一種強抑制型鉆井液在坪1-2-9 井的應用

郝少軍，薛 成，段寶虹，曾立軍，竇紅梅

（中國石油青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅敦煌 736202）

東坪地區(qū)位于柴達木盆地阿爾金山前東段，儲層儲滲性能差，儲層砂巖孔隙結構整體差，該區(qū)塊的儲層存在強速敏、中等偏強鹽敏、無酸敏、中等偏強堿敏特性。該區(qū)塊下干柴溝組上部（E32）存在高壓水層，鉆井液易氣水侵，鉆井液的水侵溶量限較低，易使鉆井液密度降低，發(fā)生溢流。

為了更好更快的加大東坪地區(qū)油氣的勘探開發(fā)，對現(xiàn)場鉆井液進行分析，針對鉆井液存在的漏失較大，抑制性較差和對儲層保護效果不理想等突出問題，亟需一種適應該地區(qū)的強抑制性鉆井液體系。在鉆井液的密度提高的過程中，既要保證鉆井液體系的抑制性，同時還要具備良好的流變性及儲層保護效果[1]，設計采用具有強抑制能力的聚胺[2-4]有機鹽鉆井液體系。

1 室內實驗研究

1.1 材料與儀器

提黏劑XC（青海油田誠信助劑廠）、降濾失劑A（河南輝縣航天化工一廠）、防塌劑FT-401（河南金馬石油科技）、降濾失劑HMP-21（北京奧凱立）、有機鹽WYJ、聚胺WX、潤滑劑PGCS-1、重晶石（其余均為西部鉆探青海分公司提供）。

3500 型直讀式黏度計（美國千德樂），XS204 型電子天平（西安勞特）、四軸變頻高速攪拌器（青島同春）、YMS0.01-7.0 型數(shù)顯式液體密度計（青島同春）、XGRL-4 型數(shù)顯式滾子加熱爐（青島海通達）、API 濾失儀（青島海通達）、GGS-42-2A 高溫高壓濾失儀（青島海通達）。

1.2 實驗方法

鉆井液的配置：按照一定量稱取各種添加劑，按照配方順序依次加入，攪拌均勻，備用。

流變性測試：利用ZNN-D6 旋轉黏度計測試鉆井液在不同剪切速率下的讀數(shù)。

抑制性測試：稱取40.0 g 6～10 目巖屑（選取東坪區(qū)塊2 100 m～2 350 m 巖屑），放入裝有400 mL 鉆井液的陳化釜中，在120 ℃下熱滾16 h 后，過40 目標準篩，烘干，稱量。

2 室內實驗結果與分析

2.1 現(xiàn)場鉆井液室內分析

對東坪區(qū)塊已鉆完井次統(tǒng)計，鉆井液主要使用聚磺成膜低滲透鉆井液。取東坪現(xiàn)場聚磺成膜低滲透鉆井液進行室內評價。實驗結果（見表1）。

從表1 中可以看出，現(xiàn)場鉆井液的流變性能良好，F(xiàn)LHTHP偏大，該鉆井液體系的pH=10，該區(qū)塊屬于強堿敏性地層，易引起儲層堿敏，不利于保護儲層。兩口井現(xiàn)場鉆井液的巖屑回收率均較低，最高為21.66 %，表明該區(qū)塊的巖屑極易分散，目前使用的聚磺成膜低滲透鉆井液體系對該地區(qū)巖屑的抑制性較差，應盡量提高鉆井液體系的抑制性。

2.2 強抑制性鉆井液的優(yōu)選

針對現(xiàn)場鉆井液使用情況分析，鉆井液的酸堿性、抑制性、儲層保護性能有待解決。為了能提升鉆井液的密度及鉆井液體系的抑制性，同時，使體系具有良好的流變性及良好的保護儲層效果，設計采用具有強抑制能力的聚胺有機鹽鉆井液體系。

強抑制型鉆井液初始配方：水+10.0 %有機鹽WYJ+0.40 %提黏劑XC+0.50 %降濾失劑A+5.0 %聚胺WX+1.0 %降濾失劑HMP-21+1.0 %潤滑劑PGCS-1+2.0 %防塌劑FT-401。

室內主要就聚胺WX、有機鹽WYJ 對體系性能的影響進行了研究。

2.2.1 聚胺WX 對鉆井液體系的影響 聚胺WX 主要影響鉆井液體系的抑制性，因此選擇合適加量是非常必要的。聚胺有機鹽鉆井液體系的其他添加劑的量不變，改變WX 的加量，測試鉆井液體系的抑制性，實驗結果（見表2）。

從表2 可以看出：加重后的鉆井液巖屑回收率要高于加重前；隨著WX 加量增大，巖屑的回收率均相應的增加；WX 加量由1.0 %增加到5.0 %，加重后的鉆井液體系的巖屑回收率提升至92.94 %；繼續(xù)增加WX加量至8.0 %時，巖屑回收率僅比WX 加量為5.0 %時上升0.52 %。考慮鉆井液的抑制效果和成本經(jīng)濟，WX的加量選擇為5.0 %。

表1 現(xiàn)場鉆井液性能Tab.1 Properties of field drilling fluid

表2 WX 的加量對鉆井液體系的抑制性的影響Tab.2 Effects of WX on drilling fluids inhibition

表3 WYJ 的加量對鉆井液體系流變性影響Tab.3 Effects of WYJ on drilling fluids rheological property

2.2.2 有機鹽WYJ 對鉆井液體系的影響 有機鹽鉆井液主要有以下特點：（1）固相含量低；（2）抑制性強；（3）濾失造壁好；（4）抗溫能力強；（5）保護油氣層效果好。因此，添加一定量的有機鹽，既可以提高鉆井液的密度又可以改善鉆井液體系的性能。

2.2.2.1 WYJ 加量對鉆井液體系流變性的影響 改變WYJ 的加量，其他添加劑的量固定：水+0.40 %提黏劑XC+0.50 %降濾失劑A+5.0 %聚胺WX+1.0 %降濾失劑HMP-21+1.0 %潤滑劑PGCS-1+2.0 %防塌劑，測試有機鹽對鉆井液體系流變性能的影響。實驗結果（見表3）。

由表3 可以看出：WYJ 的加量為10.0 %、20.0 %加重后的鉆井液體系的流變性、API 濾失、HTHP 濾失均能滿足現(xiàn)場鉆井要求。隨著有機鹽的加量增大，鉆井液體系在加重前后表觀黏度、塑性黏度、動切力、靜切力性能的變化要稍小，鉆井液體系的黏切力稍有下降。這種現(xiàn)象主要因為有機鹽的加入，鉆井液的密度得到提高，隨之加重所需的重晶石相應減少，固相含量則相應降低，減少了固相對鉆井液的影響。

2.2.2.2 WYJ 加量對鉆井液體系抑制性的影響 改變有機鹽WYJ 的加量，測試其對鉆井液體系的抑制性的影響，巖屑回收率實驗結果（見表4）。

表4 實驗結果顯示，隨著WYJ 加量的增加，巖屑回收率相應的有所提升；WYJ 加量為10.0 %時，加重后的巖屑回收率高達90.94 %，繼續(xù)增加有機鹽的加量，巖屑回收率僅增加2.53 %。

根據(jù)WYJ 對鉆井液體系流變性和抑制性影響實驗結果，考慮鉆井成本的經(jīng)濟性最終確定有機鹽WYJ的加量為10 %。

表4 有機鹽加量對鉆井液體系的抑制性影響Tab.4 Effects of WYJ on drilling fluids inhibition

表5 聚胺有機鹽鉆井液體系的流變性能Tab.5 The rheological properties of poly-amine organic-salt drilling fluid

2.3 優(yōu)化的聚胺有機鹽鉆井液性能評價

由上述室內實驗結果，確定最終配方為：水+10 %WYJ+0.4 %提黏劑XC+0.5 %降濾失劑A+5.0 %WX+1 %降濾失劑HMP-21+1 %潤滑劑PGCS-1+2 %防塌劑+重晶石，對其性能進行測試。

2.3.1 流變性能 對優(yōu)化的聚胺有機鹽鉆井液體系加重至不同密度后，進行流變性能測定，實驗結果（見表5）。

從表5 實驗數(shù)據(jù)可知，聚胺有機鹽鉆井液體系加重到1.50 g/cm3和1.80 g/cm3后，體系在140 ℃熱滾16 h后，各項流變性能均非常穩(wěn)定，具有較好的抗溫性能。

2.3.2 抗0.3 %CaCl2溶液容量限 對東坪區(qū)塊高礦化度的要求，對優(yōu)選配方進行抗CaCl2溶液稀釋性能測試，實驗結果（見表6）。

從表6 中可以看出，該聚胺有機鹽鉆井液體系在0.3 %CaCl2水溶液加量為55.0 %時，黏度保留率能達到60 %左右，說明該聚胺有機鹽體系在經(jīng)過鹽水層時流變性表現(xiàn)比較穩(wěn)定。

2.3.3 儲層保護性能評價 就儲層保護而言，最有效的方法就是阻止外來物（固、液相）不進入或少進入儲層。選用東坪1 井天然巖心，取東坪天然巖心，參照《SY/T6540- 2002 鉆井液完井液損害油層室內評價方法》，在壓差3.5 MPa，污染時間2 h 的實驗條件下進行聚胺有機鹽體系保護儲層性能評價實驗，實驗結果（見表7）。

從表7 實驗結果可知，東坪1 井巖心的平均滲透率恢復值高達87.43 %，表明該聚胺有機鹽鉆井液體系對東坪區(qū)塊具有良好的保護儲層特性。

3 現(xiàn)場試驗部分

3.1 試驗井概括

坪1-2-9 井由西部鉆探青海鉆井公司50572 鉆井隊承鉆，屬于青海省柴達木盆地東坪氣田的一口井，用以了解東坪氣田的含氣性和流體分布特征，為東坪構造優(yōu)化產(chǎn)能部署提供依據(jù)，建成一定產(chǎn)能的開發(fā)井。該井設計井深3 650 m，實際完鉆井深3 650 m（見表8）。

表6 聚胺有機鹽體系抗0.3 % CaCl2 溶液容量限Tab.6 Poly-amine organic-salt drilling fluid capacity limitation of 0.3 % CaCl2 solution

表7 巖心滲透率的恢復值Tab.7 Recovery value of core permeability

表8 坪1-2-9 井井深結構Tab.8 Well depth structure of Ping 1-2-9 well

3.2 強抑制性鉆井液體系的現(xiàn)場應用

一開（0 m～300 m）：鉆井液體系為聚合物體系。

鉆井液配方：H2O+0.3 %NaOH+0.3 %Na2CO3+5.0 %膨潤土+0.3 %LV-CMC+0.5 %BNG+0.4 %K-HPAN+0.3 %HT-301+2.0 % FT-1A+重晶石。

鉆井液技術措施：按照設計要求，配制5 %土漿充分預水化，用LV-CMC、BNG 調整鉆井液性能，黏度達到60 s 后開鉆，鉆進過程中保持鉆井液黏度45 s～65 s、密度1.12 g/cm3～1.30 g/cm3，用BNG 強化鉆井的抑制性。一開完鉆后將地面所有鉆井液放掉，并將地面循環(huán)罐清理干凈。

二開（300 m～2 400 m）：鉆井液體系為強抑制性鉆井液體系（見表9）。

鉆井液技術措施：二開后轉化為強抑制性鉆井液體系，該區(qū)塊巖性以棕紅色、棕黃色、棕褐色泥巖、砂質泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖為主，針對以上地層特性，鉆井液處理上先加入了足夠量的抑制性材料，如加入WYJ、WX 保持鉆井液的強抑制性，防止二開長泥巖段的水化膨脹和分散。以降失水劑A 和HMP-21 降低鉆井液的濾失量，白瀝青改善泥餅質量，PGCS-1 改善鉆井液的潤滑性，降低鉆進及起下鉆摩阻保證了大井眼鉆進的低黏切、低失水等常規(guī)性能的設計要求，正常維護中按等濃度、細水長流的原則來處理。

三開（2 400 m～3 650 m）：繼續(xù)使用強抑制性鉆井液體系，鉆至3 164 m，出現(xiàn)3 m 較純石膏層，隨后為棕紅色泥巖夾雜少量石膏，鉆井液性能穩(wěn)定，沒有變化，總體鉆井液性能平穩(wěn)，泥餅質量優(yōu)良、薄、致密、韌性好，起下鉆順暢，直至順利完鉆。

3.3 現(xiàn)場試驗效果評價

（1）該強抑制性鉆井液使用了可溶性有機鹽WYJ，降低了鉆井液總固相含量10 %以上，尤其是在二開高密度鉆井液中，更為明顯。鉆井液總固相的降低，不僅是鉆井液的性能受固相的影響大大減少，鉆井液性能穩(wěn)定，現(xiàn)場處理次數(shù)減少；同時鉆井液中固相的減少，能大大提高機械鉆速。

（2）該強抑制性鉆井液大幅提高了抑制性，在坪1-2-9 井二開前期泥巖地層上效果更為明顯，配合胺基聚醇的使用，最大限度抑制泥巖地層的水化膨脹，保證了長裸眼井壁穩(wěn)定，鉆井過程中巖屑整齊、棱角分明。

表9 二開鉆井液分段性能Tab.9 The properties of drilling fluid was used between 300 m～2 400 m

（3）該強抑制性鉆井液材料種類數(shù)量少，針對性強，性能穩(wěn)定，現(xiàn)場配制和處理工藝流程簡單，便于現(xiàn)場操作。鉆井液抗鹽、抗鈣、抗黏土污染能力強，減少了鉆進過程中鉆井液處理次數(shù)，有效防止鉆井液因受污染造成的井下復雜情況。

（4）聚胺有機鹽鉆井液使用了可溶性鹽WYJ，一方面降低了鉆井液濾液的活度，另一方面降低鉆井液的總固相含量，最大限度降低固相對油氣層損害。

4 結論

（1）優(yōu)選研制出適應于東坪區(qū)塊的強抑制性鉆井液配方為：水+10 %WYJ+0.4 %提黏劑XC+0.5 %降濾失劑A+5.0 %WX+1 %降濾失劑HMP-21+1 %潤滑劑PGCS-1+2 %防塌劑。

（2）該聚胺有機鹽鉆井液體系在室溫及140 ℃下熱滾16 h 后具有良好的流變性能，抗溫性能優(yōu)良，抑制性能優(yōu)良，各項指標均能滿足現(xiàn)場施工要求。

（3）該聚胺有機鹽鉆井液體系加重到1.5 g/cm3和1.80 g/cm3后，體系各項性能穩(wěn)定，完全能滿足東坪鉆井的需要。

（4）該聚胺有機鹽鉆井液體系在東坪區(qū)塊的室內巖心滲透率恢復值為87.43 %，表明聚胺鉆井液體系有良好的保護儲層特性，有利于油氣層的發(fā)現(xiàn)，提高勘探開發(fā)效益，增加油氣產(chǎn)量。

（5）現(xiàn)場試驗表明，該體系具有極強的抑制性，最大限度抑制了泥巖地層的水化膨脹，保證了長裸眼井壁穩(wěn)定，現(xiàn)場配制和處理工藝流程簡單，便于現(xiàn)場操作。鉆井液抗鹽、抗鈣、抗黏土污染能力強，減少了鉆進過程中鉆井液處理次數(shù)，有效防止鉆井液因受污染造成的井下復雜情況，對于巖膏層地層，該體系具有極高的推廣價值。

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