改进型低自由水钻井液体系在东海地区的研究与应用

蔡 斌 ，张海山 ，李艳飞 ，袁则名 ，王喜杰 ，和鹏飞

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

东海地区低孔渗油气资源丰富，但大多埋藏较深，所钻遇的地层复杂，井壁易失稳，深部地层可钻性差、煤层发育广泛，多口井出现起下钻困难，卡钻，电测遇阻等事故。而且该地区以气田为主，岩心致密，渗透率低，渗流阻力大，为钻井过程中的储层保护工作带来了很大的难度。

为适应东海地层特点，从预防水敏性伤害，控制水锁效应，提高抑制性，减少滤液侵入量和侵入深度出发，针对东海地区低渗储层构建了低自由水钻井液体系，并成功应用于东海地区Φ215.9 mm 低孔低渗储层段，取得了良好的效果。为解决泥页岩水化膨胀、坍塌掉块，煤层井壁失稳[1-3]及储层保护等问题，通过对低自由水钻井液体系的优化研究，形成了改进型低自由水钻井液体系。

1 低自由水钻井液体系

1.1 低自由水钻井液体系作用机理

水作为钻井液中的分散介质，在钻井液中的存在方式有自由水、结晶水和吸附水三种[2，4-6]，其中自由水对井壁稳定和油层保护的影响最为重要，而结晶水和吸附水是很难侵入地层的。减少钻井液中的自由水含量，可以避免对井壁稳定性产生影响；同时提高钻井液的润湿转相能力，产生有效抑制性和封堵能力，更好地实现井壁稳定和储层保护。

低自由水钻井液体系的核心是高效自由水络合剂，配合使用防水锁剂，达到储层保护的效果[7-10]。低自由水钻井液体系主要作用机理为：（1）自由水络合剂束缚钻井液中多余的自由水，大幅度降低了钻井液中自由水向井壁孔隙或裂缝渗透的量和深度；（2）络合剂分子的亲水基团和疏水基团与水分子作用时相互缠绕，浓集形成特殊的分子胶束，继而在井壁形成致密的低渗透封堵膜，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝；（3）防水锁剂能显著降低油水界面张力及气液表面张力，以减少滤液进入地层后造成的储层气流阻力。

1.2 低自由水钻井液体系应用效果

低自由水钻井液体系在东海地区的LS2-1井、T-7S井及H1-2井的Φ215.9 mm 低孔低渗出层段中成功应用，取得了良好的效果。这3 口井在钻井过程中返砂情况良好，扭矩、泵压正常，起钻过程中均采用直接起钻方式，下钻过程均无沉砂，电测及下尾管顺利。这表明低自由水钻井液体系具有良好的流变性能，滤失造壁性能及携砂性能，有效提高了井壁稳定性及起下钻效率。同时由于低自由水钻井液形成的分子胶束能有效封堵地层，提高地层的承压能力，缓解钻井液平衡地层所需的比重，有效降低压力及滤液的传递，保护了油气层。

为了提高全井段作业时效，减少Φ311.15 mm井段复杂情况，在N4-2井Φ311.15 mm井段和Φ215.9 mm井段均应用低自由水钻井液体系，但在作业过程中出现起下钻遇阻、井壁掉块等复杂情况，分析原因主要是：（1）Φ311.15 mm井段砂泥岩互层胶结疏松，泥岩水化易分散；（2）底砾岩及泥页岩易坍塌掉块；（3）煤层比较发育，易引起井壁失稳。因此对低自由水钻井液体系进行优化研究，形成了改进型低自由水钻井液体系。

2 改进型低自由水钻井液体系及性能评价

2.1 改进型低自由水钻井液体系作用原理

改进型低自由水钻井液体系是在低自由水钻井液的基础上，研究出的一种解决煤层封堵、砂泥岩互层封堵和泥页岩井壁稳定的钻井液技术。

该技术应用的深部抑制剂（HPI）是一种高分子硅氟表面活性剂，利用Si-OH 键与黏土上的Si-OH 键缩聚成Si-O-Si 键，形成牢固的化学吸附，在黏土表面上形成一层甲基朝外的CH3-Si 吸附层，使黏土表面产生润湿反转，阻止和减缓了黏土表面的水化作用，也降低了钻井液中黏土颗粒间的相互作用力，削弱了网架结构，有效抑制黏土矿物水化膨胀能力。

体系加入温压成膜封堵剂（HCM），成膜封堵剂分子与水接触后，内部形成高度交联、强度极高的刚性硬核；中间层由含有非亲水性反应性官能团的柔性共聚物组成；外层是由含有亲水性反应性官能团的柔性共聚物组成。在井底压差作用下粒子之间发生聚并、融合，当一粒子外层进入另一粒子中间层时，分布在外层与中间层的反应性官能团发生交联反应，直至粒子最外侧的亲水性官能团被反应完全。无数胶束粒子相互之间都发生着上述同样的聚并、融合、交联过程，最后形成连续性的膜。此膜有一定强度，不再受钻井液冲刷和温度的影响，可阻止浆液中自由水向井壁渗透，达到封堵砂泥岩互层及煤层的效果。

2.2 改进型低自由水钻井液体系配方及性能

通过室内研究，最终确定了改进型低自由水钻井液体系配方为：

3%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%包被剂PF-PLUS+0.3%聚阴离子纤维素PF-PAC-LV+1.0%自由水络合剂HXY-3+2.0%降滤失剂PFFLOCAT+2%防塌剂PF-LSF+2%成膜剂HCM+5%KCl+2%润滑剂PF-LUBE+1%抑制剂HPI＋2%防水锁剂HAR（储层段使用），常规性能（见表1）。

表1 改进型低自由水钻井液体系基本性能Tab.1 Basic performance of the improved low-free-water drilling fluid system

从表1 可以看出，改进型低自由水钻井液体系具有良好的流变性和失水造壁性，120℃高温高压滤失量在10 mL 以下。

本次室内研究重点对改进型低自由水钻井液体系的抑制能力、封堵和井壁承压能力进行了评价。

2.2.1 HPI 抑制能力评价 室内研究通过测定HPI 对膨润土的相对抑制率来考察其抑制黏土水化造浆的能力，基本配方：400 mL 蒸馏水+0.8 g 碳酸钠+HPI+40 g膨润土。测定方法：测定蒸馏水浆100 r/min 的读数计为 Φ1，不同 HPI 浆 100 r/min 的读数计为 Φ2，则相对抑制率%=（Φ1-Φ2）×100/Φ1，实验结果（见图1）。

实验结果发现，在HPI 加量超过1.0%，相对抑制率可达到80%以上，因此HPI 具有良好的抑制黏土水化分散和水化膨胀的能力，能够有效的抑制黏土颗粒造浆。

图1 HPI 加量对膨润土的相对抑制率的影响Fig.1 Relative inhibition rate of bentonite by HPI addition

2.2.2 HCM 封堵能力评价 封堵能力评价实验方法为：将渗透率为50 mD～60 mD 的人造岩心用标准盐水抽空饱和，利用静态岩心污染试验仪在高温高压（80℃、3.5 MPa）条件下测定在基浆中加入成膜封堵剂HCM前后通过人造岩心后漏失量的变化，来表征成膜封堵剂HCM 对岩心的封堵效果。基浆配方：水+0.1%HVIS（增黏剂）。实验结果发现，HCM 具有良好的封堵性，120 min 滤失量仅为5 mL，实验结果（见图2）。

图2 HCM 的封堵效果Fig.2 Plugging effect of HCM

2.2.3 改进型低自由水钻井液体系抑制性能评价 室内通过岩屑滚动回收实验、滤液膨胀性实验评价了改进型低自由水钻井液的抑制能力。

回收率实验方法：取N4-1井2 440 m～2 540 m 钻屑过6～10 目筛，风干后称取30 g 加入到350 mL 改进型低自由水体系中，在120℃下老化16 h 后过40 目筛，筛余在105℃下烘干后称重，实验结果（见表2）。

由表2 可以看出，钻屑在清水的滚动回收率为4.17%，在改进型低自由水钻井液中的滚动回收率高达94.00%，低自由水钻井液体系可明显降低岩屑的水化分散。

表2 钻井液的滚动回收率Tab.2 Rolling recovery rate of the improved low-free-water drilling fluid

图3 改进型低自由水体系对岩屑的高温高压膨胀率的影响Fig.3 The high temperature and high pressure expansion rate of the improved low-free-water system to cuttings

膨胀性实验方法：取N4-1井2 440 m～2 540 m 钻屑粉碎后过100 目筛，在105℃烘干后称取10 g 在12 MPa 下压制5 min，用CLPZ-2 高温高压智能膨胀仪在120℃、3.5 MPa 下测其在滤液中不同时间的膨胀率，结果（见图3）。从图3 可以看出，钻屑在清水中8 h高温高压膨胀率为18.92%，在改进型低自由水钻井液滤液中8 h 的膨胀率仅为1.86%，说明改进型低自由水钻井液体系具有较好的抑制能力，能够有效的抑制地层黏土矿物的水化膨胀井壁稳定性。

2.2.4 改进型低自由水钻井液体系封堵和井壁承压能力评价 本次室内研究使用的高温高压承压实验仪主要由增压泵、釜体、岩心夹持器、温控系统几部分组成，示意图（见图4）。模拟储层钻井条件，钻井液液柱压力与地层压力之间的压差和地层温度条件，通过漏失量变化情况，评价高压差和高温下入井流体对储层的影响。室内使用井壁承压实验装置，测定了低自由水钻井液在120℃×20 MPa 下，90 min 钻井液滤失量仅为0.6 mL（见表3），表明低自由水钻井液形成的封堵层强度高，能有效提高井壁承压能力，并能有效阻止滤液向井壁渗漏，提高井壁稳定性。

3 现场应用情况

改进型低自由水钻井液体系已在东海地区N1-3H井、TT1-1井以及 N1-1井的 Φ311.15 mm井段和Φ215.9 mm井段进行了现场应用。

前期低自由水钻井液体系在N4-2井Φ311.15 mm井段应用过程中出现频繁蹩扭矩、下钻遇阻、划眼困难、煤层掉块等复杂情况。通过加入深部抑制剂HPI，有效抑制泥页岩水化膨胀的同时，对煤层进行深部抑制，防止深部水敏性矿物水化膨胀推挤煤层；温压成膜剂HCM 的加入，提高了砂岩、页岩和煤之间的胶结性及吸附成膜性，增强砂泥岩和煤层的稳定性和承压能力。

改进型低自由水钻井液体系在这3 口井的现场应用过程中，表现出钻井液性能稳定，返砂情况良好，井壁规则，无明显掉块出现，未发生蹩扭矩现象，起下钻划眼时间和循环时间明显减少，提高钻井时效。而且测井作业顺利，未出现测井仪器不到位、卡电缆、卡仪器等复杂情况。如TT1-1井Φ311.15 mm井段测井时间8 d，最长空井时间达92 h，通井过程井眼顺畅，无沉砂。

图4 高温高压承压实验装置示意图Fig.4 Pressure experiment device of high temperature and high pressure diagram

表3 改进型低自由水钻井液高温高压滤失量Tab.3 High temperature and pressure filtration loss of improved low free water drilling fluid

表4 不同钻井液体系起下钻时效对比Tab.4 Tripping time comparing different drilling fluid system

通过对比发现（见表4），使用改进型低自由水钻井液体系后直接起下钻占比提升至67.6%，划眼时间占比下降至27.3%，提高了作业时效。

4 结论

（1）针对东海低孔渗储层构建的低自由水钻井液体系在东海地区Φ215.9 mm井段应用效果良好，表现出良好的流变性、滤失造壁性及携砂能力。但在Φ311.15 mm井段出现起下钻遇阻、井壁掉块等复杂情况。

（2）改进型低自由水通过深部抑制剂，有效抑制黏土矿物水化膨胀，同时能防止煤层深部水敏矿物水化膨胀，有利于煤层稳定；温压成膜封堵剂能在岩石表面形成具有一定强度的连续性膜，能达到封堵砂泥岩互层及煤层的效果，并加固井壁，阻止钻井液对井壁冲蚀。

（3）现场应用结果表明，改进型低自由水钻井液体系性能稳定，具有良好的携砂性、抑制性、封堵性和井壁承压能力，所钻井眼规则，无明显掉块，大幅降低起下钻划眼时间，提高作业时效，且测井作业顺利，保证取全取准资料。

宁夏石化实现利税110 亿元创新高

2019年1月18日，从中国石油宁夏石化公司了解到，2018年，宁夏石化实现销售收入266.86 亿元，创造利税110.23 亿元，均创历史新纪录。

500 万吨/年炼油装置是宁夏石化公司创效主力。去年，为不断提高炼油装置运行水平和创效能力，宁夏石化通过强化工艺技术管理、调度管理、计量管理及达标对标管理、节能节水管理等，克服成品油市场销售疲软等困难，不断提高装置运行水平。去年，宁夏石化500 万吨炼油装置原油加工量达到439.84 万吨，实现账面利润23.13 亿元，均是该装置建成投产以来的最好水平，在中石油集团公司同等规模的炼油装置中，宁夏石化炼油装置累计吨油利润始终排在前列。

（摘自宁夏日报第21765期）