反滲透鉆井液在東海油氣田M7 井的應用

陳 晨，陳 波，付順龍，陳忠華，譚梟麒，王 薦

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

東海油氣田具有十分巨大的勘探開發潛力[1，2]，但是在花崗組儲層段的鉆井過程中，經常發生起下鉆遇阻，劃眼困難，憋泵憋頂驅現象[3-5]，影響了安全鉆進，推高了開發成本[6]。同時，由于儲層低孔低滲的特點，儲層發現困難，且極易受鉆井液污染導致產量降低[7-9]。因此，有針對性的研發一套鉆井液體系，提高鉆井效率，減少井下復雜情況的發生，保護儲層，釋放油氣產能，對東海油氣田的快速高效開發，具有十分重要的意義。

1 技術難點分析

通過調研鄰井鉆井資料及試油試氣結果，M7 井的鉆井技術難點主要包括以下幾個方面：

1.1 花崗組中下部井段泥巖水化嚴重

在鉆入花崗組中下部井段時，鉆井液黏切上漲明顯，在短時間內漏斗黏度由49 s 上漲至58 s，PV 上漲10 mPa·s，表明H3 井段泥巖極易水化，造成鉆井液般土含量上升，黏切上漲。鉆井液性能不佳會進一步誘發井下復雜情況的發生。

1.2 起下鉆遇阻

鄰井主要復雜情況為起下鉆遇阻，深度為4 100～4 261 m 井段多次出現劃眼困難，憋泵憋頂驅。劃眼過程中，砂巖段劃眼相對較好，劃眼困難多數發生在泥巖段，由鉆具和鉆頭剮蹭返出小的泥巖薄片，棱角分明，質地偏硬，且扎手。

1.3 儲層保護

根據井壁取心結果，儲層段孔隙度范圍10.9%～15.3%，滲透率范圍7.4～13.7 mD；根據測井解釋結果，儲層段孔隙度范圍10.6%～14.8%，滲透率3.0～13.4 mD。測試結果均表明儲層屬于低孔低滲儲層，易受外來流體污染導致儲層傷害。……