EVOLUTION类油基钻井液在美15x井的试验应用

崔 露，周兰苏，罗文丽,曾思云，张晓东，李嗣洋

1.中国石油渤海钻探工程技术研究院 （河北 任丘 062552）

2.中国石油南方石油勘探开发有限责任公司 （海南 海口 570100）

3.中国石油物资公司 （北京 100029）

中国石油南方石油勘探开发有限责任公司福山油田（以下简称福山油田）钻井地层为第四系、上第三系（望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组）和下第三系（涠洲组、流沙港组）。钻井难点为涠洲组较厚软泥岩，易造浆缩径、泥包钻头、起下钻挂卡遇阻；流沙港组脆性灰黑色泥岩与膏岩，伊蒙混层含量较高，微裂缝发育、成岩性差，相对破碎，钻井液滤液侵入后，产生膨胀和水化应力，易造成剥落和垮塌，导致发生卡钻、起下钻不畅通，电测遇阻等井下复杂。目前，涠洲组、流沙港组应用的钻井液体系为有机硅防塌钻井液、胺基钻井液、聚磺钻井液及有机盐钻井液，为了进一步降低事故复杂率，在美15x井试验EVOLUTION类油基钻井液体系[1-5]。

美15x井是部署在福山凹陷美台构造带一口双靶点定向预探井。其钻探目的是预探美台地区美15x断块流三段的含油气情况，落实储层及含油气面积、评估地质石油储量。设计井斜深3 591.73 m、垂深3 457.27 m，完钻层位为流三段，地温梯度约为3.5°C/100 m，预测井底温度为145°C。设计三开井身结构，即钻头程序：Ф444.5 mm×211 m+Ф311.2 mm×1 302 m(涠二段)+Ф215.9 mm×3 591.73 m；套管程序:Ф339.7 mm×210m+Ф244.5 mm×1 300 m+Ф139.7 mm×3 585 m。

1 室内评价

根据福山油田钻井地质特性及难点，要求钻井液具有强抑制性、强封堵性及良好的润滑性。EVO⁃LUTION 类油基钻井液配方：KCl（20～60 kg/m3）+NaOH（1～2 kg/m3）+Na2CO3（1～3 kg/m3）+MEES-VIS-500（1～4 kg/m3）+MEES-HIB-100（1～3 kg/m3）+MEESHIB-1080（3～10 kg/m3）+NDFT-231（0～5 kg/m3）+NDFT-248（1～5 kg/m3）+NDFT-250（5～30 kg/m3）+MEES-FIL-3028（6～12 kg/m3）+MEES-FIL-3080（3～10 kg/m3）+MEES-FIL-401（5～15 kg/m3）+MEESFIL-402（15～30 kg/m3）+MEES-LC-80F（5～10 kg/m3）+MEES-CAF（10～50 kg/m3）+MEES-CAM（10～50 kg/m3）。为了确保三开钻井液体系转换顺利及达到性能指标，对其进行室内实验测试。

1.1 配浆前室内实验性能测试

根据EVOLUTION类油基钻井液配方要求，用量筒量取配钻井液工业用水475 mL倒入烧杯，加入1%MEES-FIL-3018+0.5%MEES-FIL-3028+1%NaOH+2%MEES-FIL-401+2%MEES-FIL-402+0.1%MEES-VIS-500+100 gBaSO4（配方中的百分数为质量分数）。逐渐加热同时低速搅拌20 min，90°C热滚2 h后取出搅拌至温度49℃测性能。性能测试结果如表1所示，在低固相且无膨润土条件下加入质量分数为0.1%的MESS-VIS-500，可保证泥浆携砂和悬浮能力。

表1 配浆前性能

1.2 配浆后室内实验性能检测

取500 mL钻井液，加入10 mL水+2.5 gMEESFIL-401+1 gHEC+1gNaOH，高速搅拌20 min，加热至49℃。测试结果如表2所示，MEES-FIL-401具有降滤失和降黏功能，加入MEES-FIL-401后，提高pH值，滤失量改善明显；HEC具有提高切力、控制黏度的效果。

1.3 流一段钻进KCl加入后性能变化

实验条件：①配浆后替完二开钻井液后，取出口泥浆搅拌测出并记录性能；②取两组500 mL出口泥浆A、B，A组加入15 gKCl+2.5 gMEES-FIL-401+1 gMEES-FIL-3080；B组加入35 gKCl+0.5 gMEESVIS-500+1 gMEES-FIL-3018+85 g重晶石；③充分搅拌并加热至80℃测试性能。测试结果如表3所示，该体系加入KCl使钻井液开始部分分散，钻井液内摩擦力增加，塑性黏度增加。随着KCl的加入，钻井液变稠；但继续加入KCl，超过35 g时，钻井液开始变稀，此时钻井液已经分散完全。

1.4 降失水剂及泥饼性能测试

实验过程：①配浆后替完二开钻井液后，取出口钻井液搅拌测出并记录性能；②取两组500 mL出口钻井液A、B，A组加入5gMEES-FIL-401+1 gNDFT-231+5 gMEES-FIL；B组加入10 gMEES-FIL-401+5 gMEES-FIL-402+5 gMEES-FIL-403+1 gNDFT-248；③充分搅拌热滚2 h测得泥浆性能。实验结果如表4所示，MEES-FIL-402和MEES-FIL-403改善泥饼效果显著，泥饼变得薄致密。

2 现场应用评价

三开后，用二开聚合物钻井液钻完水泥塞后，清洗沉砂罐。预配制200 m3EVOLUTION类油基钻井液，彻底循环替出聚合物钻井液。要求振动筛布换用0.125 mm（120目）以上，加强四级固控设备使用率，保持离心机使用率要达到80%以上，最大限度地及时除去有害固相，劣质固相含量控制在8%以下。

表2 配浆后性能

表3 加入KCl后性能变化

表4 降失水剂及泥饼性能

2.1 涠洲组(1 300～1 852 m)

进入涠洲组前补充足量的KCl，维持钻井液体系内KCl含量5%，按配方用量加足MEES-HIB-100和MEES-HIB-1080，保证钻井液具有良好的多元抑制性。钻井过程中适当加入MEES-VIS-500防钻头泥包，控制漏斗黏度为40 s以下，增强钻井液对井壁的冲刷能力，同时加入适量MEES-FIL-3028/3018、MEES-FIL-3080、MEES-FIL-401、MEES-FIL-402和MEES-LC-80F，控制滤失量，防止软泥岩形成虚厚泥饼缩径，造成起下钻困难，合理调整钻井液润滑性和流变性，确保清洁井眼，防止钻屑粘连到井壁，密度维持上限，平衡地层应力。

涠洲组钻进时，钻速达27.65 m/h，同区块同层位钻速快，提密度不及时，停泵后软泥岩出现缩径现象，造成起下钻过程中存在有上提挂卡、下放遇阻。后续按设计要求执行提密度，未出现起下钻过程中挂卡、遇阻情况，井筒稳定畅通。通过表5说明EVOLUTION类油基钻井液体系流变性好，能够提高机械钻速，但并不能抑制涠洲组长段软泥岩缩径，涠洲段软泥岩只能靠钻井液密度来平衡。

表5 钻井液性能

2.2 流一段（1 852～2 426 m）

由于预测井温高，进入流一段前，加足NDFT-231、NDFT-248和NDFT-250用量，提高钻井液防塌处理能力，抑制地层垮塌，逐步调整至耐高温型EVOLUTION类油基钻井液。造斜前50 m，一次补充MEES-FIL-3028/3018、MEES-FIL-3080、MEESFIL-401和MEES-FIL-402，并适量加入MEES-CAF和MEES-CAM，保证其质量分数不低于3%，提高钻井液的防塌效果。钻进过程中，控制合适的密度，以循环当量密度平衡地层压力，及时补充润滑剂提高钻井液润滑性，进入油气层前加入油层保护剂。加 入 MEES-FIL-3028/3018、MEES-FIL-3080、MEES-FIL-401和MEES-FIL-402，严格控制钻井液API滤失量小于5 mL，高温高压滤失量小于10 mL。由于该井段机速慢，防塌是关键，钻进中要间断性地补充防塌剂，采用MEES-LC-80F，配合补充5%的井壁稳定剂及NDFT-250等协同作用封堵地层，强化井眼，提高井筒稳定性。固控设备除砂器、除泥器、离心机使用率均要求达到100%以上，最大限度地及时除去有害固相，逐步提高密度，防止应力坍塌。钻井过程中采用低于设计密度值1.24～1.28 g/cm3顺利钻进，未出现井壁失稳。

2.3 流二段（2 426～2 883 m）

该井段钻进维持钻井液体系内KCl质量分数8%～10%，按循环周及时均匀补充胶液，保持钻井液中的K+质量浓度，及时补充MEES-HIB-100、MEES-HIB-1080、NDFT-231、NDFT-248、DFT-250的用量，抑制黏土的水化分散，提高钻井液的防塌效果。加入适量MEES-VIS-500，将动塑比始终控制在0.48以上，使钻井液具有低黏度，低切力高动塑比的特性。合理控制钻井液密度，以循环当量密度平衡地层压力，并及时补充润滑剂提高钻井液润滑性和防塌性。维持钻井液中MEES-FIL-3028/3018、MEES-FIL-3080、MEES-FIL-401和 MEESFIL-402含量，严格控制钻井液滤失量小于5 mL，高温高压滤失量小于10 mL。同时加足量的MEESLC-80F，提高钻井液润滑性，降低钻具摩阻，减少钻机负荷。钻进过程中强化井眼控制轨迹，送钻均匀，防止在地层软硬交界面出现大肚子或糖葫芦井眼，发生砂桥卡钻。每钻进200 m或24 h进行短起下钻，每次起下钻完，开泵一定要缓慢，要先小排量循环一周，再逐步增加排量。根据实钻情况，尽量坚持大排量钻进，确保井眼清洁。

流二段采用低密度1.30～1.32 g/cm3钻进，钻进过程井下正常。短起下过程中出现了挂卡遇阻现象，钻至2 796 m起钻，流二段出现井壁失稳、垮塌，划眼因难，导致填井侧钻。从井筒返出的岩屑分析2 615～2 883 m井段泥岩段具有“硬、脆、微裂隙发育、层理明显”的特征，代表性极强。

侧钻过程中针对流二段硬脆性泥岩特征，采用类油基钻井液技术。一是提高钻井液密度至1.38～1.39 g/cm3用物理方法平衡地层应力；二是控制滤失量维持在2.8～2.6 mL，高温高压滤失量全井段小于9 mL，减少钻井液滤液侵入；三是补充井壁稳定剂，强化井筒，提高井筒稳定性；四是提高钻井液的包裹抑制性，通过包裹抑制作用在岩石表面成膜，隔绝液相与地层接触，减少钻井液对井筒的浸入。

侧钻钻进正常，未出现垮塌掉块，井壁稳定，顺利钻穿流二段硬脆性泥岩，起下钻顺畅，起下钻后还是有少量的剥落性掉块，可能是由于前期垮塌掉块破坏了地层的原始地应力。

2.4 流三段（2 883～3 210 m）

适当补充处理剂，继续控制滤失量维持在2.8～2.6 mL，高温高压滤失量全井段小于9 mL，减少钻井液滤液侵入；同时保持1.43 g/cm3钻井液密度平衡地层应力，确保新钻进流三段井壁稳定。现场钻井过程中正常，起下钻无剥落、垮塌掉块，顺利完钻。

3 应用效果分析

类油基钻井液属非分散体系，具有多元抑制性，从纯膏岩和泥岩井段钻进中返出的岩屑观察，具有良好的完整性，且易水化分散的膏岩整片性强，同时可清晰看到钻头切削痕迹。取不同井深岩屑，进行滚动回收率实验（实验条件：120℃、热滚16h）。可得出结果：①井深2 350 m岩屑滚动回收率达96.5%；②井深2 700 m岩屑滚动回收率达98.6%；③井深3 000 m岩屑滚动回收率达98.97%。这说明该钻井液对泥岩具有很强的抑制性。

该钻井液体系具有高润滑性，性能接近于油基钻井液。通过第三方现场取样，监测结果如表6所示，摩阻系数始终处于0.06～0.08，低于常规钻井液体系；初切力、终切力、流性指数、稠度系数均在设计要求范围内；在相同井段、排量、泵压及钻具组合，比邻井环空压耗低，且划眼困难任何情况均能顺利开泵。

表6 润滑性能检测

4 结论

1）流二段泥岩具有水敏性、硬脆易裂的特点，其主要以物理应力性垮塌为主。需选择合理的安全密度平衡钻进，同时控制滤失量和高温高压滤失量，增加防塌材料的用量，强化对微裂的封堵，改善泥饼质量和造壁性，防止地层剥落掉块及垮塌。

2）钻进流二段硬脆性泥岩前，合理提高钻井液密度，防止发生垮塌后，破坏原有地应力，造成后期处理需要过高的密度才能够抑制、平衡地层，可能伤害储层。

3）现场应用表明，类油基钻井液具有强抑制、低滤失、高润滑性和触变性等特性，能够有效地保护油气层，降低压耗和激动压力，强破岩效率，提高机械钻速。

参考文献：

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[2]马 东,蒋发太,赵 林.仿油基钻井液技术的研究[J].断块油气田,2008,15(2):98-100.

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