淺析冀東油田鉀鹽體系鉆井液電阻率控制技術

馬 驍，王 磊，武春松，武海棟

（1.中國石油冀東油田分公司監督中心，河北唐山 063000；2.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000）

冀東油田部分區塊館陶組、東營組、沙河街組地層泥巖段發育，因泥巖水化特性，在具體施工過程中，多口井出現井壁失穩引起劃眼、井塌、側鉆，不僅影響鉆井施工安全，也影響鉆完井速度和工程質量。為保證該區塊中深井施工安全，采用鉀鹽體系鉆井液，可提高鉆井液抑制能力。鉀鹽體系鉆井液有效解決了井壁失穩問題，但部分探評井因勘探開發需要，對測井解釋資料有較高的要求，因此對鉆井液電阻率又提出了相應要求。

1 冀東油田鉆井液電阻率控制現狀

1.1 冀東油田鉆井液電阻率控制的必要性

1.1.1 鉆井液加入鉀鹽的必要性

冀東油田地層泥巖黏土礦物極易導致井壁失穩而出現掉塊、井塌等事故，如XX3號構造東營組地層泥巖黏土礦物含量達30.00%～45.00%，黏土礦物組分以伊蒙混層為主，相對含量為52.77%～85.25%；XX4號構造館陶組、東營組地層泥巖黏土礦物含量為29.90%～47.20%，黏土礦物組分同樣以伊蒙混層為主，相對含量為54.00%～82.00%，其次為伊利石與高嶺石，相對含量分別為7.00%～14.00%、5.00%～23.00%。根據研究顯示，該區塊泥巖分散性弱，易膨脹且膨脹速度較快，伊蒙混層占比較高，而伊利石、蒙脫石的水化膨脹能力不同，泥巖水化后內部受力不均，極易導致井壁失穩而出現掉塊、井塌等事故[1–2]。為適應該區塊地層特點，有效解決施工過程中井壁失穩問題，在施工過程中一般采用鉀鹽成膜鉆井液體系，以較高的鉀鹽含量來抑制泥巖水化膨脹，達到井壁穩定的效果。

1.1.2 鉀鹽體系鉆井液電阻率控制的必要性

鉆井液電阻率控制的目的是控制鉆井液中導電離子含量，以保證測井曲線能夠有效識別油水層[3]。實驗室可根據清晰的自然電位曲線算出靜自然電位，從而求準地層真電阻率，進而估算地層原始含油飽和度，這是測井儲層評價的重要內容之一，資料顯示，當Rt/Rmf =10時（Rt為地層電阻率，Rmf為鉆井液電阻率），自然電位曲線有清楚顯示；當Rt/Rmf =100時，曲線變得平緩，極大值急劇下降，此時自然電位曲線不能有效劃分地層[4–5]。鉀鹽體系鉆井液中，鉀鹽的加入會提供大量導電陽離子，使鉆井液電阻率降低，因此必須控制鉀鹽含量，使鉆井液電阻率在設計要求范圍內，才能滿足測井解釋需要。

1.2 鉀鹽體系鉆井液電阻率控制的目的

1.2.1 鉆井液電阻率控制井占比高

為滿足測井解釋需要，冀東油田在石油勘探開發過程中，對部分井鉆井液的電阻率控制提出了明確要求，經統計，2017年全年電阻率控制井占全部施工井的35%，2018年電阻率控制井占全部施工井的38%，2019年電阻率控制井占全部施工井的25%，2020年電阻率控制井占全部施工井的23%，且區域覆蓋面積廣，根據不同區塊地層情況,電阻率控制范圍要求有所不同，XX2–3區塊明化組地層、XX3–2區塊館陶組地層要求鉆井液電阻率為0.6～1.0 Ω·m/18 ℃，其他區塊明館地層鉆井液電阻率為0.4～1.0 Ω·m/18 ℃，東營及以下地層鉆井液電阻率不小于0.4 Ω·m/18 ℃。

1.2.2 平衡鉆井液電阻率控制與井壁穩定難度

強化鉆井液抑制能力，保證井壁穩定效果，部分深井及易塌地層施工井鉆井液體系設計為鉀鹽成膜體系，要求含鹽量控制在3.0%～5.0%，更有甚者含鹽量控制在5.0%以上，經統計，鉀鹽體系施工井約占電阻率控制井的30%。

表1是通過室內實驗得出的電阻率與含鹽量之間的對應關系，從表中可以看出，鉀鹽含量大于2.0%時，鉆井液電阻率都小于0.4 Ω·m/18℃。因此，現場施工過程中，電阻率與鉆井液體系要求含鹽量存在矛盾，鉀鹽體系施工井兼顧鉆井液電阻率控制與井壁穩定難度極大。

表1 電阻率與含鹽量對應關系

1.2.3 鉆井液電阻率控制影響鉆井液性能

經過現場實踐及實驗分析，鉀鹽的加入量為1.0%～2.0%時會導致鉆井液性能處于不穩定狀態，鉆井液泥餅厚度增加以及濾失量增大，同時黏度、切力都有不同程度地增加（表2）。

表2 加鹽前后鉆井液性能變化

2 鉆井液電阻率控制方法

2.1 鉀鹽體系鉆井液材料配比實驗

2.1.1 鉀鹽體系鉆井液處理劑配比實驗

對所有含坂土鉆井液體系來說，所有處理劑、無機鹽對鉆井液性能的影響都是通過改變膨潤土顆粒表面的化學性質來實現的[6–8]。加入鉀鹽前，加入抗鹽降失水劑等材料，將膨潤土顆粒包裹起來能夠有效地降低膨潤土顆粒對鹽的敏感性，從而能夠有效地避免鉆井液性能出現大的波動，同時也便于后續其他材料的加入。根據此項理論，進行了相關室內實驗。對現場取樣井漿進行實驗分析，結果表明，在加入1.0%鉀鹽后，鉆井液性能波動明顯，鉆井液流型變差，API失水及高溫高壓失水明顯增大，取相同井漿分別加入不同百分比含量的降黏劑及抗鹽降濾失劑，再加入1.0%的鉀鹽，鉆井液性能波動明顯減小（表3），降黏劑、抗鹽降濾失劑能夠有效地改善鉀鹽對鉆井液性能造成的影響。經過多次配比實驗，得到了能夠滿足鉆井液性能設計要求的最佳配比：井漿+1.0%鉀鹽+1.5%降黏劑+2.0%抗鹽降濾失劑。

表3 加入鉀鹽及降濾失劑后鉆井液性能變化情況

2.1.2 鉀鹽與抑制性材料配比實驗

根據鉀鹽體系施工區塊儲層情況，模擬溫度為110 ℃下滾動回收率實驗。滾動回收率實驗分析表明，鉆井液中加入3.0%鉀鹽后，能夠有效地抑制泥頁巖的水化膨脹和分散，提高鉆井液防塌抑制能力，取相同井漿進行實驗，加入1.0%的鉀鹽，同時提高聚銨抑制劑含量至2.0%，此種方法能夠起到同樣的抑制效果，并能實現井壁穩定的目的（表4）。

表4 鉆井液抑制性評價結果

因此，針對鉀鹽成膜鉆井液體系施工井及有核磁、側向等特殊測井項目的施工井，通過降低鉀鹽含量至1.0%、提升聚銨抑制劑含量至2.0%，能夠有效地解決鉀鹽含量降低所導致的抑制性能變差的問題。經過現場實踐分析，該舉措在保證電阻率合格的同時，有效解決了井壁穩定及測井曲線識別的問題。

2.2 現場施工技術

2.2.1 提前調整好坂土、固相含量

提前調整好坂土、固相含量，能夠有效保證鉆井液性能穩定，便于后期的維護處理。加鹽前先將鉆井液膨潤土含量降至40～45 g/L，采用離心機甩或者放一部分鉆井液，補充新鉆井液均可。

2.2.2 強化后期鉆井液性能的維護

在加入鉀鹽之后，補充大分子、抗鹽降失水劑，后期施工適當加藥維護，超過3 000 m井深后，增測HTHP失水，做好日常鉆井液性能的檢測工作，性能維護以勤調整、小調整為原則，維持鉆井液性能的相對穩定。

2.2.3 提高一次加鹽量，加強過程控制

鉆井液電阻率強調過程控制，因此，要保證整個施工期間鉆井液電阻率均維持在設計要求范圍內。與此同時，在保證電阻率曲線能夠有效識別的前提下，可以通過提高一次加鹽量，有意識減少加鹽次數的方法，從而有效避免頻繁加入鉀鹽而引起的鉆井液性能頻繁波動，以及大幅度的性能調整引起的井壁失穩及井眼質量差等問題。

3 現場應用

XX32-3050井是一口三開五段制鉀鹽鉆井液體系單靶定向井，要求三開鉆井液電阻率0.6～1.0 Ω·m/18 ℃。現場應用鉆井液配方：井漿+1.0%鉀鹽+2.0%聚銨+1.5%降粘劑+2.0%抗鹽降濾失劑，對新漿進行初步調整，并且在后期鉆進過程中應用以上優化措施對鉆井液維護控制。XX32–3050井應用以上優化措施后，鉆井液性能變化情況見表5。通過加鹽前后鉆井液性能對比可以看出，加鹽后鉆井液黏切增加不明顯，膨潤土含量能夠得到有效控制，特別是中壓失水及高溫高壓失水均達到設計要求，鉆井液性能穩定，未發生井壁失穩情況。

表5 XX32–3050井鉆井液性能變化情況

4 結論

截至目前，冀東油田已完鉆的電阻率控制井，測井電阻率均達到設計要求，合格率達到100%。同時現場克服了電阻率控制所帶來的一系列問題，電阻率控制技術的日趨完善，對測井解釋具有重大意義，更有利于油氣層的識別，為后續的勘探開發提供了技術支持，為同類型井的施工及電阻率的調控提供了借鑒。建議下步針對不同區塊儲層特點，甄選可替代鉀鹽的強抑制鉆井液材料，以弱化鉀鹽的加入對鉆井液性能的影響，更廣泛的適應不同區塊中深層鉆井施工。