低粘高切阳离子钻井液在渤海油田大斜度大位移井的应用

徐博韬，孙 鹏，陈忠华，王昌军，王志龙，张 亚

（1.中海油田服务股份有限公司，北京100010；2.长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

低粘高切阳离子钻井液在渤海油田大斜度大位移井的应用

徐博韬1，孙 鹏1，陈忠华1，王昌军2，王志龙2，张 亚2

（1.中海油田服务股份有限公司，北京100010；2.长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

针对渤海油田大斜度大位移井钻井过程中由于岩屑床的存在而导致起钻阻卡的问题，提出了采用低粘高切阳离子体系增加对岩屑床的冲刷以提高携岩效果。通过对渤海油田常用聚合物的性能测试，选择了用于流变性控制的聚合物，采用小分子量阳离子CPI适度控制体系的抑制性，实现了体系的平衡抑制和流变性的稳定调控。现场测试结果表明，该体系的应用大幅减轻了起下钻过程中钻具的阻卡，钻井时效得到较大的提高。

低粘高切；阳离子体系；钻井液流变性；平衡抑制性

渤海辽东湾油田钻井作业的主要问题是起下钻不畅，影响了建井周期，成为制约渤海油田再提速的重要瓶颈之一。钻井过程中出现阻卡的井段主要在12 1／4″的井段。目前辽东湾地区大斜度大位移井的作业量大幅增加，为提高钻井效率，针对大斜度大位移井软泥岩地层，研制能够满足该区块快速钻井需要的钻井液体系，是提高钻井时效必须解决的问题之一。

在大斜度大位移井的钻井过程中，由于岩屑床的存在，在携岩效果不理想的情况下出现阻卡是难以避免的［1，2］。国内外在大位移井施工中控制钻井液流变性能常用的经验做法是，控制低剪粘度（Φ3）读值约等于以“in”计的井眼直径。在大斜度井段特别是井斜角大于55°的井段，较高粘度的钻井液会弱化井壁清洗效果。在临界排量下如不考虑钻具转动效应，则粘度较低的钻井液更易扰动岩屑床，有利于井眼净化。即在控制较低的表观粘度的条件下，应尽可能地提高钻井液的动切力和低剪粘度，以满足岩屑的携带［3，4］。

1 低粘高切阳离子体系的室内研究

渤海油田常用的钻井液体系主要为PEM（KCl聚合物）及PEC（有机正电胶）体系。PEM的流变性能稳定，但动切力及低剪粘度较低；PEC体系的动切力和低剪粘度虽然较高，但抑制性不足，后期流变性不易控制。

从提高携岩效果出发，室内研究主要针对传统的PEC体系进行了改进。室内通过对渤海油田常用聚合物的评价及抑制性的选择，确定了阳离子体系的流型调节剂（增粘剂）和抑制剂。

1.1 流型调节剂（增粘剂）的选择

就渤海油田常用的增粘剂在常规加量条件下对常用聚合物的流变性能及粘土对其性能的影响进行了测试，结果见表1和表2。

表1 常用聚合物的流变性能Tab.1 The rheological properties of commonly used polymers

表2 粘土对流变性能的影响Tab.2 The influence of clay on the rheological properties

由表1、表2可知，在这些常用增粘剂中，采用XC及JHVIS作为增粘剂可以有效地提高聚合物溶液的低剪粘度。并且添加5%的粘土对聚合物溶液的流变性影响很小，可以作为增粘剂（或流型调节剂）。

1.2 抑制剂的选择

实验用溶液以去离子水配制。滚动回收率实验使用6～10目的露头土，实验条件为60℃热滚16 h。防膨实验使用标准土，温度为30℃。对不同加量的无机盐、小分子量阳离子CPI的抑制性进行了测试，结果见表3。

表3 不同抑制剂的抑制性能／%Tab.3 The inhibition performance of different inhibitors／%

由表3可知，CPI是一种小分子量的阳离子聚合物，对于优质粘土的水化膨胀抑制性较弱，但对于泥岩露头土的滚动回收率却有大幅度的提高，这表明：（1）CPI与其它类型的抑制剂相比，在机理上存在不同的特点；（2）CPI更易保持钻屑的完整性，便于钻屑的清除，并通过降低钻屑的分散程度实现钻井液性能的稳定。

1.3 CPI与增粘剂的配伍性

通常无机盐的加入在提高体系抑制性的同时，会对流变性能产生较大影响。因此，实验考察了CPI对聚合物溶液流变性能的影响，结果见表4。

表4 CPI对聚合物溶液流变性能的影响Tab.4 The influence of CPI on the rheological properties of polymer solution

由表4可知，在测试的CPI加量范围内，CPI对聚合物溶液的流变性能影响不大，XC及PFVIS高剪切粘度的特性也得到了很好的保持。

1.4 PEC与低粘高切阳离子体系的性能比较

低粘高切平衡抑制阳离子钻井液体系基本组成为：海水搬土浆＋JHVIS（稳流增粘剂）＋降滤失剂＋CPI（平衡抑制剂）＋LUBE（润滑剂），根据需要加入封堵剂、防塌剂、加重材料。

在选定增粘剂和抑制剂的条件下，根据需要加入其它处理剂组成阳离子钻井液体系，其组成为：3%海水搬土浆（或海水）＋0.25%Na2CO3＋0.6%JHVIS＋2%FLOCAT－H＋2.5%CPI＋1.0%UHIB－S（石灰石加重至1.2 g·cm－3）；渤海油田常用PEC体系组成为：3%海水搬土浆＋0.4%NaOH＋0.3%Na2CO3＋0.3%PAC－LV＋1.5%FLOCAT＋1.0%TEX＋1.0%LPF－H＋0.6%PLH＋1.5%JMH－YJ（石灰石加重至1.2 g·cm－3）。将两者的流变性能进行比较，结果见表5。

表5 不同钻井液体系流变性能的比较（80℃热滚16 h）Tab.5 The comparison of rheological properties of different drilling fluid systems（80℃ hot rolling 16 h）

由表5可知，与渤海油田传统的PEC钻井液体系相比，阳离子钻井液体系表观粘度较低，动切力提高，特别是Φ6、Φ3的读值大幅度提高，体系具有明显的低粘高切的特点。

鉴于钻井过程中钻井液受到钻屑侵污而影响到流变性能的稳定性，测试了现场钻屑对钻井液体系性能的影响，结果见表6。

表6 钻井液体系钻屑侵污评价（80℃热滚16 h）Tab.6 The evaluation of drilling cuttings pollution to drilling fluid system（80℃hot rolling 16 h）

由表6可知，与渤海油田常用的PEC钻井液体系相比，阳离子钻井液体系抗钻屑侵污能力更强，且流变性能稳定。

2 现场实验

依据室内研究结果，在现场进行了10口井的阳离子钻井液体系的实验。根据现场实际情况，对体系配方进行了小幅调整，其组成为：3%海水膨润土浆＋0.2%NaOH＋0.3%Na2CO3＋0.4%PAC－LV＋0.3%XC－H＋1%～2%KCl（调节流变性）＋0.25%PLH ＋1%CPI（阳离子抑制剂）＋1.5%DYFT＋1.5%淀粉＋1.5%LUBE－S＋2%JLX。

2.1 低粘高切阳离子钻井液体系的性能

现场某油田实验井12 1／4″井段的阳离子钻井液体系的性能见表7。

表7阳离子钻井液体系的现场应用性能数据Tab.7 The performance of the cation drilling fluid system in field application

由表7可知，现场阳离子钻井液体系流变性能得到很好控制。整个钻井过程中，体系的搬土含量变化很小，流变性能稳定，具有明显的低粘高切的特性，API滤失量控制在5.0 m L左右。

2.2 对钻井时效的改善

对传统PEC及低粘高切阳离子钻井液体系实验井的钻井时效进行统计，见图1。

图1 各阶段不同体系井的钻井时效对比Fig.1 Drilling efficiency contrast of eachphase of the different systems

由图1可知，PEC钻井液体系平均每天进尺为199.11 m·d－1，在平均井深提高的条件下阳离子钻井液体系平均每天进尺为233.87 m·d－1，钻井时效提高17.45%，且钻井液成本也略低于PEC体系。

3 结论

（1）针对渤海油田大斜度大位移井提出了采用低粘高切、平衡抑制的阳离子钻井液体系解决钻井过程中起下钻复杂情况的技术思路。

（2）通过对现场常用PEC钻井液体系的评价及流型调节剂的室内研究，采用小分子量阳离子CPI对传统PEC体系进行改进，实现了体系的平衡抑制性和流变性能的稳定调控。

（3）现场测试结果表明，阳离子钻井液体系的应用大幅减轻了钻井过程中钻具的阻卡，钻井时效提高17.45%。

［1］ 姜伟.渤海QK 1702油田大位移水平井完井液体系研究［J］.中国海上油气（地质），2003，17（2）：112－117.

［2］ 廖扬强，余庆.大斜度井水平井井壁力学稳定性技术现状［J］.钻采工艺，2003，26（3）：7－10.

［3］ 鄢捷年，杨虎，王利国.南海流花大位移井水基钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2006，28（1）：23－28.

［4］ 陈世春，王树超.超深水平井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2007，29（4）：6－9.

Application of A Cation Drilling Fluid with Low Viscosity and High Shear in the Highly Sloping and Highly Deviated Wells in Bohai Oilfield

XU Bo－tao1，SUN Peng1，CHEN Zhong－hua1，WANG Chang－jun2，WANG Zhi－long2，ZHANG Ya2
（1.China Oilfield Services Limited，Beijing100010，China；
2.College of Chemistry and Environmental Engineering，Yangtze University，Jingzhou434023，China）

In this paper，according to the drill sticking during the drilling process because of the existence of the debris bed on the highly sloping and highly deviated wells in Bohai Oilfield，a cation system with low viscosity and high shear was made to increase the erosion of the debris bed in order to improve the efficiency of portability rock.Through the performance test for the polymers commonly used in Bohai Oilfield，a polymer was selected for rheology control，and the small molecular weight cation CPI was selected to control the inhibitory of system moderatly，so the balance inhibition of the system and its rheological could be stably controlled.The field test results showed that，the application of this system significantly reduced the drill sticking in the drilling process，and greatly improved the drilling prescription.

low viscosity and high shear；cation system；drilling fluid rheological characteristic；equilibrium inhibition

TE 254

A

1672－5425（2012）11－0076－04

10.3969／j.issn.1672－5425.2012.11.021