铝胺基钻井液在夏103-1HF井的应用

张 浩

（中石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司，山东临邑251500）

夏103-1HF井是胜利油田在临盘工区低孔低渗致密砂岩区块部署的第一口实施水平段分段压裂改造的重点井，目的层为沙3段上5砂组2号砂体，储层具有低孔（平均孔隙度12.4%）、特低渗（1.36mD）、高温（地层温度144℃）、常压的特点。钻探目的是为了了解夏103块沙3段上部油层分布，评价水平井产能。该井设计井深4 450.70m，垂深3 730.71m，水平位移942.08m。实钻井深4 361.00m，垂深3 748.17m，水平位移863.72m。由邻井资料可知，该井三开沙河街组地层存在大段泥岩、油页岩和油泥岩等，长时间浸泡后极易垮塌及剥蚀掉块。另外，该井在钻井过程存在油气层保护、润滑防卡、井眼净化、钻井液流变性控制等技术难点。目前，国内外针对该类井的钻探，多采用油基钻井液和合成基钻井液[1］，但是油基钻井液或合成基钻井液存在成本高、环保要求高等问题。为此，夏103-1HF井选用了具有强抑制性、强封堵性、润滑性好、性能易于控制、成本低、环境友好等优点的铝胺基钻井液[2-4］。笔者根据文献调研和前人的经验，通过优选主要处理剂，确定了适用于夏103-1HF井的铝胺基钻井液配方，确保了夏103-1HF井三开井段的顺利施工。

1 钻井液技术难点

1.1 井壁失稳

该井三开沙河街组地层存在大段泥岩、油页岩、油泥岩等，且水敏性强，存在层理和微裂缝发育，长时间浸泡后易垮塌及剥蚀掉块[5］。另外，随着井斜角的增大，特别是水平段，极易发生井壁失稳。

1.2 井眼净化

在水平井钻井过程中，在井斜角30°～60°的井段，极易在井眼低边形成岩屑床，导致摩阻和扭矩增大、起下钻不畅，甚至发生卡钻事故[6］。因此，在水平井钻井中，环空返速受到工程条件限制时，如何及时有效地将井底岩屑携带出来，保持井眼清洁，防止岩屑床的形成，是该井能否顺利钻进的关键。

1.3 润滑防卡

该井井斜角大、水平位移长，在钻井及其他作业中，钻具、测井仪器等与井壁的接触面积大，使摩阻和扭矩增大，因此钻井液必须具有良好的润滑性能，以防止托压现象和粘附卡钻事故的发生，确保钻井和完井作业顺利进行。

1.4 钻井液流变性控制

该井目的层温度144℃，因此，钻井液应具有抗温性，以便在高温下能保持合理的流变性，从而减少压力激动，防止引起井漏、井塌等井下复杂情况的发生。

1.5 油气层保护

该井目的层为低孔、特低渗致密砂岩油层，钻井液固相、滤液侵入后，易造成孔喉、孔隙的堵塞使储层渗透率严重下降。因此，该井油气层保护对后期开发至关重要。

2 配方优选及性能评价

针对该井三开所面临的钻井液技术难点，经过调研大量文献[2-9］，确定夏103-1HF井选用铝胺基钻井液。笔者根据前人的经验，对铝胺基钻井液的配方进行了优选，并对其性能进行了评价。

2.1 主要处理剂优选

2.1.1 抑制剂

取夏32-斜715井沙3段（井深3 500.00m）油页岩岩屑，进行岩屑滚动回收试验（试验条件在150℃下、滚动16h），结果见表1。从表1可看出，抑制剂SD-5的加量达到0.5%就能达到很好的抑制效果，且0.5%SD-5 与 0.5%PAM、1.5%DLP-1 和 2.0%SDJ-2复配使用，抑制效果更好。

表1 岩屑滚动回收试验结果Table 1 Rolling test results of cuttings recovery

2.1.2 物理封堵剂

取粒径为0.5～15.0μm的石英砂，选用常用物理封堵剂在150℃下进行砂床最大侵入深度试验，结果见表2。从表2可看出，3.0%超细碳酸钙与2.0%SDJ-2、3.0%GL-1复配使用，能得到更好的封堵效果。

表2 物理封堵剂评价试验结果Table 2 Evaluation test results of physical plugging agents

2.1.3 降滤失剂

在5.0%淡水钠膨润土基浆和5.0%饱和盐水钠膨润土基浆中分别加入常用降滤失剂，测量API滤失量和高温高压滤失量，结果见表3。由表3可看出，DR-10、KJ-3、DSP-2和SMP-2具有很好的降滤失效果，且抗温、抗盐能力强。另外，将其复配使用，降滤失效果更好。

表3 降滤失剂优选试验结果Table 3 Test results of filtrate reducers

2.1.4 润滑剂

在5.0%钠膨润土基浆中加入不同润滑剂后，测其泥饼粘附系数Kf，结果见表4。由表4可以看出，15.0% 原 油 与 2.0%RH-2、5.0%SDJ-5（或HCR-108）复配能产生更好的润滑效果。

表4 润滑剂优选试验结果Table 4 Test results of lubricant selection

2.1.5 流型调节剂

在8.0%钠膨润土基浆中加入不同的流型调节剂，测其在室温及150℃下老化16h后的性能，结果见表5。由表5可看出，加入很少的MSO就可达到很好的降黏效果，且具有明显降滤失作用。

表5 流型调节剂优选试验结果Table 5 Test results of rheological regulators selection

2.2 性能评价

通过优选主要处理剂，确定铝胺基钻井液的配 方为：5.0% 钠 膨 润 土 ＋0.5%PAM＋0.5%SD-5＋1.5%DLP-1＋3.0%超细碳酸钙＋2.0%SDJ-2＋3.0%GL-1＋2.0%SMP-2＋2.0%DR-10＋1.5%DSP-2＋15.0%原油＋0.3%固体乳化剂SN-1＋2.0%RH-2＋1.0%MSO＋重晶石粉。

2.2.1 常规性能

表6为优选出的铝胺基钻井液在常温及120和150℃下老化16h的性能。从表6表明可看出，铝胺基钻井液流变性能合理，并具有良好的滤失性能、造壁性能、润滑性能，且抗温能力强，能很好地满足该井钻井需要。

表6 铝胺基钻井液抗温性能评价试验结果Table 6 Test results of temperature-tolerance properties evaluation of aluminum-amine drilling fluid system

2.2.2 抑制性能

分别取夏32-斜715井沙3段油页岩岩屑和自制的泥页岩岩心，进行岩屑滚动回收试验（试验条件在150℃下、滚动16h）和线性页岩膨胀率试验（室温、8h），结果见表7。由表7可看出：岩屑在铝胺基钻井液中的一次、二次、三次回收率远大于在清水中的回收率；岩心在铝胺基钻井液中的膨胀率也远小于在清水中的膨胀率。这说明该钻井液对油页岩、泥页岩具有很强的抑制能力。

表7 铝胺基钻井液抑制性能评价试验结果Table 7 Test results of inhibition evaluation of the system

2.2.3 封堵性能

取粒径为0.5～15μm的石英砂，在150℃下进行铝胺基钻井液的砂床最大侵入深度试验，结果如图1所示。由图1可知，铝胺基钻井液的砂床最大侵入深度仅为0.9cm，这说明铝胺基钻井液封堵性能良好。

图1 砂床侵入深度随时间的变化曲线Fig.1 Curve of sand bed invasion depth with time

2.2.4 油气层保护效果

按照中国石油天然气行业标准SY／T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，测定铝胺基钻井液污染岩心的渗透率恢复率，结果见表8。试验压差为3.5MPa、温度为150℃、污染时间为1.5h，其中4＃岩心的平均孔隙度为12.4%。由表8可看出，铝胺基钻井液污染岩心的渗透率恢复率均高达90%以上，说明该钻井液具有很好的保护油气层作用。

表8 铝胺基钻井液油气层保护效果评价试验结果Table 8 Test results of reservoir protection effectiveness evaluation of the system

3 现场维护处理措施

1）沙1段（2 432.00～2 660.00m）地层油泥岩裂缝较发育，要求钻井液具有较好的防塌抑制性和一定的封堵能力。为此，在二开聚合物防塌钻井液的基础上，加入0.5%PAM＋0.5%有机胺SD-5，提高其抑制性；加入2.0%纳米乳液SDJ-2＋胶乳沥青FF-3与3.0%超细碳酸钙（2 500目和4 000目）配合，提高其封堵性能；加入1.5%SMP-2＋1.5%DR-10（或 KJ-3）＋1.0%DSP-2，降低其滤失量。

2）沙2段（2 660.00～3 200.00m）地层相对较稳定。在沙2段中下部加入1.5%铝基聚合物DLP-1和2.0%～3.0%磺化沥青粉GL-1（软化点120℃左右）以强化封堵，为应对极易垮塌的沙3段奠定基础。

3）沙3段（3 200.00～4 361.00m）地层油泥岩（油页岩）、泥岩裂缝发育，是该井防塌重点井段。该井段采取“强封固-强抑制-低滤失-合理密度-合理钻井工艺”协同防塌：a.加入1.5%DLP-1、3.0%超细碳酸钙（2 500目和4 000目）、2.0%SDJ-2和2.0%～3.0%GL-1，封堵地层层理和微裂隙；b.加入0.5%PAM和0.5%SD-5，提高钻井液滤液的抑制性；c.加入2.0%SMP-2、2.0%DR-10（或 KJ-3）和1.5%DSP-2等抗盐抗温降滤失剂，降低滤失量；d.选择适当的钻井液密度（1.30g／cm3左右），提供正压差，防止井壁物理坍塌，减轻压力沿微裂缝的传递；e.尽可能减少起下钻及开泵压力激动，减小钻具对井壁扰动或撞击，采用合理流变参数和排量，避免水力冲蚀井壁。

4）定向钻进前，一次性混入10.0%原油和0.3%固体乳化剂，使原油充分乳化，并定期补充原油，同时配合加入2.0%固体防塌润滑剂RH-2提高润滑效果，保持泥饼粘附系数小于0.1。定向井段和水平段钻进过程中，原油含量达到15.0%后，可以根据井下摩阻、扭矩情况，改用5.0%SDJ-5（或HCR-108）。

5）在钻井液黏度升高幅度较大时，可加入1.0%有机硅稀释剂MSO调节流型，使其维持合适的黏度和切力，以满足携岩要求。

6）油层段维持合理的钻井液密度，并适当加大抑制剂、封堵剂和降滤失剂的加量，以增强钻井液的抑制性和封堵性。

7）由于铝胺基钻井液具有强抑制特点，钻进过程中地层中的黏土颗粒被抑制不能对钻井液中的黏土成分进行补充。因而，应定期补充水化好的膨润土浆。

8）合理有效地使用固控设备清除有害固相，提高泥饼质量。

4 应用效果

该井三开钻至井深3 845.00m时，因地震资料失真导致设计目的层已被钻遇，于是打水泥塞封井，在井深3 220.00m开始侧钻，钻至井深4 361.00m完钻。该井三开钻井液性能稳定，钻进、起下钻、开泵均十分顺利，完钻电测和完井电测均一次成功，油层套管的下入和固井均十分顺利。

4.1 井壁稳定

完钻电测显示该井三开井段井径比较规则，平均井径扩大率为2.0%（见图2）。而未使用铝胺基钻井液的夏104井三开井段平均井径扩大率为13.4%，最大井径扩大率超过了40%。

图2 夏103-1HF井三开井段井径曲线Fig.2 Caliper curve of the 3rd spud section of Well Xia 103-1HF

4.2 井眼清洁

该井三开井段钻井液有较高的动塑比，基本上一直保持在0.5左右（见表9），既满足了携岩要求，又避免了高黏钻井液导致的压力激动和钻屑粘附井壁现象的发生。

表9 夏103-1HF井三开井段钻井液性能Table 9 Drilling fluid performance in the 3rd spud section of Well Xia 103-1HF

4.3 润滑效果好

该井在定向造斜段和水平段钻进过程中，钻进顺利，无托压、粘附和扭矩增大现象，工具面摆放正常，无阻卡，尤其是在水平段起下钻均畅通无阻，开泵正常，电测、下套管均顺利。

4.4 钻井液流变性稳定

从表9可以看出，漏斗黏度、塑性黏度及动切力随井深增加均有所增大，而后基本趋于稳定，说明铝胺基钻井液的流变性易于控制。

4.5 油气层保护效果好

该井自井深3 713.00m进入油层后钻至井深4 221.00m出油层。该井进入油层后，钻井液密度最高密度为1.32g／cm3（见表9），远小于邻井夏103井的1.49g／cm3和夏105井的1.52g／cm3，且铝胺基钻井液的API滤失量控制在2.4mL以内，高温高压滤失量控制在8.0mL以内（见表9）。钻井液中加入了超细碳酸钙、沥青粉GL-1和纳米乳液SDJ-2等多种油层保护材料，避免和减少了油气层的固相侵入和水敏伤害，有利于对油气层的保护。

5 结论与建议

1）利用铝胺基钻井液具有的强抑制、强封堵、低滤失等特点，配合合理的钻井液密度和技术措施，成功解决了夏103-1HF井大段泥页岩、油泥岩、油页岩的垮塌问题。

2）铝胺基钻井液具有强抑制性、强封堵性、优良的润滑性和流变性，且油气层保护效果好，可以推广应用到其他非常规大斜度井和水平井中。

3）铝胺基钻井液虽应用效果显著，但其成分仍较为复杂，维护处理工作量较大。因此，应对其进行进一步研究，如研制同时具有封堵、抑制及降滤失等多种功能的处理剂等。

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