改進型低自由水鉆井液體系在東海地區的研究與應用

蔡 斌 ，張海山 ，李艷飛 ，袁則名 ，王喜杰 ，和鵬飛

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

東海地區低孔滲油氣資源豐富，但大多埋藏較深，所鉆遇的地層復雜，井壁易失穩，深部地層可鉆性差、煤層發育廣泛，多口井出現起下鉆困難，卡鉆，電測遇阻等事故。而且該地區以氣田為主，巖心致密，滲透率低，滲流阻力大，為鉆井過程中的儲層保護工作帶來了很大的難度。

為適應東海地層特點，從預防水敏性傷害，控制水鎖效應，提高抑制性，減少濾液侵入量和侵入深度出發，針對東海地區低滲儲層構建了低自由水鉆井液體系，并成功應用于東海地區Φ215.9 mm 低孔低滲儲層段，取得了良好的效果。為解決泥頁巖水化膨脹、坍塌掉塊，煤層井壁失穩[1-3]及儲層保護等問題，通過對低自由水鉆井液體系的優化研究，形成了改進型低自由水鉆井液體系。

1 低自由水鉆井液體系

1.1 低自由水鉆井液體系作用機理

水作為鉆井液中的分散介質，在鉆井液中的存在方式有自由水、結晶水和吸附水三種[2，4-6]，其中自由水對井壁穩定和油層保護的影響最為重要，而結晶水和吸附水是很難侵入地層的。減少鉆井液中的自由水含量，可以避免對井壁穩定性產生影響；同時提高鉆井液的潤濕轉相能力，產生有效抑制性和封堵能力，更好地實現井壁穩定和儲層保護。

低自由水鉆井液體系的核心是高效自由水絡合劑，配合使用防水鎖劑，達到儲層保護的效果[7-10]。低自由水鉆井液體系主要作用機理為：（1）自由水絡合劑束縛鉆井液中多余的自由水，大幅度降低了鉆井液中自由水向井壁孔隙或裂縫滲透的量和深度；（2）絡合劑分子的親水基團和疏水基團與水分子作用時相互纏繞，濃集形成特殊的分子膠束，繼而在井壁形成致密的低滲透封堵膜，有效封堵不同滲透性地層和微裂縫；（3）防水鎖劑能顯著降低油水界面張力及氣液表面張力，以減少濾液進入地層后造成的儲層氣流阻力。

1.2 低自由水鉆井液體系應用效果

低自由水鉆井液體系在東海地區的LS2-1井、T-7S井及H1-2井的Φ215.9 mm 低孔低滲出層段中成功應用，取得了良好的效果。這3 口井在鉆井過程中返砂情況良好，扭矩、泵壓正常，起鉆過程中均采用直接起鉆方式，下鉆過程均無沉砂，電測及下尾管順利。這表明低自由水鉆井液體系具有良好的流變性能，濾失造壁性能及攜砂性能，有效提高了井壁穩定性及起下鉆效率。同時由于低自由水鉆井液形成的分子膠束能有效封堵地層，提高地層的承壓能力，緩解鉆井液平衡地層所需的比重，有效降低壓力及濾液的傳遞，保護了油氣層。

為了提高全井段作業時效，減少Φ311.15 mm井段復雜情況，在N4-2井Φ311.15 mm井段和Φ215.9 mm井段均應用低自由水鉆井液體系，但在作業過程中出現起下鉆遇阻、井壁掉塊等復雜情況，分析原因主要是：（1）Φ311.15 mm井段砂泥巖互層膠結疏松，泥巖水化易分散；（2）底礫巖及泥頁巖易坍塌掉塊；（3）煤層比較發育，易引起井壁失穩。因此對低自由水鉆井液體系進行優化研究，形成了改進型低自由水鉆井液體系。

2 改進型低自由水鉆井液體系及性能評價

2.1 改進型低自由水鉆井液體系作用原理

改進型低自由水鉆井液體系是在低自由水鉆井液的基礎上，研究出的一種解決煤層封堵、砂泥巖互層封堵和泥頁巖井壁穩定的鉆井液技術。

該技術應用的深部抑制劑（HPI）是一種高分子硅氟表面活性劑，利用Si-OH 鍵與黏土上的Si-OH 鍵縮聚成Si-O-Si 鍵，形成牢固的化學吸附，在黏土表面上形成一層甲基朝外的CH3-Si 吸附層，使黏土表面產生潤濕反轉，阻止和減緩了黏土表面的水化作用，也降低了鉆井液中黏土顆粒間的相互作用力，削弱了網架結構，有效抑制黏土礦物水化膨脹能力。

體系加入溫壓成膜封堵劑（HCM），成膜封堵劑分子與水接觸后，內部形成高度交聯、強度極高的剛性硬核；中間層由含有非親水性反應性官能團的柔性共聚物組成；外層是由含有親水性反應性官能團的柔性共聚物組成。在井底壓差作用下粒子之間發生聚并、融合，當一粒子外層進入另一粒子中間層時，分布在外層與中間層的反應性官能團發生交聯反應，直至粒子最外側的親水性官能團被反應完全。無數膠束粒子相互之間都發生著上述同樣的聚并、融合、交聯過程，最后形成連續性的膜。此膜有一定強度，不再受鉆井液沖刷和溫度的影響，可阻止漿液中自由水向井壁滲透，達到封堵砂泥巖互層及煤層的效果。

2.2 改進型低自由水鉆井液體系配方及性能

通過室內研究，最終確定了改進型低自由水鉆井液體系配方為：

3%海水土漿+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%包被劑PF-PLUS+0.3%聚陰離子纖維素PF-PAC-LV+1.0%自由水絡合劑HXY-3+2.0%降濾失劑PFFLOCAT+2%防塌劑PF-LSF+2%成膜劑HCM+5%KCl+2%潤滑劑PF-LUBE+1%抑制劑HPI＋2%防水鎖劑HAR（儲層段使用），常規性能（見表1）。

表1 改進型低自由水鉆井液體系基本性能Tab.1 Basic performance of the improved low-free-water drilling fluid system

從表1 可以看出，改進型低自由水鉆井液體系具有良好的流變性和失水造壁性，120℃高溫高壓濾失量在10 mL 以下。

本次室內研究重點對改進型低自由水鉆井液體系的抑制能力、封堵和井壁承壓能力進行了評價。

2.2.1 HPI 抑制能力評價 室內研究通過測定HPI 對膨潤土的相對抑制率來考察其抑制黏土水化造漿的能力，基本配方：400 mL 蒸餾水+0.8 g 碳酸鈉+HPI+40 g膨潤土。測定方法：測定蒸餾水漿100 r/min 的讀數計為 Φ1，不同 HPI 漿 100 r/min 的讀數計為 Φ2，則相對抑制率%=（Φ1-Φ2）×100/Φ1，實驗結果（見圖1）。

實驗結果發現，在HPI 加量超過1.0%，相對抑制率可達到80%以上，因此HPI 具有良好的抑制黏土水化分散和水化膨脹的能力，能夠有效的抑制黏土顆粒造漿。

圖1 HPI 加量對膨潤土的相對抑制率的影響Fig.1 Relative inhibition rate of bentonite by HPI addition

2.2.2 HCM 封堵能力評價 封堵能力評價實驗方法為：將滲透率為50 mD～60 mD 的人造巖心用標準鹽水抽空飽和，利用靜態巖心污染試驗儀在高溫高壓（80℃、3.5 MPa）條件下測定在基漿中加入成膜封堵劑HCM前后通過人造巖心后漏失量的變化，來表征成膜封堵劑HCM 對巖心的封堵效果。基漿配方：水+0.1%HVIS（增黏劑）。實驗結果發現，HCM 具有良好的封堵性，120 min 濾失量僅為5 mL，實驗結果（見圖2）。

圖2 HCM 的封堵效果Fig.2 Plugging effect of HCM

2.2.3 改進型低自由水鉆井液體系抑制性能評價 室內通過巖屑滾動回收實驗、濾液膨脹性實驗評價了改進型低自由水鉆井液的抑制能力。

回收率實驗方法：取N4-1井2 440 m～2 540 m 鉆屑過6～10 目篩，風干后稱取30 g 加入到350 mL 改進型低自由水體系中，在120℃下老化16 h 后過40 目篩，篩余在105℃下烘干后稱重，實驗結果（見表2）。

由表2 可以看出，鉆屑在清水的滾動回收率為4.17%，在改進型低自由水鉆井液中的滾動回收率高達94.00%，低自由水鉆井液體系可明顯降低巖屑的水化分散。

表2 鉆井液的滾動回收率Tab.2 Rolling recovery rate of the improved low-free-water drilling fluid

圖3 改進型低自由水體系對巖屑的高溫高壓膨脹率的影響Fig.3 The high temperature and high pressure expansion rate of the improved low-free-water system to cuttings

膨脹性實驗方法：取N4-1井2 440 m～2 540 m 鉆屑粉碎后過100 目篩，在105℃烘干后稱取10 g 在12 MPa 下壓制5 min，用CLPZ-2 高溫高壓智能膨脹儀在120℃、3.5 MPa 下測其在濾液中不同時間的膨脹率，結果（見圖3）。從圖3 可以看出，鉆屑在清水中8 h高溫高壓膨脹率為18.92%，在改進型低自由水鉆井液濾液中8 h 的膨脹率僅為1.86%，說明改進型低自由水鉆井液體系具有較好的抑制能力，能夠有效的抑制地層黏土礦物的水化膨脹井壁穩定性。

2.2.4 改進型低自由水鉆井液體系封堵和井壁承壓能力評價 本次室內研究使用的高溫高壓承壓實驗儀主要由增壓泵、釜體、巖心夾持器、溫控系統幾部分組成，示意圖（見圖4）。模擬儲層鉆井條件，鉆井液液柱壓力與地層壓力之間的壓差和地層溫度條件，通過漏失量變化情況，評價高壓差和高溫下入井流體對儲層的影響。室內使用井壁承壓實驗裝置，測定了低自由水鉆井液在120℃×20 MPa 下，90 min 鉆井液濾失量僅為0.6 mL（見表3），表明低自由水鉆井液形成的封堵層強度高，能有效提高井壁承壓能力，并能有效阻止濾液向井壁滲漏，提高井壁穩定性。

3 現場應用情況

改進型低自由水鉆井液體系已在東海地區N1-3H井、TT1-1井以及 N1-1井的 Φ311.15 mm井段和Φ215.9 mm井段進行了現場應用。

前期低自由水鉆井液體系在N4-2井Φ311.15 mm井段應用過程中出現頻繁蹩扭矩、下鉆遇阻、劃眼困難、煤層掉塊等復雜情況。通過加入深部抑制劑HPI，有效抑制泥頁巖水化膨脹的同時，對煤層進行深部抑制，防止深部水敏性礦物水化膨脹推擠煤層；溫壓成膜劑HCM 的加入，提高了砂巖、頁巖和煤之間的膠結性及吸附成膜性，增強砂泥巖和煤層的穩定性和承壓能力。

改進型低自由水鉆井液體系在這3 口井的現場應用過程中，表現出鉆井液性能穩定，返砂情況良好，井壁規則，無明顯掉塊出現，未發生蹩扭矩現象，起下鉆劃眼時間和循環時間明顯減少，提高鉆井時效。而且測井作業順利，未出現測井儀器不到位、卡電纜、卡儀器等復雜情況。如TT1-1井Φ311.15 mm井段測井時間8 d，最長空井時間達92 h，通井過程井眼順暢，無沉砂。

圖4 高溫高壓承壓實驗裝置示意圖Fig.4 Pressure experiment device of high temperature and high pressure diagram

表3 改進型低自由水鉆井液高溫高壓濾失量Tab.3 High temperature and pressure filtration loss of improved low free water drilling fluid

表4 不同鉆井液體系起下鉆時效對比Tab.4 Tripping time comparing different drilling fluid system

通過對比發現（見表4），使用改進型低自由水鉆井液體系后直接起下鉆占比提升至67.6%，劃眼時間占比下降至27.3%，提高了作業時效。

4 結論

（1）針對東海低孔滲儲層構建的低自由水鉆井液體系在東海地區Φ215.9 mm井段應用效果良好，表現出良好的流變性、濾失造壁性及攜砂能力。但在Φ311.15 mm井段出現起下鉆遇阻、井壁掉塊等復雜情況。

（2）改進型低自由水通過深部抑制劑，有效抑制黏土礦物水化膨脹，同時能防止煤層深部水敏礦物水化膨脹，有利于煤層穩定；溫壓成膜封堵劑能在巖石表面形成具有一定強度的連續性膜，能達到封堵砂泥巖互層及煤層的效果，并加固井壁，阻止鉆井液對井壁沖蝕。

（3）現場應用結果表明，改進型低自由水鉆井液體系性能穩定，具有良好的攜砂性、抑制性、封堵性和井壁承壓能力，所鉆井眼規則，無明顯掉塊，大幅降低起下鉆劃眼時間，提高作業時效，且測井作業順利，保證取全取準資料。

寧夏石化實現利稅110 億元創新高

2019年1月18日，從中國石油寧夏石化公司了解到，2018年，寧夏石化實現銷售收入266.86 億元，創造利稅110.23 億元，均創歷史新紀錄。

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（摘自寧夏日報第21765期）