瑪湖油田MaHW1602水平井低活度鉆井液技術

鄭成勝， 藍 強， 張敬輝， 李公讓

（中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257000）

近年來，瑪湖油田三疊系百口泉組、二疊系烏爾禾組勘探持續獲得新發現，新增有效勘探面積6 800 km2，發現了10億噸級礫巖油田。瑪湖油田瑪131井區位于準噶爾盆地瑪湖凹陷北斜坡區，從上到下依次鉆遇白堊系、侏羅系和三疊系，主要目的層為三疊系百口泉組[1]。該井區深井鉆井液必須滿足上部砂泥巖水化抑制、侏羅系硬脆性泥巖和煤層封堵防塌、三疊系目的層疏松礫巖防塌的要求，早期應用了聚磺鉆井液，并采用胺類聚合物等提高鉆井液的抑制性，后來發展為鉀聚磺鉆井液。近年來，隨著環保要求的提高，無磺鉆井液的應用逐漸增多，但是無磺鉆井液中無磺化材料，大量使用聚合物和天然高分子材料，封堵材料粒徑匹配不佳，導致鉆井液防塌能力較差并存在變質風險，一些井甚至出現鉆井液性能突變、下鉆漏失和坍塌卡鉆等井下故障[2]。

為了解決該油田無磺鉆井液性能不穩定、防塌能力較差的問題，在該區塊深井鉆井中首次提出了活度平衡穩定井壁的技術思路，針對三疊系百口泉組的地層特點，通過優選活度調節劑等處理劑，并采用D90理想充填理論，對不同粒徑封堵劑的配比進行了優化，選用特定分子胺基抑制劑與氯化鉀復配形成復合強抑制劑，形成了非磺化低活度鉆井液體系。該鉆井液在MaHW1602 井水平段鉆進中取得較好的井壁穩定效果，為解決該油田長水平段鉆進中存在的坍塌掉塊等井下故障提供了技術手段。

1 井眼概況及鉆井液技術難點

MaHW1602井位于瑪湖凹陷北斜坡區瑪131井區瑪133井斷塊，該井鉆遇地層為：白堊系吐谷魯組大段泥巖地層，侏羅系頭屯河組、西山窯組地層為硬脆性泥巖和煤層，三工河組、八道灣組地層為易造漿泥巖段，八道灣組發育頁巖、砂泥巖，承壓能力低，三疊系地層巖石含礫，夾層多，克拉瑪依組、百口泉組地層存在異常高壓[3]。MaHW1602井設計為三開水平井，二開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深2 800.00 m，三開采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深4 692.71 m，造斜點井深2 840.00 m，A靶點井深3 291.78 m，水平段長1 400.00 m。

結合鉆遇地層特點、井身結構及鄰井實鉆情況，該井主要存在以下鉆井液技術難點：

1）φ311.1 mm 井段長 500.00～2 800.00 m，巖性為砂泥巖，鉆屑易水化分散，鉆井液固相含量增長較快，性能變化幅度大。

2）地層交界面多，地層疏松、滲透性強，漏層多，八道灣組、白堿灘組、克拉瑪依上組及目的層均可能發生漏失[4]，包括裂縫導致的失返性漏失、滲漏等。由于地層滲透性強，鉆井液補充量大，一旦鉆井液在井下靜止時間較長，鉆井液易脫水，下鉆開泵等易發生激動壓力導致的漏失。

3）碳質、硬質泥巖，煤層及疏松礫巖容易垮塌形成大肚子井眼，侏羅系西山窯組地層含有多套煤層，受到擾動易垮塌。

4）水平段攜巖、潤滑性問題突出，鄰井多次發生嚴重托壓、卡鉆等井下故障[5]。百口泉組為泥巖、疏松礫巖，在定向井段、水平段鉆進時，易形成巖屑床，導致起下鉆阻卡，易發生壓差卡鉆，定向鉆進托壓造成無法鉆進的情況時有發生，鉆速低，鉆井周期長，鉆井液性能維持困難，采用旋轉導向鉆井工具鉆進的風險較大。

2 非磺化低活度鉆井液研究

針對MaHW1602井鉆遇地層特點及鉆井液技術難點，結合瑪湖油田鉆井液“去磺”的環保要求，通過優選活度調節劑和抑制劑、優化不同粒徑封堵劑配比，形成了非磺化低活度鉆井液。

2.1 技術思路

MaHW1602井目的層溫度為70～80 ℃，設計最大鉆井液密度為1.35 kg/L[6]。由于大多數環保鉆井液處理劑的抗溫能力均超過目的層溫度，所以不考慮去磺后鉆井液的抗溫性問題，而主要考慮無磺化褐煤、無磺化瀝青的鉆井液如何形成致密濾餅的問題[7]。結合鉆井實踐[8]和鄰井實鉆結果，該區塊鉆井過程中要維持鉆井液性能穩定、形成致密濾餅，必須保證鉆井液具有強抑制性，并嚴控固相侵入。一旦抑制性不足，泥質分散，固相侵入嚴重，容易導致井漏、卡鉆和托壓等井下故障[9]。

因此，針對該區塊鉆井液技術難點，采取以下技術思路構建非磺化低活度鉆井液體系：1）優選復配活度調節劑，維持鉆井液處于較低活度，根據活度平衡理論，降低鉆井液濾液對井壁穩定性的影響；2）根據D90理想充填理論，將剛性、軟性封堵顆粒相結合，提高鉆井液的封堵性能；3）優選胺基抑制劑與無機鹽復配，增強鉆井液的抑制性，強化其抑制防塌能力；4）通過評價不同配方鉆井液的性能，優選出最佳配方，并進行現場試驗。

2.2 關鍵處理劑優選

2.2.1 活度調節劑

無機鹽對鉆井液性能影響較大，一些無機鹽可導致鉆井液失去膠體穩定性，高濃度無機鹽對環境也有一定影響。因此，要選用小分子非鹽類活度調節劑。評價了不同非鹽類活度調節劑及其加量對水活度的影響，結果見表1。

表 1 非鹽類活度調節劑對水活度的影響試驗結果Table 1 Test results of effect of non-salt activity regulator on water activity

從表1可以看出，隨著非鹽類活度調節劑加量增加，水活度均降低，但降低幅度不同。其中，乙二醇、丙二醇及丙三醇的水活度降低效果較好；20%乙二醇可使水活度降低至0.932，水活度降低效果最優。

效果優異的活度調節劑既要碳鏈短又要羥基多，而碳鏈增長不利于水活度的降低。因此，考察了不同有機鹽活度調節劑對水活度的影響，結果見表2。

表 2 有機鹽活度調節劑對水活度的影響試驗結果Table 2 The effect of organic salt activity regulator on water activity

從表2可以看出，隨著有機鹽活度調節劑加量增加，其水活度均降低，但降低幅度不同。其中，甲酸鈉、甲酸鉀及醋酸鉀水活度降低效果較好；20%甲酸鈉可使水活度降至0.891，其水活度降低效果最優。

據此，優選乙二醇和甲酸鈉為復合活度調節劑。根據試驗結果，復配形成的活度調節劑為35%乙二醇+65%甲酸鈉，命名為LAA-1，20%LAA-1溶液的水活度為0.901。該活度調節劑不僅降低了有機鹽用量，同時符合現場應用要求。因此，以下試驗均使用LAA-1活度調節劑。

2.2.2 封堵劑

地質資料顯示，目的層主要是粗碎屑砂礫巖，細碎屑砂巖含量較少，儲層孔隙度1.17%～16.64%，平均為7.69%；滲透率0.01～201.00 mD，平均為3.70 mD，屬于低孔-低滲儲層。該地區所用封堵劑主要為超細碳酸鈣、乳化納米石蠟、乳化瀝青和天然瀝青粉。為了減少封堵劑對環境的影響，剔除乳化瀝青和天然瀝青粉，主要采用超細碳酸鈣和乳化納米石蠟進行封堵。

利用D90理想充填理論，根據目的層的滲透率和孔隙半徑優選不同粒徑超細碳酸鈣和乳化納米石蠟的配比，1 000目超細碳酸鈣、600目超細碳酸鈣、400目超細碳酸鈣和乳化納米石蠟的最佳配比為40∶30∶20∶10（命名為 SA-1）。在此基礎上，采用靜態巖心流動裝置，選取瑪131井區百一段巖心進行封堵率評價試驗，評價不同封堵劑對地層巖心的封堵能力。測試步驟如下：1）采用模擬地層水，定流量0.1 mL/min測壓，待壓力穩定后，測得p1；2）用待測鉆井液在壓力4.2 MPa條件下污染巖心一端30 min；3）去掉鉆井液，重新用模擬地層水，以步驟1）的流量測得p2，用公式R=（1-p1/p2）×100%計算封堵率，計算結果見表3。

表 3 不同封堵劑的地層封堵能力測試結果Table 3 Test results of formation plugging by different plugging agents

從表3可以看出，不同粒徑的超細碳酸鈣對低滲儲層均有不同程度的封堵作用，其中1 000目超細碳酸鈣的封堵性較好，而納米乳化石蠟的封堵性能與1 000目超細碳酸鈣相當；將SA-1的加量從5.0%降至3.0%，其對地層的封堵性能依然優異，封堵率超過92%。因此，選SA-1作為低活度鉆井液的封堵劑。

2.2.3 抑制劑

MaHW1602井鉆遇大段泥巖、砂泥巖地層，而鄰井在鉆井過程中因鉆井液抑制性不足，導致泥巖在鉆井液中分散，鉆井液固相急劇升高，性能惡化，造成憋漏地層情況頻發。研究表明，有機胺類具有抑制性不足的缺點，無機鹽有長效性不足的缺點，而不同類型抑制劑復配往往比單獨使用效果好[10]。筆者選用有機胺抑制劑（氯乙酸與二乙烯三胺合成物）與氯化鉀進行復配，其抑制性評價結果如圖1所示。

圖1 氯化鉀/有機胺抑制黏土膨脹性能評價結果Fig. 1 Inhibition of potassium chloride/organic amine on clay swelling

從圖1可以看出，5.0%KCl抑制黏土膨脹的作用有限，但3.5%KCl與1.5%有機胺復配后，其抑制黏土膨脹的能力大幅度提高，黏土膨脹率從6.8%降至4.5%。筆者選用有機胺抑制劑是氯乙酸二乙烯胺合成物，其對黏土的作用以水化、嵌入層間作用為主，抑制黏土膨脹的能力不強；但是，其與氯化鉀復配后，抑制黏土膨脹的能力得到協同增強。因此，將KCl和有機胺復配作為抑制劑。

2.3 低活度鉆井液配方及性能評價

根據處理劑的優選結果，研究形成了鉆井液基礎配方：水+0.5%堿類+3.5% KCl+0.8%聚合物降濾失劑+0.8%包被劑+0.5%復配銨鹽+0.5%天然高分子材料+0.2%聚合物降黏劑+1.5%有機胺抑制劑+0.5%CaO+3.0%隨鉆堵漏劑+1.0%膠凝劑+3.0%白油潤滑劑+重晶石。在鉆井液基礎配方的基礎上，通過添加處理劑及調整其加量，形成了以下配方：配方2為基礎配方+4.0%膨潤土；配方3為基礎配方+4.0%膨潤土+6.0%封堵劑SA-1；配方4為基礎配方+4.0%膨潤土+6.0%封堵劑SA-1+20.0%活度調節劑LAA-1。

評價了上述4種配方鉆井液老化前后的常規性能，結果見表4。老化條件是在80 ℃下滾動16 h，下同。

設計要求鉆井液濾失量≤4.0 mL、濾餅厚度≤0.5 mm、80 ℃下高溫高壓濾失量≤10.0 mL。由表4可知，基礎配方無法形成致密濾餅，僅靠聚合物成膜控制濾失量，不能滿足設計要求；在單純增加土相的情況下，配方2的濾失性能有所改善，但仍不能滿足要求；在增加優選封堵材料的條件下，配方3的濾失性能得到較大改善，但是由于固相增加，塑性黏度、漏斗黏度也顯著增加；配方4引入了活度調節劑，其黏切性能有所降低，濾餅變得薄而致密。測試了3種配方鉆井液老化后對巖心的封堵率，結果見表5。

表 4 不同配方鉆井液的常規性能測試結果Table 4 Test results of routine performance of different drilling fluid formula

表 5 不同配方鉆井液的巖心封堵率測試結果Table 5 Plugging rate test of different drilling fluid formula

由表5可知，鉆井液中加入優選的封堵劑后對巖心的封堵率有較大幅度提高，其中以低活度鉆井液的封堵率最高，達到了92.32%。隨后，測試了不同配方鉆井液濾液的活度，配方4的水活度為0.863，低于要求的0.92，滿足現場鉆井液封堵防塌要求。

3 現場應用

MaHW1602井一開完鉆井深505.00 m，完鉆后下套管，將水泥返至井口；二開完鉆井深2 803.00 m（克拉瑪依上組），套管下深2 800.31 m，水泥返高2 300.00 m；三開完鉆井深4 708.00 m，套管下深4 692.94 m，水泥返高2 600.00 m。該井三開井段鉆進中應用了低活度鉆井液。

3.1 低活度鉆井液維護措施

MaHW1602井三開井段為斜井段和水平段，應用的低活度鉆井液配方為水+0.5%堿類+3.5%KCl+0.8%聚合物降濾失劑+0.8%包被劑+0.5%復配銨鹽+0.5%天然高分子材料+0.2%聚合物降黏劑+1.5%有機胺抑制劑+ 0.5%CaO+3.0%隨鉆堵漏劑+1.0%膠凝劑+3.0%白油潤滑劑+20.0%活度調節劑LAA-1+6.0%封堵劑SA-1+4.0%膨潤土+重晶石，主要維護處理措施為：

1）用二開鉆井液鉆開水泥塞，采用固控設備清除鉆井液中無用固相，按照上述鉆井液配方補充各處理劑，調整鉆井液性能達到設計要求后，開始三開鉆進。

2）該井段設計鉆井液密度為1.25～1.35 kg/L。鉆井過程中加強隨鉆壓力監測，根據實鉆情況調整鉆井液密度，以確保井下安全。實鉆鉆井液密度為1.28 kg/L，鉆至井深3 600.00 m后將密度逐步提高至1.33 kg/L；完井電測和下套管期間的鉆井液密度為 1.33～1.35 kg/L。

3）鉆井過程中根據鉆井速度及鉆井液的消耗量，預先將處理劑按比例配制成膠液，以細水長流的方式補充到鉆井液中，避免鉆井液性能波動過大。

4）采用KCl、胺基抑制劑增強鉆井液抑制能力；優化各種封堵材料配比，以增強鉆井液的封堵防塌能力；采用白油潤滑劑增強鉆井液的潤滑性能；采用天然高分子材料、聚合物降黏劑和膠凝劑調整鉆井液的流變性，增強鉆井液的攜巖能力。

5）進入造斜點（井深2 840.00 m）后，潤滑劑白油加量維持在3.0%以上，鉆進期間定時補充。該段采用旋轉導向鉆井工具鉆進，鉆速較快，注意控制固相含量；K+質量濃度控制在15 000 mg/L以上，以維持其抑制性。同時，活度調節劑LAA-1的加量要達到設計要求，控制鉆井液活度小于0.92。

6）在井斜角大于40°井段鉆進時，鉆井液中封堵材料SA-1的加量維持在6.0%以上，以改善濾餅質量，強化鉆井液的封堵能力；鉆井液靜切力維持在1.0～2.5 Pa/5.0～11.0 Pa，具備一定沖刷能力，避免形成巖屑床。

7）鉆至A靶點（井深3 108.00 m）以深后，嚴格按設計要求維持鉆井液性能，API濾失量不大于4.0 mL，濾餅厚度小于0.5 mm，Ca2+質量濃度維持在400～700 mg/L，調整鉆井液的黏切性能，使之滿足沖刷攜巖要求；可適當提高潤滑劑白油的加量，鉆進期間要定時補充，含砂量控制在0.3%以內，水平段下放摩阻要小于196 kN。

8）控制起下鉆速度，減小壓力激動，避免因壓力激動造成井下漏失及垮塌。水平段鉆進中，鉆井液中的隨鉆堵漏劑的含量維持在3.0%以上，防止因漏失造成儲層傷害。

9）保證全井段四級固控設備運轉良好，鉆進中振動篩（篩布120目以上）的開動率為100%，除砂器、除泥器的開動率在80%以上，離心機有效開動率應滿足鉆井液性能的相關要求。

3.2 應用效果

電測結果顯示，MaHW1602井三開井段平均井眼直徑為230.1 mm，平均井徑擴大率僅為6.5%，表明低活度鉆井液抑制性較強，滿足現場要求。三開電測數據表明，井徑比較規則，由于定向、水平段采用螺桿鉆進，定向時間長、復合鉆進時間短，鉆時慢，且鉆進過程中不斷調整井斜角和方位角，導致井眼擴大率較大。三開鉆進期間未出現掉塊現象，套管一次下到底，下放全過程摩阻小于196 kN，也表明低活度鉆井液完全滿足工程要求。

4 結論與建議

1）針對瑪湖油田MaHW1602井鉆井液技術難點，提出了構建非磺化鉆井液的技術思路：降低鉆井液活度，增強其抑制性和封堵性能。利用活度平衡理論，通過優選活度調節劑，降低了鉆井液的活度；通過優選抑制劑，增強了鉆井液的抑制性；根據D90理想充填理論并結合封堵性試驗優選封堵劑及不同粒徑封堵劑配比，增強了鉆井液的封堵能力，降低了鉆井液中液相對井壁穩定性的不利影響，形成了非磺化低活度鉆井液。

2）非磺化低活度鉆井液形成的濾餅薄而致密，能夠滿足MaHW1602井百口泉組長水平段鉆進要求，所鉆井段井徑規則，平均井徑擴大率小于鄰井，完井作業順利。

3）建議繼續開展非磺化低活度鉆井液技術研究，有針對性地提高目的層井壁的膜效率；進一步提高非磺化低活度鉆井液的封堵、抗溫、環保等性能，并在類似區塊推廣應用。