，該區(qū)地層從上到下依次為第四系地層的全新世H1 組、晚更新世PL1 組、早更新世PL2 組，第三系地層的晚上新世P4 組和P3 組、早上新世P2 組和P1組、晚中新世M6 組和M5 組，以及中生代地層，巖性以砂巖和泥巖為主，砂巖與泥巖成互層分布，單層較薄，砂巖層厚度一般小于10 m，泥巖層厚度比砂巖層略大，但基本不超過20 m。第四系地層砂巖較多，晚上新世P4 到早上新世P1 中部泥巖較多，部分泥巖含水量高，發(fā)育易發(fā)生塑性變形的軟泥巖，部分泥巖地層軟硬交錯，巖性描述中顯示部分泥頁巖為塊狀、易分裂的，具有一定的結構特征。根據巖心照片，發(fā)現灰色的中硬泥巖中有微裂縫發(fā)育，同時相連的紅色泥巖肉眼可見水化侵蝕嚴重，與中硬泥巖呈互層發(fā)育。鉆井時軟硬泥巖相互影響，會嚴重影響井壁穩(wěn)定性。

該區(qū)地層黏土礦物含量高，根據室內實驗分析（見表1），上部非儲層段地層（PL1 至P1 中部）巖粉黏土礦物含量為38.8%～52.3%，黏土組分以蒙脫石/伊蒙混層（含量53%～57%）和高嶺石（含量38%～42%）為主。下部層段（P1 下部至M5）泥巖地層全巖黏土礦物組分含量大部分在76%以上，部分地層高達98%，并且黏土礦物組分中蒙脫石的含量也很高，最高達88%；儲層段砂巖中蒙脫石/伊蒙混層含量20%～67%。實鉆經驗及實驗研究表明，該區(qū)地層為強分散和易膨脹地層，若鉆井液體系及性能不合理，鉆井過程極易出現井徑不規(guī)則、井壁坍塌、縮徑、鉆頭泥包等復雜情況。

表1 部分井段全巖及黏土礦物分析結果

1.2 面臨的技術挑戰(zhàn)

該區(qū)已完鉆3 口井均采用水基鉆井液體系，井下復雜事故頻發(fā)。K-1 井及其兩次側鉆的井眼均發(fā)生了嚴重井漏；井眼縮徑和垮塌較為普遍且嚴重，起下鉆阻卡和電測阻卡發(fā)生次數較多。K-2 井、K-3/3A 井鉆井過程中出現了不同程度的卡鉆，其中K-2 發(fā)生兩次嚴重卡鉆導致井段回填并側鉆兩次；K-3 井發(fā)生一次鉆具落魚事故。根據分析，K-1 井鉆井漏失與鉆遇的基巖不整合面相關，該區(qū)基巖不整合面風化嚴重，破碎帶充填不好，一旦鉆遇易發(fā)生井漏。K-2 井第一次卡鉆為吸附或鍵槽卡鉆，第二次卡鉆為鉆井液密度過低引起的井壁坍塌或縮徑卡鉆；K-3/3A 井因鉆井液密度小于井壁坍塌壓力，發(fā)生了紅色泥巖段縮徑坍塌，進而造成了較為嚴重的阻卡。

綜合以上分析認為，該區(qū)鉆井液方面需要重點解決以下幾個技術難題。首先，該區(qū)地層軟硬泥巖交替發(fā)育，蒙脫石含量高，鉆井液濾液侵入地層后易產生水化膨脹應力，增大井周應力集中程度，進而降低地層強度，導致井壁周期性坍塌，這種強的分散性地層對鉆井液的抑制性提出了較高的要求。其次，在該區(qū)采用水基鉆井液鉆井時，漏失、卡鉆、井壁垮塌及縮徑等井下復雜事故多，但該地區(qū)為拉張狀態(tài)下形成的地層，地應力不大，實用鉆井液密度低于地層坍塌壓力、鉆井液濾失后與地層發(fā)生的力學化學耦合作用是造成井壁失穩(wěn)的重要原因。最后，該油田位于尼羅河源頭區(qū)，當地環(huán)保要求嚴格，鉆井廢棄物需全過程“零”排放。

1.3 鉆井液性能需求

分析認為，在該區(qū)鉆井過程中，如鉆井液抑制性與封堵性欠佳，就可能誘發(fā)泥巖水化膨脹，造成縮徑，巖石強度下降，坍塌壓力增高，鉆井液密度不能平衡地層坍塌壓力，從而誘發(fā)井塌，引起起下鉆阻卡。根據地層力學特性，該區(qū)地層較軟，近井筒易形成塑性區(qū)，地層與鉆井液之間的相互作用又會導致井周地層的進一步軟化，導致塑性區(qū)變大，并最終造成井眼縮徑，進而在起鉆過程中遇卡，劃眼過程中在擾動載荷作用下發(fā)生井塌，加劇了起鉆過程遇阻卡的復雜程度，并可導致卡鉆、斷鉆具等事故。K-2 井上部井段采用KCl 鉆井液體系，K-2 和K-3 井下部井段采用KCl 鉆井液體系，鉆井液體系的抑制性、封堵性、密度等不合理是造成鉆井復雜事故多發(fā)的一個重要原因。

基于上述分析，提出了該區(qū)鉆井液的性能需求。首先，上部地層由于軟硬泥巖交替，其中紅色泥巖地層，水敏性強，容易發(fā)生井眼縮徑甚至坍塌，可采用“軟抑制”鉆井液體系，控制合理的密度，以控制含水高的軟泥巖塑性變形和砂巖蠕變。其次，下部地層微裂縫發(fā)育且部分井軌跡可能會過斷層，易出現井壁坍塌和鉆井漏失，要求鉆井過程中適當增強抑制性，并提高鉆井液的封堵能力，在井壁上形成韌而薄的泥餅，以提高井眼承壓能力。再次，大斜度穩(wěn)斜井段起下鉆易發(fā)生阻卡，要求鉆井液具有良好的流變性、潤滑性和井眼清潔能力，防止巖屑床的形成。最后，當地環(huán)保要求非常高，采用的鉆井液需要具有良好的環(huán)保性能。

2 鉆井液體系選擇

根據研究，該區(qū)受正斷層控制，油田為斷裂后沉積形成，受拉伸運動的影響構造應力較低。上覆巖層壓力為區(qū)塊最大主地應力，兩水平主地應力差值不大[1，2]，鉆井液密度不低于坍塌壓力即可。該區(qū)塊以大斜度大位移井為主，且地層易水化膨脹失穩(wěn)，鉆井中采用具有強抑制強封堵性能的水基鉆井液或高性能合成基鉆井液更有利于擴大鉆井安全泥漿密度窗口，實現安全高效鉆井。

一般地，鉆井液與地層接觸后會向地層內滲流，造成鉆井液向地層內滲流的驅動力主要有兩種，化學驅動力和水力驅動力。不同鉆井液類型條件下滲流的水力驅動力差別較大，對水基鉆井液來說，地層孔隙的毛細管力是流體滲流的動力，而在合成基鉆井液條件下是滲流的阻力。由于滲流驅動力的差異，在井眼鉆開的瞬時由于沒有泥餅的影響，水基鉆井液條件下井壁孔隙壓力會迅速升至與井筒壓力相同，而合成基鉆井液條件下井眼鉆開瞬時井壁孔隙壓力基本保持不變[3-7]。

理論計算表明，若采用水基鉆井液，即使在不考慮井眼鉆開后泥頁巖水化的影響，坍塌壓力也比較高，該區(qū)塊屬正常孔隙壓力體系，已鉆井坍塌壓力系數在1.24～1.3，地層破裂壓力系數在1.7 之上，地層漏失壓力系數在1.46 以上，安全泥漿密度窗口較窄，鉆井過程中井壁失穩(wěn)的風險比較高，大斜度井的條件下更會增大這種風險。若采用合成基鉆井液時，只要能夠保持鉆井液的性能穩(wěn)定，從安全泥漿密度窗口看，地層坍塌壓力系數在合成基鉆井液下比水基鉆井液下降低0.1左右，安全泥漿密度窗口增大，更有利于安全鉆井。

同時，根據該區(qū)同井段巖心在不同鉆井液體系中浸泡后的單軸抗壓強度（UCS）變化實驗（見圖1）。可以看出，浸泡在KCl-聚胺鉆井液中的巖石強度下降較快，1 天后巖石強度下降至浸泡前原強度的50%，3 天后巖石強度為原強度的30%；浸泡在合成基鉆井液中的巖石1 天后巖石強度下降至原強度的90%，此后巖石強度下降緩慢，在第6 天仍為原強度的85%，合成基鉆井液更有利于井壁長期穩(wěn)定。

圖1 合成基鉆井液（SBM）與KCl-聚胺鉆井液（WBM）浸泡時間-巖石強度關系圖

綜上所述，該區(qū)塊采用性能穩(wěn)定、封堵能力強的合成基鉆井液，并保持適當的鉆井液密度是實現大位移井安全鉆井的關鍵。從抑制該油田泥巖水化膨脹、防止泥巖井段縮徑而造成起下鉆阻卡和卡鉆、降低入井管柱摩阻、鉆井廢棄物排放量及環(huán)保性等方面來看[8-10]，合成基鉆井液優(yōu)于水基鉆井液，故針對該區(qū)大斜度井及大位移井鉆井推薦采用合成基鉆井液。

3 合成基鉆井液配方及性能測試

3.1 配方及基本性能

實驗的合成基鉆井液基油采用氣制油，用其合成的鉆井液比普通的油基鉆井液黏度低、潤滑性好，與各種處理劑配伍性好、性能易調控，生物毒性低、短時間內易降解[8]。

實驗研究了不同油水比、不同有機土和降濾失劑加量對合成基鉆井液性能的影響。120 ℃熱滾條件下，不同油水比的合成基鉆井液配方（見表2），其性能測試結果（見表3）。

表2 不同油水比的鉆井液配方

表3 不同油水比的鉆井液性能

根據實驗結果，油水比75:25 的1#、2#、3#配方破乳電壓ES 介于401～548 V，油水比為70:30 的4#配方破乳電壓小于400 V。2#配方的有機土含量為2.5%，低于其他配方的3%，在相同油水比情況下，2#配方的合成基鉆井液破乳電壓低于1#和3#配方。3#配方的高溫高壓失水為6.4 mL，低于其他配方的失水，故提高油水比和降濾失劑的加量有利于抑制鉆井液失水。同時，較低的塑性黏度PV 和較高的屈服值YP 有利于攜帶巖屑和井眼清潔，故綜合比較，3#配方和4#配方綜合性能表現優(yōu)于1#配方和2#配方。

3.2 合成基鉆井液抑制性

選用表2 中編號3#對兩個不同深度的具有極強分散性、膨脹性的巖石進行了分散性和膨脹實驗（見表4，圖2）。從表4 中可以看出，回收率均在90%以上，高溫高壓膨脹率均低于1.5%，合成基鉆井液對強分散性、強膨脹率巖石具有強抑制性。

圖2 合成基鉆井液的分散實驗

表4 合成基鉆井液的抑制性

采用優(yōu)選的合成基鉆井液對不同加量的鉆屑的污染進行了評價，測試結果（見表5），鉆井液配方為油水比（75:25）+4%乳化劑+1%潤濕劑+3%氧化鈣+3%有機土+3%降濾失劑+1.2 g/cm3。從表中可以看出，合成基鉆井液體系在鉆屑侵污的情況下，隨著鉆屑含量由0%增加到15%，破乳電壓由526 V 降低到421 V，YP基本保持不變，鉆井液塑性黏度由24 mPa·s 增加到34 mPa·s，增幅不大，流變性能基本保持穩(wěn)定，這說明評價的合成基鉆井液具有較強的抗鉆屑污染能力。

表5 鉆屑污染對鉆井液性能影響

3.3 合成基鉆井液的環(huán)保性能

合成基鉆井液與油基鉆井液相比的優(yōu)勢是具有很高的生物毒性LC50 值，并可以生物降解，環(huán)保性能好。根據檢驗，環(huán)保基液采用碳數分布窄的、以C12～C18為主的直鏈烷烴，其芳烴含量低于0.05%，生物毒性LC50 為378 200 mg/L，環(huán)保性能較好。

推薦的合成基鉆井液具有合理的流變性、強抑制性、中等-強的抗土粉污染能力，浸泡巖石強度下降較緩慢，穩(wěn)定井壁效果好，潤滑性能良好，且對儲層損害程度小。同時，合成基鉆井液可重復使用，根據估算，平均單井采用合成基鉆井液產生的鉆井廢棄物量比采用水基鉆井液時減小59%，且最終通過回收及熱解析等處理措施，對環(huán)境無害，可達到當地“零”排放的環(huán)保要求。

4 結論與認識

（1）K 油田主要為第三系新沉積的砂泥巖互層，軟硬泥巖交替發(fā)育，蒙脫石含量高，極易水化膨脹降低地層強度，導致井壁周期性坍塌，原探井水基鉆井液性能不合理，鉆井過程中井下漏失、卡鉆和井壁坍塌縮徑等復雜事故頻發(fā)，必須通過合理的鉆井液技術確保鉆開地層的力學與化學穩(wěn)定，進而實現大位移井井壁穩(wěn)定。

（2）地層坍塌壓力系數在合成基鉆井液下比水基鉆井液下降低0.1 左右，安全泥漿密度窗口增大，更有利于安全鉆井，同時從抑制K 油田泥巖水化膨脹、防止泥巖井段縮徑、降低入井管柱摩阻、減少鉆井廢棄物排放量等方面考慮，針對該區(qū)大斜度井及大位移井鉆井推薦采用合成基鉆井液。

（3）推薦的高性能合成基鉆井液密度1.2～1.4 g/cm3，回收率大于90%，高溫高壓膨脹率低于1.5%，中等-強的抗土粉污染能力，浸泡后巖石強度比水基鉆井液同等條件下高60%，穩(wěn)定井壁效果好，潤滑性能良好，對儲層損害小，可重復使用，產生的鉆井廢棄物量可減小59%。