博格达山北缘山前带高效防塌钻井液研究及应用

2018-04-01邱春阳姜春丽王雪晨张海青陈二丁

精细石油化工进展 2018年6期

李琼，邱春阳，姜春丽，王雪晨，张海青，陈二丁

中国石化集团胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营 257064

博格达山北缘山前带位于准噶尔盆地南缘东部，油气资源丰富，勘探开发潜力巨大。该区块地质结构复杂，钻探过程中需穿越多套软硬泥岩，前期施工过程中多次发生大面积坍塌掉块，造成憋卡、缩径等井下复杂情况，导致钻完井作业不顺利，严重滞缓了区块施工进度。通过对博格达山北缘山前带井壁失稳机理研究，制定出该区块钻井液井壁稳定技术对策，采用聚胺多元防塌钻井液体系，现场应用取得了良好的井壁稳定效果。

1 井壁失稳机理研究

1.1 地应力作用失稳

博格达北缘山前带是经历不同方式构造变形叠加改造的复杂构造区[1-3]。主体为一逆冲推覆体，内部普遍发生强烈挤压褶皱变形，地应力分布及强度十分复杂，地层倾角大，井眼钻开后，地应力沿着井眼的径向方向释放，施工中使用的钻井液密度低，钻井液液柱压力不能平衡地层坍塌压力，导致井壁坍塌。

1.2 岩石水化作用失稳

1)岩石矿物分析

取二叠系平地泉组岩屑试样11个，进行全岩矿物分析及黏土矿物分析，结果见表1、表2。从分析数据看出，地层黏土矿物组分中以伊蒙混层为主，其次为伊利石，并含有少量的绿泥石。不同地层岩样黏土矿物含量较高，且水敏性矿物含量较高，具有潜在的水化膨胀和分散特性。

2)岩屑回收率实验

对目标区块的岩屑回收率测试结果见表3。

表1 地层全岩矿物分析结果 %

表2 黏土矿物分析结果

表3 目标区块复杂地层岩屑回收率

由表3可知，该区块岩样中，岩屑清水回收率均低于40%，岩样黏土矿物相对含量较高，水化分散性强。

3)阳离子交换容量测试

表4 目标区块岩样阳离子交换容量测试结果

由表4看出，区块地层岩样阳离子交换容量普遍较高，表明其含有大量可交换阳离子，易发生水化膨胀和分散。

1.3 孔隙及微裂缝发育失稳

不同岩样不同放大倍数的扫描电镜照片见图1～图3。

图1 1#岩样扫描电镜照片

图2 2#岩样扫描电镜照片

图3 3#岩样扫描电镜照片

从图1～图3看出，浅部地层岩样可明显观察到书页状的蒙脱石以及蜂窝状的伊蒙混层，表明黏土矿物发育，水敏性较强。纤维状的伊利石贴附于颗粒表面或填充与粒间孔隙中。不同地层深度岩样均有微裂缝和微孔隙发育，而且硬脆性泥页岩中存在大量的微米级甚至纳米级裂缝。大量纵横交错的微纳米尺寸裂隙，一方面消弱颗粒间的胶结力，另一方面钻井液滤液在压差和化学势差作用下沿微裂隙侵入地层，引起泥页岩的局部水化，产生较大的水化膨胀压(即水化膜斥力较大)，使井壁失稳。

2 井壁稳定钻井液技术对策

针对区块井壁失稳机理，提出“复合封堵固壁—强效抑制水化—有效应力支撑—增强润滑防卡—合理控制流变”的五元协同防塌钻井液技术对策。

1)复合封堵固壁

固相粒度分布调节与封堵材料柔韧性相结合。在做好常规封堵的同时，注重微纳米缝隙的封堵。传统水基钻井液封堵剂的粒径多为微米尺度，难以进入地层的纳米尺度孔隙、裂隙形成内泥饼，会阻缓滤液和压力传递。故引入纳米封堵剂和渗透成膜处理剂，纳米封堵剂能有效封堵地层微纳米孔[4-6]，渗透成膜处理剂在井壁外围形成保护层[7-8]，阻止或减小钻井液及滤液进入地层，提高封堵层强度。同时，柔性粒子可通过缠绕和多点吸附作用增加摩擦阻力，在形成的堵塞中纵横交错、相互拉扯，提高封堵层的承压能力。

2)强效抑制水化

钻井液抑制性是防塌、防缩、防造浆的关键。针对目标区块地层水化、分散性能强的特点，要求钻井液体系抑制性强。因此，引入聚胺抑制剂[9]，吸附在黏土表面后，在增强黏土表面疏水性的同时可有效阻止自由水进入黏土片层，降低泥页岩及黏土矿物的水化程度，防止井壁失稳。引入KCl，钾离子能够嵌入黏土矿物的晶层之间，防止黏土矿物吸水膨胀。引入复合表面活性剂[10-12]，能有效降低钻井液表面张力，增大其与井壁岩石的接触角，抑制页岩的水化膨胀；同时，能有效阻缓页岩孔隙压力传递，降低页岩渗透率，从而增强页岩井壁稳定性。

3)有效应力支撑

保持适当压差钻井是防止井壁垮塌的先决条件，任何由于力学因素引起的井壁垮塌，只有通过力学支撑即选用合适的钻井液密度才能解决[13]。确定钻井液液柱压力所能提供确保井壁力学稳定的钻井液密度，是确保井壁稳定的前提条件。现场施工中依据所钻地层地应力、孔隙压力、坍塌压力、破裂压力来确定合理的钻井液密度，保持地层的力学平衡，防止地层坍塌与塑性变形。

4)增强润滑防卡

博格达山北缘山前带地层岩石较硬，研磨性差，施工周期长，低密度固相长期累积，导致体系本身的润滑性能降低。因此，引入纳米乳液，纳米乳液能够在钻具上形成一层油膜，降低施工中产生的摩阻和扭矩；纳米乳液的小尺寸效应能够提高泥饼的致密性，改善泥饼的厚度，提高钻井液的润滑能力[14-16]。

5)合理控制流变性

由于地层黏土矿物含量高，地层造浆性强。钻探过程中黏土易侵入钻井液体系中，导致钻井液流变性恶化，流变性失稳直接导致井壁失稳。

3 钻井液体系

3.1 钻井液体系配方

针对目标区块山前构造地层特性，确定了以强抑制和强封堵为主，注重平衡地层应力，兼顾钻井液体系流动性及润滑性作为钻井液技术的主攻方向。配制适合博格达山北缘山前带钻井施工的聚胺多元防塌钻井液体系，配方为：(3%～5%)膨润土浆+(2%～4%)聚胺抑制剂+(2%～5%)复合表面活性剂+(2%～3%)渗透成膜处理剂+(3%～5%)多级配纳米封堵剂+(2%～3%)柔性粒子+(3%～5%)KCl+(2%～3%)SMP-II+(2%～3%)液体润滑剂NMR+加重剂。

3.2 钻井液体系性能评价

3.2.1抗温性能评价

表5 钻井液体系抗温性能评价

从表5中看出，高温老化后，聚胺多元防塌钻井液各种性能参数基本稳定，无严重稀释、显著增稠、固相聚沉、高温胶凝现象，表明钻井液体系具有优良的抗温能力。

3.2.2抑制性能评价

采用岩心膨胀试验和岩屑(ML1井平地泉组泥岩)回收率试验评价了优化后钻井液体系的抑制性，结果见表6。

表6 抑制性能评价

由表6看出，与常规聚磺防塌钻井液相比，聚胺多元防塌钻井液16 h线性膨胀率只有4.5%，岩屑回收率高达95.54%。表明聚胺多元防塌钻井液抑制性强，能有效地抑制岩屑的高温分散。

3.2.3封堵性能评价

封堵性能实验结果见表7。

表7 封堵性能评价

由表7可看出，聚胺多元防塌钻井液体系形成的泥饼薄而韧，渗透率低且承压能力好，能有效地降低钻井液的滤失量，防止井壁岩石水化膨胀、剥落掉块，具有较强的封堵能力。

3.2.4携岩效率评价

携岩效率实验结果见表8。

表8 携岩效率评价

由表8可看出，聚胺多元防塌钻井液体系在井斜30°时，井眼的清洁效率达到90%以上，远远高于常规聚磺防塌钻井液体系，说明聚胺多元防塌钻井液体系井眼清洁效率高，悬浮携带能力强。

4 现场应用

聚胺多元防塌钻井液在ML2井三开井段进行了现场应用，ML2井是重点预探井，位于博格达山北缘木垒凹陷地区，设计井深3 200 m，完钻井深3 300 m，二开φ244.5 mm技术套管下深至2 485.22 m三开采用φ215.9 mm钻头钻至井深3 300 m完钻，φ139.7 mm套管下深至3 197 m完井。应用效果如下。

1)井壁稳定性好。在该区块使用常规钻井液体系所钻的井，地层剥落掉块严重；而应用聚胺多元防塌钻井液体系后，钻进过程中井壁稳定，电测一次成功率100%，平均井径扩大率8.8%。

2)井眼清洁能力强，钻头防泥包效果显著。聚胺多元防塌钻井液体系流变性好，悬浮携带能力强，施工中井眼通畅，起下钻和下套管作业顺畅。三开井段钻井液性能见表9。