低活度强抑制封堵钻井液研究与应用

于　雷， 张敬辉， 李公让， 赵怀珍， 刘天科

(1.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257000；2.中石化胜利石油工程公司黄河钻井公司，山东东营 257064)

古近系沙河街组是渤海湾盆地济阳坳陷主要的页岩油储集层，地层岩性以灰质泥岩、灰质油泥岩、泥岩、油泥岩和油页岩为主[1]。在以往钻井过程中，当使用水基钻井液钻进油泥岩地层时井壁失稳问题突出，尤其是在斜井段和水平段钻遇油泥岩时坍塌、卡钻等井下故障频繁发生，严重时甚至导致井眼报废，造成巨大损失。近年来，随着对油泥岩地层特征认识的提高，人们采用有机盐强抑制钻井液、铝胺高性能钻井液、油基钻井液等来钻穿油泥岩地层，取得了良好的效果[2-6]，但在水平段钻遇大段油泥岩时，使用水基钻井液(如有机盐强抑制钻井液、铝胺高性能钻井液)时，掉块、坍塌等井壁失稳现象还是时有发生，严重影响钻井速度。因此，笔者在分析沙河街组油泥岩岩性特征的基础上，根据活度平衡理论，构建了一种低活度强抑制封堵钻井液，并在10余口井进行了现场应用，在水平井段钻遇油泥岩地层时未出现井壁坍塌、掉块等井下故障，井壁稳定效果较好。

1　低活度强抑制封堵钻井液的构建

1.1　构建思路

根据活度平衡理论，当存在较高效率的半透膜时，钻井液与泥页岩中的水存在活度差就能在较长时间内控制水的迁移。如果岩层中水的活度低于钻井液中水的活度，水就以分散的水滴向岩屑或岩层中运移；反之，若钻井液中水的活度低于岩层中水的活度，则水的运移方向相反[7-10]。研究表明，受到较强压实作用的泥页岩或孔隙度低的泥页岩，其自身可以起到半透膜作用。因此，降低钻井液中水的活度，就能够减少水向泥页岩地层近井地带的扩散、渗透，并降低其与地层矿物发生物理化学反应的趋势，有利于井壁稳定。

济阳坳陷沙河街组油泥岩地层岩石矿物以黏土、石英、方解石、白云石和黄铁矿为主，黏土矿物含量10%～45%，以伊/蒙混层、伊利石为主，伊/蒙混层比为20%～25%，含少量高岭石、绿泥石，不含蒙脱石。东营凹陷沙河街组地层水的活度最低为0.77，最高为0.99，在分布上具有垂向递增性。钻井过程中高活度的钻井液滤液与地层接触时很容易发生渗透吸水，从而诱发井壁失稳。利用泥页岩水化-力学耦合模拟试验装置(SHM仪)测得胜利油田某井沙三段油泥岩岩心膜效率为0.087，表明沙河街组油泥岩地层存在半透膜，可以通过调节钻井液的活度来控制水的运移方向。同时，油泥岩具有纹层状构造，脆性较大，易产生顺层裂缝或切层裂缝，使钻井液滤液的侵入变得更加容易，滤液侵入会导致伊/蒙混层中的蒙脱石矿物发生吸水膨胀，从而引发井壁失稳等井下故障[11-12]。

由于油泥岩地层存在半透膜，并且易产生裂缝，因此构建钻井液时，应降低钻井液的活度，增强其抑制性和封堵性。降低钻井液的活度，可减缓钻井液对地层的渗透水化。选用具有独特分子结构和优异抑制性能的聚胺抑制剂，可利用聚胺分子与层间水分子的层间交换作用降低黏土的水化[13-14]。为了有效封堵油泥岩的微裂缝，采用“全固相粒度优化+多元协同封堵”技术[15]，添加不同粒径的超细碳酸钙对钻井液固相颗粒的粒度分布进行优化，形成优质致密的滤饼封堵微米级孔缝，加入胶乳沥青、纳米乳液和铝基聚合物，以挤入超细碳酸钙架桥之间的孔隙及油泥岩表面的纳米级孔缝，从而实现对油泥岩纳微米级孔缝的封堵。

1.2　配方优选

1.2.1活度调节剂加量优化

鉴于有机盐对钻井液性能影响小的特点和钾离子独特的抑制页岩水化作用，选择甲酸钾作为钻井液活度调节剂。取胜利油田某井沙3段油泥岩岩心用模拟地层水饱和，测得其活度为0.953，然后配制了不同活度的甲酸钾溶液，考察了不同活度甲酸钾溶液抑制油泥岩岩心膨胀的能力，结果见图1。

图1　油泥岩岩心在不同活度甲酸钾溶液中的线性膨胀率Fig.1　Linear expansion rates of oil-bearing mudstone core in potassium formate solutions with different activities

由图1可知，对于活度为0.953的油泥岩岩心，其膨胀率随甲酸钾溶液活度的降低先降低再升高，甲酸钾溶液最佳活度应控制在0.900～0.950。综合考虑性能、成本等因素，确定甲酸钾加量为15%。

1.2.2抑制剂优选

利用胜利油田油泥岩岩心和岩屑分别进行岩心线性膨胀率试验和岩屑回收率试验，结果见表1。

表1油泥岩岩心和岩屑在不同抑制剂中的线性膨胀率和回收率

Table1Linearexpansionratesandrecoveryratesofoil-bearingmudstonecoreandcuttingsindifferentinhibitingagents

抑制剂及加量岩心线性膨胀率，%2h16h岩屑回收率，%5631568168620%聚合醇8431748613020%聚合醇+30%氯化钾5281167907603%强抑制聚合物增黏剂239844382003%乙烯基单体多元共聚物4401201617403%聚丙烯酸钾5331057735803%生物聚合物3511238251010%聚胺抑制剂3871066963020%铝基聚合物24487608470

注：滚动回收温度为120 ℃。

由表1可知，岩屑在1.0%聚胺抑制剂中的回收率最高，达到了96.3%，远高于其他抑制剂，岩心在其中的线性膨胀率也较低。因此，确定以聚胺抑制剂为钻井液的抑制剂，加量为1.0%。

1.2.3封堵剂优选

应用文献[15]中的“钻井液全固相粒度优化+多元协同封堵”技术优选封堵剂。首先根据理想充填理论，利用暂堵颗粒粒径优化软件确定超细碳酸钙的粒度和配比；再复配胶乳沥青、纳米乳液和铝基聚合物,达到多元协同封堵的目的。胜利油田油泥岩的微裂缝的缝宽大多为2～28 μm，因此以D90=20 μm优化超细碳酸钙的粒度和配比，结果为：选用800目、1 500目和3 000目的超细碳酸钙，配比为3∶1∶6。配制配方为5.0%膨润土浆+0.2%聚丙烯酸钾+0.5%铵盐+0.5%低黏羧甲基纤维素钠盐的基浆，再将配方为5.0%超细碳酸钙+2.0%胶乳沥青+2.0%纳米乳液+0.5%铝基聚合物的封堵体系加入到基浆中。选用缝宽20 μm的陶瓷盘模拟微裂缝，测试基浆加入封堵体系前后的滤失量，结果为基浆加入封堵体系前后的滤失量分别为8.8和4.8 mL。

利用激光粒度仪测定了基浆加入封堵体系后的粒径分布，结果见图2。由图2可知，基浆中加入封堵体系后的D90=20.30 μm，符合理想充填理论。基浆加入封堵体系后的滤失量由加入前的8.8 mL降为4.8 mL，说明粒度优化后的固相与多元协同封堵相结合可以有效封堵微裂缝。

图2　基浆中加入封堵体系后的粒度分布Fig.2　The particle size distribution of base mud with plugging system

以加入封堵体系的基浆为基础，经过进一步优化形成了适用于沙河街组油泥岩地层的低活度强抑制封堵钻井液，配方为：4.0%膨润土浆+1.0%聚胺抑制剂+15.0%甲酸钾+2.0%聚醚多元醇+1.5%抗高温防塌降黏降滤失剂+3.0%磺化酚醛树脂 +0.5%磺酸盐共聚物+2.0%胶乳沥青+2.0%纳米乳液+0.5%铝基聚合物+5.0%多级配超细碳酸钙+3.0%极压润滑剂+重晶石。

2　性能评价

2.1　常规性能

低活度强抑制封堵钻井液常规性能的评价结果见表2。由表2可知，该钻井液的常规性能满足钻井要求。

表2　低活度强抑制封堵钻井液的常规性能Table 2　Conventional performance of plugging drilling fluid system with low-activity and high inhibition properties

注：老化条件为150 ℃下滚动16 h；高温高压滤失量测定温度为150 ℃。

2.2　抑制性能

取沙三段油泥岩岩屑，粉碎后过120目筛，压制成岩心柱，在高温高压条件下测定岩心柱在低活度强抑制钻井液、油基钻井液、聚磺钻井液和蒸馏水中的线性膨胀率，结果见图3。由图3可知，低活度强抑制钻井液抑制性能良好，高温高压线性膨胀量与油基钻井液相当，远低于蒸馏水和聚横钻井液。

图3　油泥岩岩心在不同钻井液中的线性膨胀率曲线Fig.3　Linear expansion curves of oil-bearing mudstone core in different drilling fluids

将桩129-平10井沙一段油泥岩岩屑放入低活度强抑制封堵钻井液、清水、油基钻井液、聚磺钻井液中进行滚动回收试验，岩屑的回收率分别为92.36%、34.74%、94.32%和68.59%。由此可知，低活度强抑制封堵钻井液抑制油泥岩岩屑水化分散的能力与油基钻井液相差不多，远高于清水和聚合物钻井液。说明该钻井液具有良好的抑制油泥岩水化分散作用，对保持井壁稳定十分有利。

2.3　封堵性能

选取天然硬脆性泥页岩岩心，钻取φ25.0 mm×40 mm的标准岩样，然后将岩样沿纵向劈开，沿岩样缝面纵向的两侧边缘垫上不同厚度的锡箔纸，并用AB强力胶将劈开的岩样粘合在一起，制备得到含有一定厚度微裂缝的泥页岩岩样，由于泥页岩岩样基质的渗透率极低，因此只考虑微裂缝的渗流能力。根据微裂缝缝宽计算公式[16]，计算出制备泥页岩岩样微裂缝的等效宽度为11.36 μm。将制备好的含有微裂缝的泥页岩岩心放入动态滤失仪中进行低活度强抑制封堵钻井液动滤失试验，结果见图4。

由图4可知，试验初期具有一定的瞬时滤失量，动滤失速率也较高，10 min左右动滤失量明显降低，随着试验进行，动滤失速率越来越小，60 min以后动滤失曲线逐渐趋于平稳，表明低活度强抑制封堵钻井液中的固相颗粒在裂缝内形成了有效的堆积充填，减缓了滤液的渗透，表明低活度强抑制封堵钻井液具有良好的封堵性能。

图4　低活度强抑制封堵钻井液微裂缝动滤失曲线Fig.4　Dynamic filtration curves of plugging drilling fluid with low-activity and high inhibition properties in micro-fractures

3　现场应用

低活度强抑制封堵钻井液在胜利油田、塔里木油田、四川江沙地区钻遇大段油泥岩和泥页岩的10余口井进行了应用，均未发生掉块和坍塌等井壁失稳现象。下面以渤海湾2口大位移水平井为例介绍具体应用情况。

渤海湾某油田位于渤海南部海域，目的层主要为明化镇组和馆陶组，为有效动用沙河街组低渗透储层，该油田部署了2口大位移水平井——H1井和H2井。这2口井的目的层位为沙三段，水平位移均在1 700.00 m以上。H1井在沙三段中上部钻遇褐灰色油泥岩，由于油泥岩脆性大，强度低，微裂缝发育，掉块、坍塌等井壁失稳问题频发，处理井壁失稳致使钻井液浸泡时间延长，导致发生严重井塌，只能填井侧钻。为保证侧钻井眼顺利，添加甲酸钾、纳米乳液和铝基聚合物，并优化暂堵剂粒径，将钻井液转化为低活度强抑制封堵钻井液，其性能为：密度1.60 kg/L，漏斗黏度68 s，塑性黏度44 mPa·s，动切力15 Pa，静切力4/16 Pa，API滤失量2.6 mL，高温高压滤失量9.0 mL，pH值 8.5，含砂量0.3%，固相含量23%，黏滞系数0.061 2，活度0.910 3。

该井侧钻过程中，采取了以下钻井液维护处理措施：实时监测钻井液的活度，及时补充甲酸钾，保持钻井液活度低于0.92；定期测定钻井液的粒度分布，保持钻井液粒度分布与地层孔喉、微裂隙直径相匹配；保持各种处理剂的含量达到要求，并根据消耗情况及时补充，严格控制钻井液性能符合设计要求；定向钻进过程中，根据摩阻扭矩变化情况，及时补充极压润滑剂。该井侧钻过程中钻井液性能稳定，未再发生掉块、坍塌等井壁失稳问题。

H2井也采用了低活度强抑制封堵钻井液，并采取了相应的维护处理措施,钻井过程中未发生掉块、坍塌等井壁失稳问题，顺利完钻。

4　结论与建议

1) 利用油泥岩和泥页岩的半透膜作用，根据活度平衡原理，通过优化活度调节剂加量降低钻井液的活度，提高其抑制性，并结合“钻井液全固相粒度优化+多元协同封堵”技术提高钻井液的封堵性，形成了低活度强抑制封堵钻井液。

2) 室内试验表明，低活度强抑制封堵钻井液的抑制性和封堵性能强，能抑制油泥岩和泥页岩的吸水膨胀和水化分散，封堵微裂缝。

3) 现场试验表明，应用低活度强抑制封堵钻井液能解决斜井段、水平井段油泥岩和泥页岩坍塌、掉块等井壁失稳问题。

4) 对钻井液活度与井壁稳定之间的关系缺乏明确的认识，建议进行深入研究，建立钻井液活度与地层活度间的定量理论。

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