蘇里格氣田蘇53區塊防塌鉆井液技術研究

王麗君

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司工程技術研究院，遼寧 盤錦 124010）

蘇里格氣田蘇53 區塊在水平井開發過程中容易發生井壁掉塊，經常需要通過劃眼來解決，嚴重時甚至需要填井，嚴重制約了開發效益[1-3]。井壁失穩的原因主要有：（1）該區塊石盒子組泥巖塑性差，硬脆性強，在外力作用下極易剝落掉塊[4-5]；（2）該區塊石千峰組及石盒子組砂巖段極易發生井漏，不能依靠提高鉆井液密度提高井底壓差支撐井壁[6-8]；（3）定向鉆進過程中，由于托壓等原因造成鉆速較慢，容易在某段泥巖中對井壁沖刷較長時間，造成井壁失穩[9-10]；（4）由于鄰井壓裂工藝，造成地層破碎，鉆遇破碎地層極易發生井壁失穩問題[11-12]。為了解決該區塊井壁失穩問題，本文在復合鹽鉆井液體系的基礎上通過優選封堵劑、抑制劑、潤滑劑，提高鉆井液的封堵、抑制、潤滑等關鍵性能，進而提高鉆井液的防塌能力。

1 關鍵處理劑優選

1.1 封堵劑優選

鉆井過程中，由于鉆井液向地層中滲透，降低了近井壁地層與井底的壓差，導致鉆井液液柱壓力對井壁的支撐作用降低，提高鉆井液封堵性能可以提高鉆井液對井壁的支撐作用，增強井壁的穩定性。本文優選了壓差成膜封堵劑GCM 作為封堵劑，并與常用封堵劑進行了對比。采用動濾失儀對封堵劑水溶液進行高溫高壓（100 ℃、3.5 MPa）漏失實驗，實驗巖心為人工低滲砂巖巖心（滲透率約為100×10-3μm2），實驗結果如圖1所示。

圖1 不同封堵劑水溶液的巖心漏失量

由圖1可知，壓差成膜封堵劑水溶液的巖心漏失量明顯低于乳化瀝青、磺化瀝青水溶液，說明GCM 的封堵效果較好，且GCM 能夠在巖心表面形成一層疏水膜，如圖2所示。

圖2 成膜封堵劑在巖心表面的成膜

1.2 抑制劑優選

硬脆性泥巖微裂縫較發育，鉆井液濾液沿著泥巖微裂縫侵入地層，裂縫面泥巖的水化程度大于泥巖其它部位，膨脹不均產生的膨脹壓極易導致泥巖剝落掉塊。因此，鉆井液需要足夠的抑制性來抑制泥巖的水化膨脹，減少因膨脹壓導致的井壁失穩。本文優選了胺基硅醇作為抑制劑，胺基硅醇是在傳統胺基抑制的基礎上引入了具有疏水性的硅羥基，硅羥鍵能夠與黏土上的硅羥鍵縮聚成硅氧鍵，疏水基團朝外，減緩了黏土的水化作用。并且胺基硅醇降低了胺基對黏土的絮凝作用，可以減少因絮凝作用導致的鉆井液流變性惡化。

本文通過熱滾回收實驗將胺基硅醇與常規抑制劑進行了對比，分別取50 g 6～10 目蘇53 區塊石盒子組鉆屑加入到1%抑制劑水溶液中，并在100 ℃條件下熱滾16 h，滾后取40 目篩余物烘干至恒重并稱重，計算熱滾回收率，實驗結果如表1所示。

表1 熱滾回收實驗結果

由表1可知，蘇53 區塊石盒子泥巖在胺基硅醇水溶液中熱滾回收率較高，1%的胺基硅醇就具有較好的抑制效果，可以很好地抑制蘇53 區塊泥巖水化膨脹，增強鉆井液的防塌效果。

1.3 潤滑劑優選

若鉆井液的潤滑效果不佳，會導致定向鉆進過程中出現托壓現象，鉆頭長時間處于某段泥巖中會導致水眼射流的鉆井液呲向井壁，導致井壁失穩。此外，鉆井液的潤滑效果不好，會導致起下鉆過程中摩阻較大，造成井壁刮拉掉塊。因此，良好的潤滑性能可以提高鉆井液的井壁穩定性能。在鉆井液中加入不同的潤滑劑并測其流變性和摩阻系數，測其性能并優選出最佳潤滑劑。實驗基本配方為：1%膨潤土漿 + 0.2% NaOH +2% 改性淀粉+ 0.3% LVPAC + 2% SMP-II + 3% KCl + 2% 潤滑劑，NaCl 加重至1.20 g·cm-3。實驗結果見表2。

由表2可知，加入LUBE 后的鉆井液摩阻系數較小，潤滑效果最佳，因此優選LUBE 作為鉆井液的潤滑劑。

表2 潤滑劑優選

2 鉆井液性能評價

通過以上封堵劑、抑制劑、潤滑劑等關鍵處理劑的優選，得出了一套優化后的復合鹽體系，其配方為：1%膨潤土漿+0.2%NaOH+2%改性淀粉+ 0.3%LV-PAC+2%SMP-II+1%胺基硅醇+2%膜封堵劑GCM+3%KCl + 2%潤滑劑,NaCl 加重至1.20 g·cm-3。

2.1 流變性評價

根據配方配制鉆井液，并測其熱滾前后的流變性能以及API 濾失量（FLAPI）和高溫高壓濾失量（FLHTHP）。實驗結果見表3，該鉆井液體系具有較好的流變性能和濾失性能，能夠滿足蘇53 區塊的鉆井需求。

表3 鉆井液流變性及濾失性評價

2.2 封堵性能評價

通過可視化FA 型無滲透濾失儀測定鉆井液侵入砂床的深度，評價鉆井液的封堵性能，按照API測試方法將350 mL 20～40 目石英砂倒入透明筒中，再倒入500 mL 鉆井液，加壓至0.69 MPa，測量鉆井液30 min 侵入砂床的深度。實驗結果如圖3所示，鉆井液侵入深度小于1 cm，表明該鉆井液體系的封堵性能較好。

圖3 鉆井液侵入砂床深度

并通過壓力傳遞實驗進一步驗證該體系的封堵性能，壓力傳遞實驗裝置如圖4所示，在人造巖心兩端建立壓差，上游試液是壓力為4.2 MPa 的鉆井液，下游是壓力為0.7 MPa 的模擬地層水，監測下游變化。實驗結果如圖5所示，該鉆井液體系封堵效果較好，僅進行了少量的壓力傳遞，可以避免井底液柱和地層壓差降低而導致井壁失穩。

圖4 壓力傳遞實驗裝置圖

圖5 鉆井液壓力傳遞實驗效果評價

2.3 抑制性評價

取石盒子組泥巖鉆屑粉碎過100 目篩并烘干，取10 g 巖屑粉在5 MPa 下壓制10 min 制成土片，采用CLPZ-2 高溫高壓智能膨脹儀測定土片在鉆井液中的高溫高壓（100 ℃，3.5 MPa）線性膨脹率。實驗結果見圖6。該鉆井液體系能夠大幅降低蘇53 區塊泥巖的吸水膨脹性，可以減少因水化膨脹而發生的井壁失穩。

圖6 鉆井液高溫高壓膨脹性評價

3 結論

1）優選的壓差成膜封堵劑GCM 能夠在壓差作用下形成一層疏水膜，可以阻止鉆井液繼續侵入地層，并且對井壁具有一定的保護作用，具有加好的封堵性能。

2）通過優選胺基硅醇抑制劑、LUBE 潤滑劑加強鉆井液的抑制性和潤滑性，減少因水化膨脹以及摩阻大造成的井壁失穩。

3）優化后的復合鹽鉆井液體系具有較好的流變性、濾失性、抑制性、潤滑性、封堵性等性能，可以滿足蘇里格氣田蘇53 區塊鉆井需求。。