渤海油田调整井钻井液体系

王晓鹏，许　杰，何瑞兵，董平华

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海油田调整井钻井液体系

王晓鹏，许杰，何瑞兵，董平华

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

王晓鹏等.渤海油田调整井钻井液体系［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：45-49.

近年来渤海绥中油田调整井中大斜度井、水平井逐年增加，地层压力衰减严重，导致原小阳离子钻井液体系（JFC）不能满足作业要求，主要体现为抑制性、流变性、抗污染能力和储层保护能力不足。为解决以上问题，开展了储层特性和泥岩理化性能研究，以及钻井液体系适应性分析，并以现有的钻井液体系为基础，通过室内实验优选了钻井液添加剂HAS。实验发现，HAS与小阳离子、聚胺、有机正电胶相比，具有更适合的抑制黏土水化膨胀效果；使用PF-VIF代替降滤失剂RS-1和增黏剂XC，钻井液的流变性和携岩能力都得到改善；包被剂PAC-HV和PAC-LV、HAS的协同作用可有效防止钻井液发生絮凝增稠，并能扩大固相容量限；复配使用封堵剂LPF和HTC可降低钻井液滤失量，提高钻井液的储层保护能力。形成的新型钻井液体系在现场应用后，钻井作业效率得到大幅度提升，馆陶组底砾岩井段倒划眼速度与之前相比提升30%， 钻井周期缩短41.08 d，油井产量均达到或超过预测产量。

调整井； 钻井液； 钻井效率； 油井产量；渤海油田

渤海绥中油田是渤海海域发现的第1个石油储量超过亿立方米的大型稠油油田，近年来为提高采收率，对该油田进行了2次大规模的井网整体加密综合调整。该油田经过数十年注水开发，正常地层压力系统转变为复杂压力系统，同一裸眼井段最多需要穿越14个小层，呈现局部压力系数低、层间差异大（压力系数为0.70～1.10）的特点，且调整井中大斜度井、水平井增多，东营组裸眼泥岩段增加300～400 m，导致单井作业周期长，使用已有的小阳离子钻井液体系出现起泥球、划眼困难以及黏附卡钻事故，并且压力系数的降低对储层保护提出了新的要求［1-6］。为解决调整井作业中遇到的难题，开展了储层特性及泥岩理化特性研究， 以及综合调整井区钻井液体系适应性分析。认为已有的钻井液体系抑制性、流变性、抗污染能力和储层保护能力不足。目前国内外对致密砂岩及正常压力体系储层的钻井液研究较多， 而对疏松砂岩且地层压力异常的储层研究较少［7-9］。最终形成了新型钻井液体系，并在渤海绥中油田现场试用，结果大幅度提高了钻井作业效率，且油井产量均超过钻前预测。

1　钻井液体系适应性分析

1.1地层物性

该油田地层从上至下依次发育有平原组、明化镇组、馆陶组和东营组。平原组以浅灰色中砂岩为主，夹薄层泥岩，成岩性较差；明化镇组为浅灰色细砂岩与绿黑色泥岩呈不等厚互层；馆陶组上部为浅灰色细砂岩与绿黑色泥岩呈不等厚互层，底部为砾岩层，垂直厚度为80～100 m；东营组盖层主要为灰色泥岩，储层以砂岩为主。

1.2储层孔隙结构

该油田储层岩性疏松，胶结性差，孔隙发育，渗透性很好，层间非均质及层内非均质性较强。其中Ⅰ油组储层孔隙度在29%～35%之间变化，平均孔隙度为32%；渗透率在（40～18 000）×10-3μm2范围内变化，平均渗透率为3 200×10-3μm2。Ⅱ油组储层孔隙度在29%～35%之间变化，平均孔隙度为32%；渗透率在（270～13 000）×10-3μm2范围内变化，平均渗透率为3 144×10-3μm2。根据孔隙度和渗透率分布情况，其储层主要属于（特）高孔、（特）高渗储层。

1.3储层敏感性

该油田储层的速敏属于弱至中等偏强，储层渗透率在250×10-3μm2以上的岩心，其临界流速为2.3 m/d，临界流量为2.4 m3/（d·m2）；储层渗透率在100×10-3μm2以下的岩心，其临界流速为1.4 m/d，临界流量为1.46 m3/（d·m2）；储层属于强水敏，低于临界矿化度的液体注入岩心后，其渗透率损害达73%～92%。钻井液体系的矿化度宜不小于9 000 mg/L，以防发生盐敏。pH值最好界于6～10之间，以防发生碱敏和酸敏。

1.4泥岩理化特性

1.4.1矿物含量

渤海绥中油田全岩矿物含量见表1。表1结果表明， 该油田东营组岩屑矿物成分主要有黏土、 石英、长石等， 其中黏土矿物含量最高，主要为伊/蒙混层、高岭石、伊利石。

表1　渤海绥中油田全岩矿物含量实验结果

1.4.2泥岩阳离子交换容量

对东营组泥岩进行了阳离子交换容量的测定，测得东营组泥岩样品CEC值为194 mmol/kg， 达到室内配浆膨润土（CEC值为480 mmol/kg）的40%，说明该地层的泥岩水化分散能力强，容易造浆。

1.4.3泥岩水化分散性和膨胀性分析

将30 g粒径为2.00～3.20 mm的东营组钻屑加入清水中，热滚16 h后，测定其过孔径为0.45 mm筛的回收量。测得滚动回收率仅为1.47%，说明该地层的水化能力很强。

实验采用CLPZ-II型高温高压智能型膨胀性测试仪，测得膨润土和东营组岩屑的膨胀率分别为115.6%、32.6%，说明地层岩石容易水化膨胀。

1.5适应性分析

1）抑制性不足，流变性调控困难。由于大斜度井、水平井增加，东营组泥岩裸眼段加长，且泥岩地层黏土矿物易水化， 易造浆， 导致钻井液流变性调控困难。室内模拟实验也显示， 现场钻井液稳定性差，岩屑污染后黏度、 切力呈直线上升趋势，钻井液流变稳定性被破坏， 影响现场钻井，并且高的黏度和切力给后期钻井液调整带来很大难度。

2）抗污染能力弱，钻井复杂情况严重。钻井过程中由于泥岩地层较软，易水化膨胀，而钻井液自身固相容量限低，性能稳定时间短，泥岩井段和作业周期变长后，钻井液黏度、 切力上升快，易出现泥团、钻头泥包等现象，导致机械钻速低，且在馆陶组底砾岩井段倒划眼极其困难。

3）储层保护能力需进一步提升。根据上述研究结果，该油田储层非均质性强，主要属于（特）高孔、（特）高渗；同时，经过多年开发，部分储层压力衰竭，整个油田形成了复杂压力系统，综合调整井作业中出现了井漏。因此，要求已有钻井液体系封堵能力进一步加强。

2　钻井液体系优化

2.1适度增强抑制性

渤海绥中油田原钻井液体系主抑制剂为小阳离子，使用中出现起泥球、黏度上升快等抑制性不足的难题。实验结果表明，HAS和聚胺的抑制性强于小阳离子和有机正电胶。

实际作业中， 在钻井液中引入聚胺以提高钻井液的抑制性， 起泥球现象减少， 但起下钻遇阻卡现象增加，尤其倒划眼憋扭矩严重，且加入聚胺以后钻井液的稳定性减弱，出现黏度上升和滤失量上涨等问题。室内研究了HAS对钻井液性能的影响，结果见表2。

表2　HAS对原钻井液性能的影响

由表2可以看出，HAS对钻井液流变性和滤失量均无明显影响。且将引入HAS的钻井液在实际作业中应用，未出现起泥球、倒划眼憋扭矩现象，钻井液性能稳定，因此优选HAS为主抑制剂。HAS是在聚胺抑制剂的基础上引入硅羟基，分子中的Si—OH键与黏土的Si—OH键缩聚成Si—O—Si键，该疏水层可保证黏土表面具有合理的水化膜，阻止和减缓黏土表面的水化作用［16］。与小阳离子相比，HAS提高了抑制性，同时避免了使用聚胺抑制剂出现的井壁过硬、黏度上升快的现象。

2.2改善流变性

渤海绥中油田进入调整井阶段， 大斜度井、 水平井增多，钻井液呈现出黏度和动塑比偏低、携岩效果差的问题。针对这一情况，在现有配方基础上优选了增黏降滤失材料，使用PF-VIF代替原有的RS-1和XC，并进行了优化前后钻井液性能（PF-VIF加量为1.5%）对比，结果如表3所示。

表3　钻井液优化前后的流变性

由表3可以看出，优化后的钻井液体系黏度和动塑比都有明显提高，携岩能力、悬浮能力得到大幅度改善，且热滚前后钻井液性能基本一致，稳定性也得到提升。

2.3提高抗污染能力

为提高钻井液抗污染能力，对钻井液流变稳定性和固相容量限2个方面进行研究。通过组合使用PAC-HV+PAC-LV+HAS，充分发挥添加剂的护胶和抑制作用，控制体系内黏土矿物水化分散，保护钻井液中胶体颗粒的稳定状态，保证黏土颗粒表面有足够的吸附量和合理的水化膜厚度，防止黏土颗粒在正电离子的作用下发生絮凝增稠的现象，达到提高钻井液体系稳定时间和固相容量限的效果。钻井液优化前后的性能见表4、表5。由表4可知，优化后的钻井液在长时间热滚老化后，各项性能变化不大，保持了较好的流变性、滤失性及pH值，说明优化后的钻井液有很好的稳定性。同时由表5可以看出，优化后的钻井液固相容量限得到提升。

表4　优化后钻井液稳定性实验结果

表5　钻井液优化前后固相容量限实验结果

2.4增强储层保护能力

根据储层（特）高孔、（特）高渗特点，以及考虑地层压力衰竭情况，储层保护主要从提高封堵承压能力和渗透率恢复值入手，优选钻井液添加剂，开展了封堵能力实验，结果如表6所示，最终选用了LPF+HTC复配。

表6　钻井液优化前后封堵能力实验结果

根据上述优化研究，最终形成了新型钻井液体系，其基础配方如下。

3%海水膨润土浆+0.25%NaOH+0.3%Na2CO3+ 0.2%PAC-HV+0.2%PAC-LV+1.5%VIF+2%DYFT+ 1.5%LPF+5%HTC+1.5%HAS

基于以上配方，使用井壁承压实验装置，开展钻井液承压能力实验，结果见表7。同时，采用JHDS-2高温高压动失水仪，在模拟实际钻井条件下，开展了钻井液储层保护评价实验，结果如表8所示。表7结果表明，优化后钻井液形成的封堵层强度高，20 MPa下90 min钻井液滤失量仅为5.2 mL。从表8实验数据分析，钻井液固相侵入深度较浅，切片0.5 cm后渗透率恢复值在90%以上，储层保护效果较好。

表7　优化后钻井液承压能力实验（80 ℃）

表8　优化后钻井液储层保护实验结果

3　现场应用

新型钻井液体系在渤海油田共试验应用了7口井， 见表9， 钻井液性能稳定， 未发生起泥球和黏附卡钻现象， 馆陶组底砾岩井段倒划眼速度与之前相比提升30%， 钻井工期共节省41.08 d；同时，实施的7口井投产后单井产量均达到或超过预测产量。

4　结论与建议

1.根据储层特性和泥岩理化性能研究，可确定渤海绥中油田储层属于（特）高孔、（特）高渗储层，属于弱至中等偏强速敏、强水敏，钻井液的矿化度宜不小于9 000 mg/L，以防发生盐敏；pH值最好界于6～10之间，以防发生碱敏和酸敏。东营组岩屑矿物成分主要有黏土、石英、长石等，其中黏土矿物含量最高，主要为伊/蒙混层（I/S）、高岭石（K）、伊利石，且其泥岩水化分散性和膨胀性强。

表9　使用新型钻井液的试验井情况

2.通过室内实验和钻井液添加剂的优选，形成了新型钻井液体系。该体系能够有效抑制东营组泥岩的水化膨胀，流变性也得到改善，大大提高了钻井液携岩和悬浮能力；钻井液稳定时间延长和固相容量限提高，满足了调整井作业周期变长的特点；同时其封堵承压能力的加强，使切片0.5 cm后渗透率恢复值在90%以上，储层保护效果较好。

3.该钻井液体系在渤海绥中油田应用， 解决了调整井作业中起泥球、 压差卡钻、 倒划眼困难的问题， 大大提高了作业效率， 缩短了工期， 且储层保护效果较好， 油井产量均超过预测产量。钻井液体系的优化思路为类似油田的调整井作业提供了借鉴。

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Drilling Fluid for Adjustment Well in Bohai Oilfield

WANG Xiaopeng， XU Jie， HE Ruibing， DONG Pinghua
（Tianjin Branch Company， CNOOC， Tianjin 300452）

In the adjustment wells drilled in recent years in Block Suizhong， Bohai Oilfield， the percentage of highly deviated wells and horizontal wells have been increasing every year. This leads the formation pressure to deplete seriously， and the low molecular weight cationic polymer drilling fluid （JFC） is becoming unsuitable for the drilling operation because of the deficiencies of JFC in inhibitive capacity， rheology， contamination tolerance， and reservoir protection. To solve these problems， laboratory studies were conducted on the issues such as reservoir characteristics， the physical-chemical property of shales drilled， and the adaptability of drilling fluid to the formations penetrated. A drilling fluid additive， HAS， was selected through laboratory experiments to treat the drilling fluid presently in use. It was found that， compared with low molecular weight cationic polymers， polyamines and organic MMH etc.， HAS was much stronger in inhibiting the hydration and swelling of clay minerals. Another additive PF-VIF was selected to replace the filter loss reducer RS-1 and XC， and the rheology and cuttings carrying capacity were improved. A combination of PAC-HV， PAC-LV and HAS can prevent the drilling fluid from becoming flocculated， and increase the solids tolerance of the drilling fluid. The use of plugging agents LPF and HTC together reduced the filtration rate of the drilling fluid， and enhanced the performance of the drilling fluid to protect the reservoir formations. In field application of this drilling fluid， drilling efficiency was greatly enhanced. The rate of back reaming in the conglomerate section below the Guantao Formation was increased by 30%， and drilling time was saved by 41.08 d. Wells drilled with this drilling fluid had oil production rates reached or exceeded the forecast.

Adjustment well； Drilling fluid； Drilling efficiency； Oil well production rate； Bohai Oilfield

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0045-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.009

“十二五”国家重大科技专项“多枝导流适度出砂及海上油田丛式井网整体加密钻采技术示范”（2011ZX05057-002）。

王晓鹏，工程师，硕士， 1982年生，毕业于中国地质大学（北京），主要从事海洋石油钻完井技术研究工作。电话 （022）25804534；E-mail：wangxp5@163.com。

（2016-3-10；HGF=1604M5；编辑马倩芸）