反滲透鉆井液體系在東海油氣田X11井的應用

劉 勝，譚梟麒，陳 波，付順龍，王 薦

(1.中海油服油田化學事業部上海作業公司，上海 200335；2.荊州市漢科新技術研究所， 湖北 荊州 434000；3.湖北省油田化學產業技術研究院，湖北 荊州 434000)

近年來，我國的油氣需求量快速上漲，原油進口量不斷增加，2019年原油對外依存度已超過70%。為滿足石油消費需求，各大油氣田均增加了石油勘探開發投入[1-2]。截至2018年底，東海陸架盆地已發現16個氣田，其中儲量大于1×1015m3的特大型氣田4個[3]，同時盆地整體勘探程度較低，具有十分巨大的開發潛力和發展前景。但是，隨著東海油氣田勘探任務加重，作業數量增多，鉆井平均深度不斷增加，鉆井施工難度不斷增大[4-5]。特別是東海油氣田主要油氣層系分布于花崗組，砂泥巖互層多，薄煤層發育，極易發生井壁失穩及起下鉆困難等井下復雜情況[6-8]。同時，由于東海油氣田儲層為低孔低滲儲層，孔隙吼道細小，毛管壓力較大，易發生自吸及水鎖現象，在作業過程中極易受到傷害[9-10]，造成油氣產量下降，嚴重制約油氣田勘探開發效果。

針對東海油氣田儲層低孔低滲的特點，在現有鉆井液體系的基礎上，作者采用納微米封堵技術和活度控制技術，研制了一套反滲透鉆井液體系，室內評價該鉆井液體系的性能，并評價其在東海油氣田X11井的應用效果，為東海油氣田的安全高效開發提供技術支撐。

1 技術難點分析

通過分析鄰井鉆井過程中遇到的問題，X11井的鉆井技術難點主要包括以下幾個方面：(1)上部地層滲透性好，造漿性強。X11井上部地層發育大段泥巖，極易水化造漿，影響鉆井液性能，同時井壁也有可能因水化而導致縮徑和坍塌。(2)下部地層易發生井下復雜情況。X11井下部地層砂泥巖交互頻繁，泥頁巖為硬脆性泥頁巖，地層強度低，在鉆進過程中易導致掉塊甚至坍塌；且該層系發育薄煤層，增加了井壁失穩風險，在鉆進過程中，砂泥巖交界面容易形成小臺階，導致起下鉆遇阻。(3)儲層物性差，易發生水鎖傷害。X11井花崗組儲層為低孔低滲儲層，鉆井濾液進入儲層后，易發生水鎖傷害，造成油氣產量下降。因此，在鉆井過程中，對鉆井液的儲層保護效果提出了很高的要求。

2 室內研究

2.1 反滲透鉆井液體系作用機理

采用納微米封堵技術和活度控制技術，使水基鉆井液具有類似油基鉆井液的反滲透功能[11-12]，減少鉆井液濾液對井壁的影響和對儲層的傷害，其作用機理如圖1所示。

應用納微米級封堵材料膠束劑HSM和固壁劑HGW對泥巖納微米級孔喉進行有效封堵，建立滲透屏障；應用鍵合劑HBA產生反向滲透壓差，配合NaCl及KCl調節鉆井液體系的活度，平衡液柱壓差和毛管壓力，阻止水向地層傳遞，阻止濾液侵入；通過定量控制井下滲透壓差來平衡鉆井液與井壁地層的水遷移驅動力，控制水流方向，阻止水和鉆井液進入泥頁巖以及井壁地層，達到穩定井壁和保護儲層的目的。

圖1 反滲透鉆井液體系作用機理Fig.1 Action mechanism of reverse osmosis drilling fluid system

2.2 反滲透鉆井液體系技術對策

在分析X11井技術難點的基礎上，結合鉆井工程安全和儲層保護的需要，提出以下技術對策：(1)上部地層提高體系包被抑制性能，通過高分子的包被作用、輔助鹽的抑制作用，共同抑制泥頁巖水化分散。(2)利用固壁劑HGW封堵泥頁巖微縫隙，提高地層承壓能力，配合鍵合水技術，緩解地層的水化膨脹，提高井壁穩定性。(3)增強鉆井液封堵能力，降低鉆井液體系活度及界面張力，使水基鉆井液體系具有反滲透功能，最大限度減少濾液侵入，減小水鎖對儲層造成的傷害。

2.3 反滲透鉆井液體系配方

基于以上技術對策，對東海油氣田原有鉆井液體系進行優化：(1)增加包被劑PF-PLUS加量至0.5%以上；(2)減少KCl加量至1%以下，防止下部地層過度硬化，提高起下鉆通過性；(3)通過NaCl與膠束劑HSM、鍵合劑HBA的協同效應降低鉆井液體系活度，增強鉆井液體系的反滲透功能。得到一套有利于海上井壁穩定和低孔低滲儲層保護的反滲透鉆井液體系，其配方為：3%海水土漿+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.5%護膠劑PF-PAC-LV+0.5%包被劑PF-PLUS+2%SMP-2+2%SPNH+2%瀝青樹脂PF-LSF+2%封堵劑PF-LPF +3%固壁劑HGW+2%膠束劑HSM+8%鍵合劑HBA+15% NaCl+2%潤滑劑LUBE168+0.1%PF-XCH，重晶石加重到1.4 g·cm-3。其性能見表1。

2.4 反滲透鉆井液體系性能

2.4.1 抗污染性能

比較反滲透鉆井液體系在被不同污染物污染后的性能(表2)發現，其被無機鹽和劣質土污染后的性能差別不大，具有很強的抗污染能力。

表1 反滲透鉆井液體系性能

2.4.2 抑制性能

選擇X2井花崗組泥頁巖巖屑，以清水、PEM鉆井液體系作為對照，依據SY/T 5613-2016 《鉆井液測試 泥頁巖理化性能試驗方法》評價反滲透鉆井液體系的抑制性能，膨脹率、熱滾回收率、界面張力及活度對比結果見表3。

表2 反滲透鉆井液體系抗污染性能

表3 使用不同鉆井液體系，膨脹率、熱滾回收率、界面張力及活度對比

從表3可以看出，反滲透鉆井液體系的抑制性能要明顯優于PEM鉆井液體系，有利于井壁穩定。

2.4.3 儲層保護性能

反滲透儲層保護新技術主要通過降低界面張力和活度來提高鉆井液體系的儲層保護性能。一方面，通過鍵合劑HBA及無機鹽降低鉆井液活度，確保活度低于相應地層活度，使其水遷移驅動力為負值或接近零，實現濾液不侵入或少侵入地層，確保井壁穩定和儲層保護；另一方面，利用反滲透濾液低界面張力特性降低氣液流動阻力，有利于返排生產。從表3也可以看出，使用反滲透鉆井液體系時的界面張力與活度遠低于使用清水和PEM鉆井液體系時的。

為進一步評價反滲透鉆井液體系的儲層保護性能，選擇X2井花崗組巖心2-4、2-7，按照SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》對其進行反滲透鉆井液污染，發現滲透率恢復值均在90%以上(表4)。表明反滲透鉆井液體系能夠利用反向滲透壓差作用有效減少濾液侵入量和深度，利用鍵合水有效降低水敏和水鎖效應，從而能有效保護低孔低滲儲層。

3 現場應用效果

3.1 X11井基本情況

表4 反滲透鉆井液體系儲層保護性能

X11井構造位置位于東海陸架盆地西湖凹陷西斜坡平湖構造帶與中央洼陷反轉構造帶之間的西次凹內。X11井是一口調整井，設計完鉆井深4 028 m，實際完鉆井深4 022 m，完鉆層位為花七組，主要目的層為花四組。

3.2 現場各層維護要點

(1)造漿性地層：必須保證包被劑PF-PLUS和NaCl的含量，配合鍵合劑HBA使用，保證泥漿的包被能力和抑制能力。

(2)滲透性地層：保證泥漿較少的濾失量，強化封堵性能，加強砂巖和砂泥巖互層這類滲透性地層的封堵，減少濾液侵入，改善泥餅質量，提高地層承壓能力，穩定井壁。

(3)易失穩煤層地層：除了使用PF-LPF、HGW封堵固壁外，還需強化煤層深部抑制，利用鍵合劑HBA及膠束劑HSM封堵裂縫裂隙，降低發育煤層的應力失穩，增強煤層段地層穩定。

(4)合理的泥漿密度：控制合理密度，防止井壁坍塌，維持井眼穩定。

(5)性能維護：為確保泥漿性能穩定，根據循環池性能，適當調整各材料的比例，及時補充因鉆屑所損耗的材料。

(6)潤滑防卡：為降低摩阻，提高機械鉆速，在鉆進過程中，加足潤滑劑LUBE168，保證其含量在2%以上。

(7)井眼清潔：在建立循環后，加入PF-XCH，提高鉆井液的黏度和切力。

(8)活度控制：為保證鉆井液中自由水不向地層遷移，預防和減少井壁失穩，實時監測鉆井液活度，及時調整鍵合劑HBA的加量，保證鉆井液活度低于地層活度，從而實現反滲透。

3.3 現場反滲透鉆井液體系流變性

在現場應用過程中，反滲透鉆井液體系流變性穩定(表5)，易于調控，能夠滿足鉆井作業需求。

表5 反滲透鉆井液體系現場應用性能

3.4 現場反滲透鉆井液體系抑制性

反滲透鉆井液體系的抑制性強，鉆遇泥巖時，鉆屑成型，鉆進過程中無脫壓、蹩泵現象發生。反滲透鉆井液體系各井段返砂情況如圖2所示。

3.5 現場反滲透鉆井液體系儲層保護性能

X11井投產數據顯示：配產日產氣量15萬m3，初期日產氣量達36.6萬m3，達配產2倍多，且采用不同工作制度后，油壓穩定。表明反滲透鉆井液體系儲層保護效果顯著，能夠最大限度保障油氣流動通道的順暢，有效解放油氣藏，大幅提高油氣井產量。

4 結論

針對東海深層地層特點，制定對應技術對策，借鑒油基鉆井液活度平衡和半透膜理論，形成微納米封堵技術和活度控制技術，通過研制固壁劑和鍵合劑，使水基鉆井液具有類似油基鉆井液的反滲透功能。該反滲透鉆井液體系具有良好的抗溫性能，抗污染能力強，流變性穩定，抑制性強，儲層保護性能好，對東海地區低孔低滲儲層鉆進具有良好的適應性。反滲透鉆井液體系在X11井成功應用，在鉆進過程中，鉆井液流變性能穩定，抗污染能力強，濾失量少，井壁穩定，井下復雜情況少，儲層保護效果好，投產初期日產氣量達36.6萬m3，達配產2倍多，能夠有效釋放油氣井產能，滿足東海油氣田安全高效開發的需要。

圖2 反滲透鉆井液體系各井段返砂情況Fig.2 Sand return in each well section by using reverse osmosis drilling fluid system