瀘203井鉆井液技術優化研究*

吳 虞，何 淼

（1.中石化 江漢石油工程有限公司 鉆井一公司，湖北 潛江433100；2.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢430100）

瀘203H5位于四川瀘縣的國家級頁巖氣示范區長寧區塊，該平臺下層侏羅中沙溪廟組為風化砂質泥巖，抑制性差，開眼井段易發生垮塌和井漏[1-3]。大安寨～馬鞍山組有掛卡現象，密度1.30g·cm-3，舉砂返出大量巖屑，密度提高至1.50g·cm-3恢復正常；嘉陵江組密度1.68g·cm-3起鉆掛卡，重漿舉砂返出0.5m3；長興組密度1.54g·cm-3，上提鉆具困難，三次重漿舉砂返砂0.7m3；茅口組密度1.75g·cm-3，掛卡嚴重，漿舉砂2次，返砂0.5m3?，F場鉆井液存在抑制性不足的問題，鉆進過程中遇泥巖水化造漿嚴重，黏切高進而引起激動壓力增大，漏失風險高；同時封堵性不佳，濾失量大，井眼垮塌風險大。亟需提出針對性優化措施，解決井下復雜問題[4-6]。

1 現場鉆井液性能評價

1.1 基本性能

取現場二開完鉆井漿進行性能測試，密度為2.10g·cm-3，根據流變參數判斷現場鉆井液屬于典型高切力流型，終切達到18Pa，井漿靜置一段時間后再開泵會有明顯激動壓力升高現象，大大增加了漏失風險。且濾失量較大，API濾失量達8.2mL，控濾失效果差，過多濾液進入到地層中引起孔隙壓力變化是造成井壁失穩的關鍵因素之一，亟待改進。

1.2 抑制性能

現場使用的鉆井液抑制性不佳，會導致鉆屑造漿而引起鉆井液增稠，尤其對于砂泥巖地層，抑制性不足極易產生泥包鉆頭現象，進而引起壓差卡鉆、憋扭矩、憋泵等情況。將現場鉆屑烘干粉碎過100～200目篩，評價現場鉆井液被不同濃度鉆屑污染后的性能。結果表明：現場鉆井液抗鉆屑污染能力差，10%鉆屑污染下性能就急劇惡化，粘切大幅上漲，表觀粘度達65mPa·s，上漲率超過40%，終切達到27Pa；20%鉆屑時表觀粘度達82mPa·s，濾失量也隨之上漲，鉆進過程中大量的鉆屑污染下鉆井液的抑制性能得不到保證就會造成黏切激增，進而造成ECD增大容易壓漏地層。

1.3 封堵性能

室內借助滲透封堵儀（PPT），采用砂盤替代傳統濾紙，模擬了現場鉆井液對地層巖石的封堵能力。結果得出壓差在3.5MPa下，現場鉆井液砂盤濾失量就達到了35mL，泥餅厚5.0mm，且比較虛，毫無韌性，極易在起下鉆過程中被破壞而無法起到保護井壁的作用。提高壓差至6.98MPa時，濾失量更是上漲至80.0mL，泥餅厚度增至9.0mm，封堵承壓效果差，亟待改進。

2 現場鉆井液配方優化

2.1 抑制劑優選

在鉆井作業中，對于高含泥巖地層的鉆井液，要提高鉆井液抑制能力，以防止高泥巖地層造成鉆井液增稠的現象出現，避免憋壓、憋扭矩、鉆頭泥包、卡鉆等問題產生。室內通過優選一種新型強抑制劑配合包被劑FA367和無機鹽來抑制黏土水化分散和鉆屑造漿，以此提高鉆井液體系的抑制能力和流變穩定性。

KCl抑制劑通過K+壓縮黏土顆粒雙電層，抑制黏土顆粒表面對于水化陽離子的吸附，從而導致黏土表面產生的水化膜減薄，電動電位降低而不易膨脹。

室內通過滾動回收率和線性防膨率實驗，對抑制劑進行了對比優化，結果見表1。

表1 抑制劑優化評價Tab.1 Evaluation of inhibitor optimization

由表1可見，最終得出采用2%強抑制劑+5%KCl+0.3% FA-367的混合配比時，滾動回收率和線性防膨率均最高，可有效改善體系的抑制能力。

2.2 封堵劑優選

現場鉆井液封堵承壓能力差，室內借助滲透封堵儀（PPT），通過封堵試驗，對常用的封堵劑進行了篩選優化，得出當6% SPNH+6% SMP-3時，壓差在3.5MPa的砂盤濾失量為16mL，泥餅厚3mm。提高壓差至6.98MPa時，濾失量僅25.0mL，泥餅厚度為5mm，封堵承壓效果最佳。

3 鉆井液性能優化與評價

根據現場鉆井液存在的問題，室內通過多項實驗優化了鉆井液性能，優化配方為：400mL清水+5%～7% SPNH+5%～7% SMP-3+4%～6% KCl+0.2%～0.4%FA-367+2%～3%強抑制劑+0.2%～0.3% DS-302+3%～5% FRH+0.3%～0.5% CaO。通過該優化配方與現場老漿進行一定比例的混配，以改善現場鉆井液抑制性和封堵性。經研究，優化配方與現場老漿按照1：1體積混合時，改造后鉆井液性能大幅降低了老漿的結構強度，減少了新鉆井液的配制量，優化了鉆井液體系性能。

3.1 流變性能評價

室內按照要求配制新漿配方，與老漿按照1∶1比例混合，后加重至密度ρ=1.90g·cm-3，在60℃下測流變，120℃熱滾16h。

表2 實驗結果表明，改造后的鉆井液表觀粘度顯著下降，老化前后性能穩定，具有高密度低粘低切的特點，且API失水量＜2mL，濾失量小，能有效穩定井壁，性能良好。

表2 鉆井液優化前后性能評價Tab.2 Performance evaluation of drilling fluid before and after optimization

3.2 鉆井液滾動回收率實驗

室內開展了滾動回收率實驗，對改造后的鉆井液進行了抑制性評價，并與老漿進行對比。在鉆井液中加入6～10目烘干后的鉆屑，120℃熱滾16h，開罐后經40目標準篩過篩后使用烘箱烘干，溫度為105℃，稱量鉆屑質量后計算滾動回收率；重復第一次滾動回收率的實驗操作，對剩余鉆屑繼續老化后過篩、烘干、稱量，即得到二次回收率。

由表3數據得出，優化鉆井液中鉆屑的一次回收率為95.8%；二次回收率為91.1%，結果表明，優化后的體系具有較強的抑制性。

表3 鉆井液優化前后抑制性評價Tab.3 Evaluation of inhibition before and after optimization of drilling fluid

3.3 鉆井液抗污染能力

室內評價了優化鉆井液被不同濃度鉆屑污染后的性能，結果見表4。

表4 抗污染性能評價Tab.4 Evaluation of anti-pollution performance

由表4數據可知，在10%鉆屑污染下，優化后的鉆井液體系表觀粘度上漲率顯著下降，在15%以下；20%鉆屑加量時鉆井液性能依然穩定，粘切上漲幅度不大，濾失量有略微上漲，但在3mL以下，結果表明，改造后鉆井液抑制鉆屑造漿能力強，抗鉆屑污染能力強。

3.4 封堵性能評價

室內測試了優化后鉆井液的封堵能力，壓差在3.5MPa的砂盤濾失量僅為8mL，泥餅厚1.5mm；壓差為6.98MPa時，濾失量僅13.0mL，泥餅厚度為2.5mm，封堵承壓效果顯著。

表5 封堵性能評價Tab.5 Plugging performance evaluation

4 現場應用

瀘203H55-4井地理位置在四川省瀘州市瀘縣喻寺鎮齊心村,該井在三開使用改造后的鉆井液體系，體系密度約為1.9～2.1g·cm-3，鉆井過程中循環的鉆井液粘、切均較穩定，鉆井液體系流變受鉆屑侵入的影響較小，整個井下施工過程非常順利，無顯著增粘、憋泵、卡鉆等復雜問題發生?，F場鉆井液實際性能見表6。

表6 正常鉆進井漿性能Tab.6 Normal drilling mud performance

5 結論

（1）針對瀘203H5現場鉆井液抑制性和封堵性不足的問題，通過篩選抑制劑和封堵劑，優選了改造配方，與現場老漿按1∶1混配后，大幅降低了老漿的結構強度，增強了體系的抑制性和封堵性，減少了新鉆井液的配制量，優化了鉆井液體系性能。

（2）改造后的鉆井液體系大幅降低了老漿的黏度和切力，表觀粘度降為18mPa·s，濾失量＜2mL，體系抑制鉆屑分散和造漿能力顯著提高，滾動回收率大于90%，20%鉆屑污染后體系粘切均在合理范圍內，且形成的封堵層承壓能力強。

（3）現場203H55-4井使用該優化體系后，流變性穩定，抑制封堵性強，應用效果良好。