快速钻井中泥球形成的影响因素与控制措施

张 岩 向兴金 鄢捷年 吴 彬 舒福昌

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院； 2.荆州市汉科新技术研究所； 3.长江大学石油工程学院）

随着钻井技术的不断提高，我国海上许多油气田在开发过程中成功地实施了快速钻井，取得了显著的经济效益，但也带来了一些技术问题，如钻遇渤海地区明化镇组、莺琼地区莺歌海组等大段质纯而软的活性软泥页岩段时，由于机械钻速快，钻井过程中形成了大量的泥球，特别是在大斜度井返速低的井眼段，泥球形成的情况更加严重，造成环空间隙变窄，起下钻不畅，严重时还发生过糊筛、环空不通、憋漏井眼、卡死钻具等问题。这些问题都会给作业带来严重损失［1］。

钻井过程中钻屑形成泥球的主要原因在于钻屑的粘土矿物组成和表面性质［2］。如果钻屑的粘土矿物组成中蒙脱石含量高，则阳离子交换容量大，吸附结合水能力强，钻屑表面易于水化，从而导致钻屑之间相互粘结形成泥球［3－4］。针对泥球问题，前人作了大量的研究，在一定程度上缓解了泥球形成带来的问题，但仍然有许多的问题须要探讨［5］。本文对快速钻井中泥球形成的影响因素进行了实验研究，结果表明，钻屑的颗粒级配、钻井液中的钻屑含量和土般土含量、钻井液的抑制性能等外部因素对泥球的形成也有一定的影响，以往在钻井液中加入KCl来提高钻井液抑制性能的做法并不能有效抑制泥球形成。基于实验研究结果，提出了抑制泥球形成的技术对策，并在东方1－1气田钻井中取得了较好效果。

1 模拟实验装置的研制

钻遇软的活性泥页岩层段时，由于机械钻速快，钻屑大量产生，致使井筒内钻屑浓度高，钻屑颗粒之间容易发生相互碰撞继而相互粘结形成泥球。由于实验室常规热滚炉及老化罐在滚动过程中速度慢、转动半径小，岩样总是处于底部，岩样颗粒之间相互碰撞的机会较少，所以不容易生成泥球。针对上述问题，研制了能有效模拟泥球生成的HFZO－1型翻转加热炉及相应的老化罐。与常规热滚炉相比，HFZO－1型翻转加热炉的优点在于翻转加热炉中老化罐沿径向360°翻转（常规热滚炉中老化罐是绕轴转动），这样岩样在老化罐中就可以上下翻转，大大增加了岩样颗粒之间相互碰撞、粘结的机会，与现场钻井过程中井下钻屑的运动状态非常相似。图1为研制的翻转加热炉的照片。

图1 模拟泥球生成的实验装置

2 快速钻井中泥球形成影响因素的实验研究

由于实验钻屑用量大，为保证岩样粘土矿物组分的一致性，选择露头岩样进行实验，并对其和DF1－1－2井粘土矿物组分进行了对比（表1），结果表明露头岩样粘土含量高，主要以伊蒙混层为主，且混层比高，容易水化分散，与DF1－1－2井粘土矿物组成接近。

表1 实验岩样粘土矿物组成

2.1 钻屑颗粒级配的影响

采用东方1－1气田钻井现场作业过程中容易形成泥球井段所使用的钻井液，其配方为5%海水膨润土浆＋0.15%Na2CO3＋0.2%NaOH＋3%KCl＋0.5%PF－NPAN＋0.5%LV－PAC＋1%PF－GRA＋1%PF－WLD＋2%PF－JLX＋0.2%PF－VIS＋0.6%PF－PLUS。钻井液性能见表2。

表2 东方1－1气田易形成泥球井段所使用钻井液常规性能

分别在400 m L钻井液中加入200 g不同粒度级配的露头岩样，然后放入翻转老化罐中，在模拟井下温度的条件下热滚1.5 h，实验结果见表3。

由表3可以看出，钻屑的颗粒级配对泥球的形成有一定的影响；钻屑直径越大越容易形成泥球；当存在较大直径钻屑时，小颗粒钻屑越多，形成泥球的直径越大，且更加结实。

表3 露头岩样粒度级配对泥球形成的影响

2.2 钻屑含量的影响

选择上述实验中最容易形成泥球的颗粒级配钻屑（4～10目50%，10～20目25%，40～60目15%，100目以下10%），按照钻井液中不同钻屑含量进行模拟泥球生成实验（钻井液配方及实验方法同上），实验结果见图2。实验结果表明，钻井液中钻屑含量对泥球生成有较大影响，随着钻屑含量的增加泥球形成的可能性越大且泥球的硬度越高，这也表明快速钻井造成的钻井液中钻屑含量过高是形成泥球的主要因素之一。

图2 钻屑含量对泥球生成的影响

2.3 钻井液抑制性的影响

通过加KCl提高钻井液抑制性，防止钻屑水化，被认为是抑制泥球形成的有效方法之一。对不同KCl加量的钻井液进行泥球生成模拟实验，来考察钻井液抑制性对泥球形成的影响。所用钻井液配方为5%海水膨润土浆＋0.3%PF－NPAN＋0.3%LV－PAC ＋1%PF－GRA＋1%PF－WLD＋2%PFJLX＋0.2%PF－VIS＋0.4%PF－PLUS＋KCl。不同KCl加量钻井液常规性能及滚动回收率见表4。从表4可以看出，随着KCl加量的增加，钻井液体系的抑制性增强，滚动回收率增加。

分别在上述测定流变性能的钻井液中加入20%相同粒度级配（4～10目50%，10～20目25%，40～60目15%，100目以下10%）的露头岩样后，放入泥球模拟实验装置中，在模拟井下温度的条件下热滚1.5 h，实验结果见图3。

表4 不同KCl加量的钻井液常规性能

图3 钻井液抑制性对泥球生成的影响

图3所示实验结果表明，通过KCl提高钻井液抑制性能来抑制泥球生成效果不明显，分析原因主要是由于K＋的镶嵌作用只能使钻屑硬化，但并不能从根本上改变钻屑的表面性质，在外力作用下钻屑表面水化粘结仍然会形成泥球；同理，采用其他无机盐降低活度的方式抑制钻屑内部的水化膨胀也改变不了钻屑的表面性质。因此，在快速钻井中通过提高钻井液的抑制性来抑制泥球的生成效果不明显。

2.4 钻井液土般土含量的影响

选择20%与2.3节所述相同颗粒级配的钻屑含量，对不同土般土含量的钻井液进行泥球生成模拟实验，钻井液配方为膨润土＋0.15%Na2CO3＋0.2%NaOH＋0.3%PF－NPAN＋0.3%LV－PAC＋3%KCl＋1%PF－GRA＋1%PF－WLD＋2%PFJLX＋0.2%PF－VIS＋ 0.4%PF－PLUS，流变性能见表5，实验结果见图4。

表5 不同土般土含量钻井液体系常规性能

由图4可以看出，土般土含量对泥球形成有一定影响：当钻井液中土般土含量较低时没有泥球形成，随着土般土含量的增加泥球形成现象严重；但当土般土含量超过一定范围后，反而没有泥球形成。分析其原因，主要是土般土含量越高，钻井液中活性土含量越高，泥球就越容易形成；但当钻井液中土般土含量超过一定范围后，土含量增加将引起钻井液增稠现象严重，此时钻井液的运动趋于整体运动，钻井液中钻屑相互碰撞的机会减小，使得钻屑之间发生粘结的机率降低，从而在一定程度上防止了泥球的形成。

图4 钻井液土般土含量对泥球生成的影响

3 控制泥球形成的技术措施及实施效果

3.1 研制了抑制钻屑粘结的表面活性剂

活性软泥页岩表面具有典型的亲水特性，其表面的水化作用容易使钻屑形成产生泥球。以往的研究表明［6］，钻井液中加入表面活性剂可以抑制钻屑分散，但对抑制钻屑粘结的表面活性剂研究较少。笔者通过大量实验研究研制了一种具有快速吸附作用的胺盐类阳离子表面活性剂HCBI来抑制泥球形成。HCBI属于反相乳化剂，是由脂肪胺聚氧乙烯醚与磷酸合成，其分子结构上具有带一定正电荷的官能团，能在钻屑表面优先快速吸附，在钻屑表面形成亲油膜，从而改变了钻屑的表面性质。

在钻井液体系当中分别加入不同加量的表面活性剂HCBI，考察其对泥球形成的影响，钻井液配方为5%海水膨润土浆＋0.3%PF－NPAN ＋0.3%LV－PAC ＋1%PF－GRA＋1%PF－WLD＋2%PFJLX ＋0.2%PF－VIS＋0.4%PF－PLUS＋3%KCl。不同表面活性剂HCBI加量钻井液常规性能见表6。

由表6可以看出，在原钻井液体系中加入不同量的表面活性剂HCBI，钻井液体系的表观粘度、滤失量变化不大，泥饼粘滞系数逐渐降低。可见，HCBI对钻井液体系的流变性能、滤失量均无不良影响，且在一定程度上能够提高原钻井液体系的润滑性能（泥饼摩擦系数Kf值降低）。

表6 不同HCBI加量钻井液常规性能

图5 表面活性剂HCBI对泥球生成的影响

按上述实验方法进行不同加量表面活性剂HCBI对泥球形成的影响评价，实验结果见图5。由图5可以看出，随着表面活性剂HCBI加量的不断增大，钻井液抑制泥球形成的效果逐渐增强，其中在HCBI加量为3%时钻井液中没有泥球形成，这说明表面活性剂HCBI吸附在钻屑表面后有效改变了钻屑表面性质，可以阻止钻屑的互相粘结。因此，现场应用中HCBI加量可控制在2%～3%。

3.2 其他技术措施

通过以上对钻井过程中泥球形成影响因素的实验研究，针对钻遇活性软泥页岩过程中影响泥球形成的外部因素，控制泥球形成的其他技术措施包括：

（1）控制钻井液体系中固相含量，环空钻井液中钻屑含量小于8%、固控设备除固相后低比重固相含量小于5.0%。

（2）使用低膨润土相或是无膨润土相钻井液体系。

（3）控制钻井液的流变性能，钻井液漏斗粘度控制在45 s左右，YP 值控制在8～10 Pa，以提高钻井液携砂性能。

3.3 实施效果

以上控制泥球形成的技术措施在东方1－1气田后期作业中得到实施，有效解决了泥球堵塞喇叭口及跑浆问题，有效减少了井下复杂情况的处理时间，缩短了钻井周期。

4 结论

（1）研制了能有效模拟泥球形成的实验装置HFZO－1，并利用该装置对快速钻井中泥球形成的影响因素进行了实验研究，结果表明钻屑的粒度级配、钻井液中的钻屑含量、土般土含量以及钻井液的抑制性能等外部因素对泥球的形成有一定的影响；通过加入KCl来提高钻井液抑制性能虽在一定程度上能缓解泥球的生成，但在快速钻井中不能有效抑制泥球的生成。

（2）研制了一种具有快速吸附作用的表面活性剂HCBI，提出了控制泥球生成的其他技术措施，并在东方1－1气田后期作业中进行了应用，有效地解决了泥球堵塞喇叭口等问题，从而避免了井下复杂事故的发生。

［1］ 杨鸿波.缅甸M区块上部复杂地层钻井技术研究与实践［J］.中国海上油气，2011，23（2）：111－115.

［2］ 蒲晓林，梁大川，王平全.抑制钻屑形成泥球的钻井液研究［J］.西南石油学院学报，2002，24（2）：46－49.

［3］ 孙金声，杨宇平，安树明，等.提高机械钻速的钻井液理论与技术研究［J］.钻井液与完井液，2009，26（2）：l－6.

［4］ WILLIAM D，KEN D，NELS H，et al.New water－based mud balances high—performance drilling and environmental compliance［C］.SPE 92367，2005.

［5］ DENNIS E，MARTIN E C.Stabilizing sensitive shales with inhibited potassium－based drilling fluids［C］.SPE 4232，1973.

［6］ ALONSO－DEBOLT M A，JARRETT M A.New polymer/surfactant systems forsta bilizing troublesome gumbo shale［C］. SPE 28741，1994.