辽河油田无固相强抑制水基钻井液技术

吴 爽

(中国石油辽河油田分公司冷家油田开发公司，辽宁盘锦 124010)

随着开发程度的提高和开发技术的不断进步，高效开发低渗透油藏对老油田持续、稳定发展具有重要意义[1]。辽河油田低渗透油藏储量丰富，但主要分布于埋藏较深、构造复杂的古近系沙河街组的沙三段和沙四段，其岩性主要为灰色、深灰色硬脆性泥页岩夹浅灰色砂砾岩、细砂岩。硬脆性泥页岩微裂缝隙、层理发育，钻井过程中易发生缩径、坍塌掉块等井壁失稳问题；低渗透地层还具有较强的水敏性，极易因外来流体侵入导致黏土矿物水化膨胀堵塞孔隙。此外，由于低渗透储层孔吼细小，水锁对其损害程度极其严重[2-4]。钻进低渗透地层时，常用常规无固相淡水钻井液、有机硅聚磺钻井液和油基钻井液，但常规无固相淡水钻井液的抑制性能相对较差，密度可调节范围有限；有机硅聚磺钻井液的抑制性不足，且会严重伤害储层；油基钻井液虽然能很好地稳定井壁和保护储层，但是成本高、废弃物处理难度大等。为降低钻进低渗透地层井下故障的发生概率和有效保护油气层，笔者以卤水为基液，通过优选聚胺抑制剂、油层保护剂和防水锁剂等关键处理剂，形成了适合该油田低渗透油藏开发的无固相强抑制水基钻井液，并在坨62井低渗透储层钻进中进行了试验，与邻井相比，井径扩大率和表皮系数大幅降低，产油量大幅升高。

1 无固相强抑制水基钻井液配方优选

卤水无固相钻井液密度可调范围大，抗污染能力强，能有效抑制储层中黏土矿物水化，最大限度地减少固相侵入储层。聚胺钻井液是一类在水基钻井液中加入聚胺抑制剂而得到的具有代替油基钻井液潜力的高性能水基钻井液，其抑制性能强，且具有抑制作用平缓而长效、生物毒性小、环境相容性好的特点[5-8]。因此，笔者拟将卤水无固相钻井液和聚胺钻井液的优点结合在一起，以卤水为分散相，通过加入聚胺抑制剂、油层保护剂、防水锁剂及其他处理剂形成无固相强抑制水基钻井液，以满足辽河油田低渗透储层安全钻进及储层保护的要求。

1.1 关键处理剂的优选

1.1.1 聚胺抑制剂优选

卤水为海水制盐后的母液，其主要成分有MgCl2、CaSO4、CaCl2及NaCl等多种盐类物质，密度为1.25 kg/L。以400 mL卤水+0.40%Na2CO3+0.20%NaOH+0.60%PAC-LV+0.15%XC+6.00%KCl为基浆1，分别加入4 g DEP-1，Ultrahib和SDJA等3种聚胺抑制剂，然后加入20 g膨润土，在室温(20 ℃)下测试基浆1的流变性，结果见表1。

由表1可以看出，3种聚胺抑制剂都能抑制膨润土造浆，但是DEP-1抑制膨润土造浆的性能相对较差，SDJA与Ultrahib相当，不过Ultrahib在配制钻井液高速搅拌时起泡严重，而且价格高，因此选择SDJA作为无固相强抑制水基钻井液的抑制剂。

表1不同抑制剂对基浆1流变性的影响

Table1Impactsofdifferentinhibitorsonrheologicalpropertiesofbasefluid1

配方表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)动切力/Pa静切力/Pa基浆117.0125.01.0/1.5基浆1+20g膨润土30.0219.03.0/5.0基浆1+4gDEP-1+20g膨润土25.0187.02.0/4.0基浆1+4gUltrahib+20g膨润土19.5145.51.0/1.5基浆1+4gSDJA+20g膨润土18.0135.01.0/1.5

1.1.2 油层保护剂优选

在基浆1中加入1.00%SDJA,配制成基浆2，然后分别加入纳米乳液SD-NR、聚合物类封堵剂YDW-1和油层保护剂HY-268以及两两复配后的试剂，采用71型高温高压滤失量测定仪测定基浆2的高温高压滤失量(Vfhthp)，测完高温高压滤失量后，倒出加温罐中的基浆2，再在加温罐中加入90 ℃热水，测定30 min高温高压渗透滤失量(Vfhthp,p)，再以同样方法分别测定高温高压砂床滤失量(Vfshthp)和高温高压砂床渗透滤失量(Vfshthp,p)，结果见表2。

表2基浆2中加入不同油层保护剂后的滤失量

Table2Filtrationlossesofbasefluid2afteraddingdifferentpluggingagents

配方Vfhthp/mLVfhthp,p/mLVfshthp/mLVfshthp,p/mL基浆270.486.8145.0全失基浆2+4%SD-NR17.823.419.616.8基浆2+4%YDW-122.233.229.218.4基浆2+4%HY-26818.221.817.616.6基浆2+2%SD-NR+2%YDW-110.212.614.611.8基浆2+2%SD-NR+2%HY-2687.48.69.49.0基浆2+2%HY-268+2%YDW-112.814.215.614.8

注：测试条件为150 ℃、3.5 MPa。

由表2可知，纳米乳液SD-NR和油层保护剂HY-268复配加入基浆2后的滤失量及砂床滤失量最低，说明二者复配封堵效果最好。其原因是二者复配能起到协同封堵的效果：首先纳米乳液亲水基与裂缝孔隙接触，增大流动阻力，提高封堵剂的滞留能力，油层保护剂在孔隙或裂缝处不断累积形成足够强度的堆积体；接着纳米乳液亲水基吸附在井筒周围，憎水基朝向钻井液，形成一层致密有韧性的薄膜，延缓钻井液滤液向岩样内部渗滤。因此，将SD-NR和HY-268复配作为无固相强抑制水基钻井液的油层保护剂。

1.1.3 防水锁剂优选

采用LYJZ-600全自动界面张力测定仪，在室温下测定煤油溶液分别加入SLF、ASN和FCS等3种常用防水锁剂后的油水界面张力变化情况，结果如图1所示。

图1 油水界面张力与防水锁剂加量的关系Fig.1 Relationship between oil water interfacial tension and adding volume of waterproof lock agent

从图1可以看出，3种防水锁剂添加到煤油后，油水界面张力均有所降低，其中FCS降低油水界面张力的优势明显，能较大程度地减弱毛细管压力，故选择FCS作为无固相强抑制水基钻井液的防水锁剂。

1.2 无固相强抑制水基钻井液配方

针对辽河油田低渗透油藏的地质特点，为满足钻井施工对钻井液的要求，经过优选关键处理剂，最终形成了密度为1.05～1.50 kg/L的无固相强抑制水基钻井液，其基本配方为：卤水+0.1%～0.2%NaOH+0.2%～0.5%Na2CO3+1.5%～2.0%抗盐降滤失剂YLJ-1+1.5%～3.0%纳米乳液SD-NR+0.1%～0.2%黄原胶XC+1.0%～2.0%聚胺抑制剂SDJA+1.5%～2.0%油层保护剂HY-268+0.5%～1.0%防水锁剂FCS+5.0%～8.0%KCl+2.0%～5.0%极压润滑剂SD-505+复合盐密度调节剂。

2 无固相强抑制水基钻井液性能评价

2.1 基本性能

测试无固相强抑制水基钻井液老化前后的基本性能，结果见表3。

表3 无固相强抑制水基钻井液的基本性能

注：老化条件为150 ℃下滚动16 h，测试条件为室温(20 ℃)。

由表3可知，无固相强抑制水基钻井液老化前后的黏度和切力适中，滤失量低，而且流变性不随密度变化发生较大波动。分析认为，其原因是无固相强抑制钻井液所用的加重剂是可溶解的复合盐，其加量对钻井液流变性的影响相对较小。

2.2 耐温性能

将密度为1.35 kg/L的无固相强抑制水基钻井液分别在不同温度下热滚16 h，测定老化后钻井液的流变性和高温高压滤失量，结果见表4。

表4无固相强抑制水基钻井液的耐温性能

Table4Hightemperatureresistanceofsolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

温度/℃塑性黏度/(mPa·s)动切力/Pa静切力/Pa流性指数稠度系数/(mPa·sn)高温高压滤失量/mL202712.03.0/5.00.615706.2902711.03.0/5.00.634836.4120259.52.5/4.00.653926.8150208.02.5/4.00.643457.4180186.02.0/3.00.682238.8

由表4可知，在温度不高于180 ℃时，密度1.35 kg/L的无固相强抑制水基钻井液始终保持适中的黏度,且切力和滤失量较低，说明该钻井液具有良好的高温稳定性[9-11]。辽河油田低渗储层埋深均在4 000 m以浅，地温梯度约为3 ℃/100m，无固相强抑制水基钻井液的耐温性能完全满足耐温要求。

2.3 抑制性能

将取自辽河油田大民屯凹陷沙四段下亚段油页岩岩屑过100目筛，分别放在油基钻井液、有机硅钻井液及无固相强抑制水基钻井液中，然后用CST毛细吸水时间测定仪器测试钻井液滤液的毛细吸水时间(CST)，并测试150 ℃下滚动16 h后岩屑的回收率，结果见表5。

表53种钻井液的抑制性

Table5Inhibitionperformancesofthreedifferentdrillingfluids

钻井液密度/(kg·L-1)CST/s回收率,%油基钻井液1.3589.499.5有机硅钻井液1.33115.790.4无固相强抑制水基钻井液1.3290.698.9

由表5可知，油基钻井液的毛细吸水时间最短和回收率最高，而毛细吸水时间越短，回收率越高，表明钻井液抑制岩屑水化分散的能力越强[12]，无固相强抑制水基钻井液的毛细吸水时间和回收率与油基钻井液相当，这表明无固相强抑制水基钻井液抑制岩屑水化分散的能力与油基钻井液相当。

采用页岩膨胀仪测试页岩在上述3种钻井液中的线性膨胀率，结果如图2所示。

从图2可以看出，页岩在无固相强抑制水基钻井液的线性膨胀率与其在油基钻井液中的线性膨胀率相差很小，说明其抑制页岩水化膨胀的能力与油基钻井液相当。

图2 页岩在不同钻井液中的线性膨胀率Fig.2 Expansion rate of shale in different drilling fluids

通过上述试验可知，无固相强抑制水基钻井液具有超强的控制泥页岩水化膨胀、分散的能力，其抑制性能与油基钻井液相当。分析认为，无固相强抑制水基钻井液中的聚胺抑制剂通过氢键作用缩小了黏土电极之间的距离，聚胺分子水解出的带正电荷的铵离子通过静电作用中和了黏土表面的负电荷，进一步降低了黏土水化斥力[13-16]；卤水中的无机阳离子压缩黏土颗粒表面的扩散双电层，使水化膜变薄，电位下降，从而引起黏土晶片断-面乃至面-面聚结，有效抑制地层黏土水化膨胀，保持井壁稳定。

2.4 抗钻屑污染性能

在密度为1.50 kg/L的无固相聚胺强抑制水基钻井液中加入不同质量分数的油页岩钻屑(取自沈平1井沙四段下亚段)，在150 ℃温度下热滚16 h后测定其塑性黏度、动切力和高温高压滤失量，结果见表6。

表6无固相强抑制水基钻井液的抗钻屑污染性能

Table6Theanti-cuttingcontaminationperformanceofsolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

钻屑加量,%塑性黏度/(mPa·s)动切力/Pa静切力/Pa流性指数稠度系数/(mPa·sn)高温高压滤失量/mL02612.03.0/5.50.605916.8103513.53.5/6.00.655656.6153915.53.5/6.50.646656.4204517.04.0/7.00.656996.2255219.55.0/8.00.657976.2

由表6可知，随钻屑加量增大，无固相强抑制水基钻井液的塑性黏度和动切力升高，加入25%(质量分数)钻屑后，其塑性黏度、动切力和高温高压滤失量仍满足要求，说明该钻井液具有较好的抗钻屑污染性能。其原因是该钻井液具有极强的抑制性，混入钻井液中的钻屑的水化程度小，不会对钻井液性能产生太大影响。

2.5 封堵性能

利用高温高压封堵及返吐模拟评价装置，在150 ℃下用无固相强抑制水基钻井液(密度为1.50 kg/L)封堵不同缝宽的岩心(取自坨56井沙四段)，然后测试岩心的正向承压和钻井液的抗返排能力，结果见表7。

表7无固相强抑制水基钻井液的抗返排性能

Table7Theanti-refluxperformanceofsolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

裂缝宽度/mm滤饼厚度/cm滤饼质量/g正向承压/MPa抗返排压力/MPa0.11.035918.45.20.21.446216.04.00.32.059210.23.6

由表7可知，裂缝宽度达0.3 mm时，无固相强抑制水基钻井液在裂缝处形成的滤饼更加虚厚，正向承压随之下降，但在裂缝处形成的滤饼仍具有较高的正向承压和抗返排能力。分析认为，纳米封堵剂在裂缝及孔隙处的滞留能力较强，填充的可变形油层保护剂不断累积形成屏障，阻止固相和液相侵入，最终形成强度和致密性等满足要求的滤饼。

2.6 储层保护性能

在150 ℃、3.5 MPa条件下，选用不同物性的储层岩心，结合地层水资料，利用JHLS高温高压岩心动态损害评价系统模拟钻井条件，评价无固相强抑制水基钻井液(密度为1.50 kg/L)对储层岩心的损害程度，结果见表8。

表8无固相强抑制水基钻井液对储层岩心的动态损害评价结果

Table8Theevaluationresultfordynamicdamageonthereservoircoresbysolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

岩心编号岩心来源孔隙度,%气测渗透率/mD油相渗透率/mD污染前污染后渗透率恢复率,%C1红29井11.89.165.324.9392.7C2于70井18.09.808.648.1494.2C3驾31井15.98.477.587.0993.6C4坨56井9.27.203.493.1490.1

由表8可知，即使是低孔特低渗储层岩心被无固相强抑制水基钻井液污染后，其渗透率恢复率也在90%以上，说明无固相强抑制水基钻井液具有优良的储层保护性能。分析认为，其原因是：该钻井液不添加任何固相，不会形成固相堵塞；其滤失量较低、抑制性和封堵性较强，避免了黏土颗粒水化膨胀及外来流体给储层造成的伤害[17-20]；加入防水锁剂，减轻了低孔低渗透储层由于毛细管效应导致的油气通道变窄的状况。

3 现场试验

坨62井是部署在辽河东部凹陷牛心坨构造带的重点预探井，完钻井深3 380.00 m，主要目的层为沙四段高升油层，兼探沙四段牛心坨油层、杜家台油层及沙三段下部油层。储层平均孔隙度为9.2%，平均渗透率为5.11 mD，属低孔低渗储层，钻井过程中极易因外来流体的侵入而造成污染，而且储层一旦被损害，恢复难度较大。除此之外，沙三段和沙四段地层硬脆性泥页岩的含量较高，钻井过程中易发生掉块、井壁坍塌，造成起下钻、划眼遇阻，甚至发生卡钻等井下故障。为了更好地保护储层，降低发生井下故障的概率，该井在三开钻进低孔低渗储层时，采用了无固相强抑制水基钻井液，其配方为：卤水+0.10%NaOH+0.30%Na2CO3+2.00%YLJ-1+2.00%SD-NR+0.15%XC+1.50%SDJA+2.00%HY-268+0.80%FCS+6.00%KCl+3.00%SD-505+复合盐，密度为1.23～1.25 kg/L。

3.1 钻井液维护处理措施

1)充分利用四级固控设备，将固相含量严格控制在5%以下，以减轻固相对钻井液流变性的影响和对储层的伤害；2)保证KCl和聚胺抑制剂加量达到要求，以防止或降低硬脆性泥页岩发生水化坍塌、掉块的概率；3)控制钻井液的黏度和切力在较低水平，以利于携岩、清洗井壁上的虚厚滤饼、提高钻头的水功率，以达到提高钻速的目的；4)在保持流变性稳定的前提下，将纳米乳液的加量提高至2%，以改善滤饼质量和提高井壁的稳定性；5)揭开储层前100.00 m，将油层保护剂和防水锁剂加量提高至设计上限，以降低钻井液滤液对储层的伤害。

3.2 试验效果分析

3.2.1 井壁稳定效果突出

图5所示为坨62井与未使用无固相强抑制水基钻井液的邻井坨56井三开井段的井径曲线。

图3 坨62井与坨56井三开井径曲线Fig.3 Borehole diameters of third spud sectiion in Well Tuo-62 and Well Tuo-56

由图5可知：坨62井三开井段使用的无固相强抑制水基钻井液的滤失量很低，抑制性和封堵性很强，井径比较规则，平均井径扩大率仅为8.24%；而坨56井的三开井段未使用无固相强抑制水基钻井液，井径波动较大。

坨62井三开井段钻进过程中，起下钻和采用单稳定器钻具组合通井未出现阻卡，测井工具和套管均自由下放到底。而未使用无固相强抑制水基钻井液的邻井坨56井、坨45井、坨47井及坨38井三开井段均在钻井过程中发生井壁坍塌掉块、测井遇阻等井下故障。

3.2.2 机械钻速提高

由于无固相强抑制水基钻井液固相含量低，剪切稀释性强，循环压耗低，钻头水功率高，且携岩效果好，能减少重复破岩，较强的抑制性可以避免泥页岩水化造成的井下故障，因此使用该钻井液的坨62井其三开机械钻速(3.62 m/h)与未使用该钻井液的邻井坨56井(2.56 m/h)相比显著提高。

3.2.3 储层保护效果明显

表9为坨62井与未使用无固相强抑制水基钻井液邻井产油量的对比。

表9坨62井与邻井产油量的对比

Table9ComparisonofoilproductionbetweentheWellTuo-62andadjacentwells

井名平均孔隙度,%平均渗透率/mD产油量/(t·d-1)表皮系数钻井液坨62井9.25.112.830.16无固相强抑制钻井液坨56井10.45.760.972.85有机硅聚磺钻井液坨45井12.613.111.240.97有机硅聚磺钻井液

由表9可知，与储层相近的邻井相比，其表皮系数大幅降低，产油量大幅升高。这表明无固相强抑制水基钻井液的储层保护性能好，较大程度地减轻外来流体对低孔特低渗储层造成的损害。

4 结论与建议

1) 室内试验发现，无固相强抑制水基钻井液具有极强的抑制性和良好的储层保护效果，同时具有较好的高温稳定性、润滑性、封堵性及抗污染能力。

2) 现场试验表明,使用无固相强抑制水基钻井液不但可以解决辽河油田钻进低渗透储层井壁失稳的问题，而且可以提高机械钻速、降低钻井液对储层的伤害。

3) 为了解决深井超深井对高温高密度钻井液的需求，应开展提高复合盐加重剂在卤水中溶解度方面的研究。

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