东方1-1气田水基钻井液技术优化

崔应中，徐一龙，　黄凯文，陈洪，　王荐，　舒福昌，3，　向兴金，3

东方1-1气田水基钻井液技术优化

崔应中1，徐一龙2，黄凯文2，陈洪1，王荐1，舒福昌1，3，向兴金1，3

（1.湖北汉科新技术股份有限公司荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州434000；2. 中海油湛江分公司南海西部石油研究院，广东湛江524057；2.长江大学石油工程学院，湖北荆州434023）

崔应中等.东方1-1气田水基钻井液技术优化［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：65-68.

东方1-1气田为我国海上最大的自营气田，由于地层的复杂性，且由于区块已开采多年，导致地层压力衰竭，φ311.15 mm井段存在着憋漏、溢流和卡钻等作业风险。针对东方1-1气田现场PLUS/KCl钻井液抑制性能和封堵性能的不足，通过引入胺基硅醇PF-HAS和润湿转向剂PF-HWR，将钻井液体系的抗钻屑污染能力提高了近一倍；通过大量实验优选出强化封堵的材料PF-LSF和PF-HFD，增强了钻井液对渗漏和微裂缝漏失的封堵能力，形成的封堵层承压能力强，渗漏量小。优化后的体系有利于保障类似区块和地层钻井作业安全，降低作业风险。

水基钻井液；抑制；封堵；衰竭气藏

东方1-1气田主要以水平井方式开发，水平井段使用常规PRD钻开液，φ311.15 mm井段使用PLUS/KCl钻井液。在φ311.15 mm井段作业过程中出现了井漏、卡钻、憋泵、溢流等较多的复杂情况，通过分析地层岩性和现场资料，认为主要有2方面原因：地层存在大段活性泥岩，这些软泥岩易分散造浆，钻屑黏附井壁和钻具，造成井眼脏、憋阻和憋漏，进而诱发阻卡和溢流；由于开采多年，地层压力衰竭，漏失压力较低，容易压漏地层，也会造成漏失、溢流，甚至带来压差卡钻。东方1-1气田地层压力系数最低已至0.46，钻井过程中钻井液与地层间的最高压差达9 MPa以上。因此，认为有必要加强钻井液的抑制能力和封堵能力，以减少钻屑造浆和憋漏。因此，室内针对现场PLUS/KCl钻井液体系的抑制性能和封堵性能进行评价分析，并进行了优化改进［1-8］。

1　现场PLUS/KCl钻井液性能评价

1）基本性能。现场PLUS/KCl钻井液配方：3%海水膨润土浆+0.15%Na2CO3+0.2%NaOH+0.3%PFPAC-LV+0.4%包被剂PF-PLUS+1.50%降滤失剂PF-FLO+5%KCl+0.10%增黏剂XC，重晶石加重至1.20 g/cm3。由表1可知，现场钻井液流变性好，滤失量小。

表1　东方1-1气田前期作业现场使用的PLUS/KCl钻井液基本性能

2）抑制性能。如果钻井液的抑制性能不足，进入钻井液的钻屑容易分散造浆，导致钻井液增稠，造成现场钻井液性能维护困难，对于大段活性泥岩地层而言，更容易带来泥团、泥包现象，进而引起压差卡钻、憋泵和憋漏问题。由于获取的现场岩样很少，因此用造浆性强的八岭山钻屑代替现场钻屑开展钻井液抗钻屑污染实验，结果见表2。

表2　东方1-1气田前期现场使用的PLUS/KCl钻井液抗钻屑污染性能（90 ℃、16 h）

现场PLUS/KCl钻井液具有良好的抑制性能，在20%钻屑污染条件下，体系的黏度和切力虽然增加，但是仍具有较好的流变性，然而随着钻屑污染量的继续增大，体系的黏度、切力、φ3和φ6值急剧增大，呈现为明显絮凝状态。说明大量钻屑污染会带来流变性能的恶化，进而容易带来憋泵、憋阻、井眼脏、憋漏问题。

3）封堵性能。常规漏失分为渗透性漏失和裂缝性漏失。渗透性漏失室内模拟评价方法：采用高温高压砂床模拟（砂床选用200 g粒径为0.28～0.45 mm砂，渗透率在10 μm2水平），将砂床填入高温高压失水仪的失水桶中压实，倒入钻井液，测得现场PLUS/KCl钻井液在90 ℃、3.5 MPa、30 min条件下的砂床漏失量为全部漏失。

裂缝性漏失室内模拟评价方法：采用钢质微裂缝岩心模拟（缝宽为100、200、300、400 μm，缝长为2 mm，深度为5 cm），将微裂缝岩心装入高温高压动失水仪的岩心夹持器，测定90 ℃、30 min不同压差条件下的微裂缝漏失量。结果显示，现场PLUS/KCl钻井液能够封堵的最大微裂缝尺寸为100 μm，封堵后最高承压达20 MPa；对于200 μm的微裂缝，4 MPa以下没有明显漏失，但压差增大到5 MPa时，随着压力升高发生漏失，漏失后压力下降，再升压又发生漏失；对于更大的300 μm的微裂缝，现场PLUS/KCl钻井液不能形成有效封堵，3.5 MPa压差下就会发生持续性漏失。

由以上可知，在不加封堵材料的情况下，现场PLUS/KCl钻井液不能封堵较大的微裂缝和渗透性强的地层，当遇到类似地层时，容易带来漏失问题。

2　现场PLUS/KCl钻井液主要问题及技术对策

1）大段活性泥岩地层钻井作业中的钻井液抑制问题，可通过改善钻井液抑制性、提高钻井液固相容量限、稳定钻井液性能，来减少强造浆地层钻井液增稠，防止井眼脏、泥包、压差卡钻、憋泵、憋扭矩情况发生。室内通过胺基硅醇PF-HAS和润湿转向剂PF-HWR，来削弱黏土水化分散、预防黏结，从而增强钻井液的抑制性能，稳定钻井液的流变性。

胺基硅醇PF-HAS分子结构中含胺基和硅羟基，使其具有较好的抑制性和疏水能力，由于硅羟基的疏水作用削弱了胺基对钻井液中黏土颗粒的絮凝作用，因此胺基硅醇对钻井液的流变性和滤失量均无明显影响，且与各类钻井液配伍性好，有助于改善抑制性能和保护储层。东方1-1气田地层与渤海区块明化镇组地层情况相似，都存在大段活性泥岩，目前胺基硅醇PF-HAS已在渤海区块类似活性泥岩地层钻井作业中大规模使用，使用后钻井时效提高，钻井液性能更易维护，降低了综合作业成本。

润湿转向剂PF-HWR是一种表面活性剂，分子具有亲油和亲水极性基团，能对井壁岩石和钻屑润湿反转，阻碍其水化膨胀和水化分散，从而有助于稳定井壁和改善钻井液的抑制性。润湿转向剂PF-HWR与胺基硅醇PF-HAS协同使用，可增强钻井液抑制能力。

2）井漏问题。通过改善钻井液封堵性能，强化对薄弱易漏地层包括低压衰竭储层井壁的封堵，提高其承压能力，预防漏失，减少污染。对于正常钻进而言，室内优选随钻封堵材料增强钻井液的封堵承压能力，对于漏失采用常规堵漏材料或堵漏浆的方式解决。

3　PLUS/KCl钻井液体系性能优化

3.1抑制性能

如表3所示，在PLUS/KCl钻井液体系中加入1.5%胺基硅醇PF-HAS和2%润湿转向剂PF-HWR后，在40%的钻屑污染条件下仍具有较好的流变性，抑制性得到改善，提高了固相容量限。

表3　优化后的PLUS/KCl钻井液的抗钻屑污染性能

3.2封堵性能

1）封堵剂单剂优选。评价钻井液在90 ℃老化16 h后对渗透性砂床的封堵效果，结果见表4。由表4可知，封堵剂PF-HFD和PF-HMF-6具有较好的封堵性能。

2）封堵剂复配效果。以PF-HFD为主，将其与封堵效果较好的PF-LSF、PF-HMF-6及现场常用的封堵防塌剂PF-DYFT-Ⅱ复配，评价封堵材料复配后的封堵效果，结果见表5。

表4　PLUS/KCl钻井液的封堵性能优化

表5　复配封堵性能数据

表5实验结果显示，2%PF-HFD与2%PF-LSF复配后，具有更好的封堵效果，体系的滤失量和高温高压砂床漏失都明显降低。最终选定封堵剂为“2%PF-HFD+2%PF-LSF”。封堵剂PF-HFD是一种弹性封堵材料，能较好地封堵充填孔喉和微裂缝，PF-LSF是具有一定软化能力的沥青树脂类封堵材料，可黏结和封堵间隙，2者结合形成的封堵层致密稳定，因此渗漏小、承压能力强。

3）封堵后体系的封堵承压效果。实验条件为90 ℃、30 min，对封堵后体系进行高温高压砂床实验，测得压差为3.5、4、6、8、10 MPa时，高温高压砂床漏失量为3.6、3.7、4.0、5.2和6.0 mL。由此可知，压差提高到10 MPa也没有出现压漏现象，30 min内只有6.1 mL的漏失。由表6可知，对于不同尺寸微裂缝钢制岩心，钻井液封堵微裂缝的尺寸从原来的只能封堵100 μm 提高到封堵300μm ，且在400 μm 的微裂缝上也能承压到5 MPa压差而无明显漏失。优化封堵后的PLUS/KCl 钻井液封堵孔隙和微裂缝的能力得到明显提高，承压能力也很强，有助于减少渗漏、憋漏。

表6　微裂缝封堵性能数据

4　结论

1.东方1-1气田前期作业主要复杂情况为井漏、卡钻、憋泵、溢流，这主要是因为地层存在大段易分散造浆的活性软泥岩和多年开采导致地层压力衰竭。

2.针对东方1-1气田现场PLUS/KCl钻井液抑制性能和封堵性能的不足，通过引入胺基硅醇PF-HAS和润湿转向剂PF-HWR，将钻井液体系的抗钻屑污染能力提高了近一倍；通过大量实验优选出强化封堵的材料PF-LSF和PF-HFD，增强了钻井液对渗漏和微裂缝漏失的封堵能力，形成的封堵层承压能力强，渗漏量小。

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Optimization of Water Based Drilling Fluid Technology for Dongfang1-1 Gas Field

CUI Yingzhong1， XU Yilong2， HUANG Kaiwen2， CHEN Hong1， WANG Jian1， SHU Fuchang1，3， XIANG Xingjin1，3
（1. Hubei Hanc New-Technology Co. Ltd.， Jingzhou， Hubei 434000；2. NanhaiXibu Petroleum Research Institute， The Zhanjiang Branch of CNOOC， Zhanjiang，Guangdong 524057；3. School of Petroleum Engineering， Yangtze University， Jingzhou， Hubei 434023）

The Dongfang1-1 gas field is the largest offshore gas field in China. Complexity of the formations plus a long time of production， result in depleted formation， and mud losses （at overpressure）， well flow and pipe sticking are thus risks that might be encountered in the 311.15 mm interval. Presently the drilling fluid used in the Dongfang1-1 gas field is Plus/KCl， which is weak in inhibitive capacity and mud loss control. PF-LSF， an amine based silanol， and PF-HWR， a wetting alteration agent， are introduced into the Plus/KCl fluid to double the drilled cuttings tolerance of the fluid. PF-LSF and PF-HFD， plugging agents selected through extensive laboratory studies， are added into the fluid to improve its performance of mud loss control， and the barrier to mud losses generated by these plugging agents also enhance the resistance of weak formations to pressure， which is beneficial to safe operation in similar blocks and formations.

Water based drilling fluid； Inhibit； Plugging； Depleted gas reservoir

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0065-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.013

崔应中，工程师，1978年生，2008年获得长江大学石油与天然气开发专业工程硕士学位，现在从事钻井液方面的研究工作。电话 （0716）8326974；E-mail：my01god@163.com。

（2016-3-7；HGF=1603N10；编辑王小娜）