渤中区块火成岩地层钻井液优化研究

李治衡，林 海，董平华，张 磊，唐启胜.

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300459)

渤海湾盆地歧口凹陷、黄河口凹陷、辽中凹陷、莱州湾凹陷等盆地岩浆活动频繁[1]，均广泛发育火成岩，且岩性的类型多样，主要分布特点是沙河街组零星分布，东营组广泛发育、连片存在[2]。根据渤海湾盆地的构造、岩浆演化及已发现油气藏的性质和特点可知，火成岩地层井壁稳定性主要受构造因素和岩性控制[3]，同时火成岩地层具有强烈的非均质性。渤中区块火成岩地层复杂情况主要为井壁坍塌掉块、井径扩大、漏失、卡钻和电测困难，井眼长时间浸泡后掉块现象加剧，且火成岩地层可钻性差、研磨性强、机械钻速低，导致钻井周期延长[4-6]。现场三开12-1/4"井段使用的PEM钻井液是一种强抑制性防塌体系，具有良好的流变性和滤失性能，但其降滤失剂和封堵剂材料种类较多；火成岩存在节理和微裂缝，钻井液滤液侵入地层导致破碎岩体发生坍塌，过多的降滤失剂和封堵剂不能有效保证良好的降失水和封堵效果，且增加了固相含量，同时造成钻井液成本的增加[7-9]。本文通过对火成岩地层岩样全岩矿物、黏土矿物组成及理化分析，并对降滤失剂和封堵剂材料及复配效果的室内实验评价，对PEM钻井液进行优化，保证其具有良好的封堵造壁和流变性能，满足火成岩地层的定向井安全钻进要求[10-15]。

1 岩性特征及理化分析

渤中区域的火成岩地层岩性包括沉凝灰岩、凝灰岩、玄武岩、玄武质泥岩、凝灰质泥岩。以渤中-A井的2 053～2 779 m(东营组)井段岩屑为研究对象进行XRD衍射实验，测定其矿物组分含量。实验结果证明火成岩地层组成矿物主要包括石英、钾长石、斜长石、方解石、黏土矿物等。全岩分析可知石英含量为16.9%～40.7%、黏土矿物含量为33.7%～54.8%；黏土矿物中含少量蒙脱石，主要为伊/蒙混层，相对含量为49%～76%，其中沉凝灰岩、玄武质泥岩、凝灰质泥岩伊/蒙混层中的蒙脱石比例约为30%[16-18]。

火成岩地层黏土矿物含量较高，凝灰岩、凝灰岩泥岩高约50%，且伊/蒙混层中的蒙脱石比例约为30%。

同样取A井玄武岩进行扫描电镜分析，如图1所示。

图1 玄武岩扫描电镜Fig.1 Scanning electron microscope of basalt

由图1可知，样品较为致密，但粒间存在孔缝，孔缝宽度为5～10 μm。粒间及粒表多被泥质和碳酸盐充填，泥质间填充方解石，伊/蒙混层成层状或片状，玄武岩质地硬脆，存在微裂隙和微裂缝，容易剥落掉块坍塌。

通过热滚动回收率实验评估岩石在钻井液中的水化分散能力，计算一次滚动回收率，如图2所示。

图2 火成岩滚动回收率实验结果Fig.2 Experimental results of rolling recovery of igneous rocks

由图2可知，沉凝灰岩、玄武质泥岩、凝灰质泥岩在海水和PEM泥浆中的滚动回收率分别为15.84%～36.32%、57%～64%，说明该类地层在海水中的分散性强，且受PEM泥浆浸泡后具有较强的分散能力；玄武岩、凝灰质砂岩在海水和PEM泥浆中的滚动回收率分别为57.6%～80.84%、84.4%～90%，说明该类地层在海水中具有一定的分散能力，而PEM泥浆中玄武岩的水化分散性较弱。

玄武岩分散性弱，属于硬地层；而凝灰质和玄武质泥岩地层遇水后将发生软化，硬地层转变为“软地层”，造成火成岩地层可钻性差，并易发生水化失稳。

2 钻井液优化实验研究

通过岩性特征和理化分析可知，火成岩地层黏土矿物含量高，且存在微裂隙和微裂缝，极易发生井壁失稳。渤中火成岩地层使用的PEM钻井液是在KCl聚合物钻井液的基础上，由JLX进一步提高钻井液的抑制性和防塌性而成。通过包被剂PLH来阻碍岩屑水化分散。PEM抗污染能力强，流变性易于调节，钻井液最大使用密度为1.80 g/cm3，最高使用井温为150 ℃。其室内评价结果见表1。由表1可知，PEM钻井液具有良好的流变性和滤失性能[19-20]。现场PEM钻井液体系的原配方如下：

3.0%海水膨润土浆+0.2%NaOH+ 0.3% Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.5%包被PLH +2.0%降滤失剂TEMP +2.0%降滤失剂SMPC +2.0%封堵剂DYFT-Ⅱ+2.0%封堵剂LPF(W)+1.0%封堵剂EPF+3.0%聚合醇JLX-C+5.0%KCl+0.1%增黏剂XC+重晶石加重材料。

表1 现场配方性能评价结果Table 1 Evaluation results of drilling fluid performance

注：老化条件为120 ℃×16 h；流变性测定温度为50 ℃；HTHP失水测定条件为120 ℃×3.5 MPa。

现场使用PEM钻井液的降滤失剂和封堵剂材料种类较多，且缺少相应的评价，实现降滤失的同时反而增加了固相含量，影响流变性能，增加了钻井液成本。为达到较好的降滤失封堵效果和降低成本的目的，对降滤失剂和封堵剂进行了对比优选评价，采用GB/T 29170—2012《石油天然气工业钻井液实验室测试》对该体系进行优化评价实验。

2.1 降滤失剂的优选与优化

针对温度较高的地层，海上常用的降滤失剂为TEMP、SMPC和RS-1。改变PEM体系中的降滤失剂类型，对降滤失剂单剂进行对比评价，结果见表2。

表2 降滤失剂单剂对比评价Table 2 Comparison of filtrate reducer

由表2可知，从流变性能来看，降滤失剂材料加入后，黏切力略有增加；从滤失性能来看，同等加量条件下，加入降滤失剂后，钻井液的API滤失量有所下降，而高温高压滤失量均明显减少，尤其降滤失剂RS-1加入后钻井液的高温高压滤失量只有17 mL，明显优于其他两种降滤失剂。

选择降滤失效果更好的降滤失剂RS-1作为PEM钻井液体系的降滤失剂主剂，由于体系的高温高压滤失量仍偏高，因此对降滤失剂进行了复配评价，结果见表3。

表3 降滤失剂复配效果评价Table 3 The compound effect evaluation of filtrate reducer

由表3可知，通过降滤失剂复配的效果来看，体系的滤失量均下降；而降滤失剂RS-1与降滤失剂TEMP复配后，高温高压滤失量明显下降，为13.6 mL，具有较好的控制滤失的效果，因此选定降滤失剂RS-1与降滤失剂TEMP作为PEM钻井液的降滤失剂。

将选定的降滤失剂RS-1与降滤失剂TEMP进行了加量优选评价，结果见表4。

表4 降滤失剂加量评价Table 4 Evaluation of filtration reducer addition

由表4可知，随着降滤失剂加量的减少，钻井液滤失量增大，在“2.0%降滤失剂RS-1与2.0%降滤失剂TEMP”加量配比条件下，PEM钻井液的API滤失量为4.5 mL，高温高压滤失量为13.6 mL，滤失量较小，最终选定PEM钻井液体系的降滤失剂及其加量为2.0%降滤失剂RS-1与2.0%降滤失剂TEMP。

2.2 封堵剂的优选与优化

室内实验对海上常用的封堵剂DYFT-Ⅱ、封堵剂LPF(W)、沥青树脂LSF及封堵剂EPF进行了对比分析，从改善滤失性能方面优选出合适的封堵剂单剂材料。封堵剂单剂的优选结果见表5。

表5 封堵剂单剂对比性能评价Table 5 Single agent contrast performance comparison of plugging agent

由表5可知，封堵剂DYFT-Ⅱ与其他封堵剂相比，钻井液的滤失量最小，API滤失量为3.3 mL，高温高压滤失量为12 mL，进一步改善了钻井液的泥饼质量，增强了钻井液的封堵性能。

以封堵剂DYFT-Ⅱ作为PEM钻井液体系的封堵剂主剂，评价复配情况下其他封堵剂材料的辅助改善泥饼而降低失水效果，结果见表6。

由表6可知，封堵剂LPF(W) 与封堵剂DYFT-Ⅱ复配后，钻井液的API滤失量和高温高压滤失量最小，提高了钻井液的泥饼质量。

对封堵剂LPF(W)和封堵剂DYFT-Ⅱ进行封堵剂加量评价，结果见表7。

表6 封堵剂复配对比评价Table 6 Contrast evaluation of plugging agent combination

表7 封堵剂加量性能评价Table 7 Performance evaluation of plugging agent with various additions

由表7可知，随着封堵剂加量的下降，体系的滤失量会有所增加，在“2.0%封堵剂DYFT-Ⅱ+2.0%封堵剂LPF(W)”加量配比条件下，PEM钻井液的API滤失量只有2.8 mL，高温高压滤失量只有10.4 mL，滤失量较小，因此选择封堵剂配比为“2.0%封堵剂DYFT-Ⅱ+2.0%封堵剂LPF(W)”。

PEM钻井液优化后的配方如下：

3.0%海水膨润土浆+0.2%NaOH+ 0.3%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.5%包被剂PLH +2.0%降滤失剂RS-1+2.0%降滤失剂TEMP+2.0%封堵剂DYFT-Ⅱ+2.0%封堵剂LPF(W)+3.0%聚合醇JLX-C + 5.0%KCl+0.1%增黏剂XC+重晶石加重。

优化后钻井液的基本性能见表8。由表8可知，钻井液体系高温老化前后流变性稳定，API滤失量和高温高压滤失量分别为2.8 mL和10.4 mL。

表8 优化后钻井液性能评价结果Table 8 Evaluation results of drilling fluid performance after optimization

注：老化条件为120 ℃×16 h；流变性测定温度为50 ℃；HTHP失水测定条件为120 ℃×3.5 MPa。

3 现场应用

3.1 优化后的PEM体系解决了原体系的弊端

渤中区块共计钻6口井，三开井段钻井液使用优化后的PEM体系，在东营组钻遇火成岩地层，见X-1井综合录井图，如图3所示。

玄武质泥岩：性中硬，岩屑呈块状；玄武岩：东营组玄武岩疏松或致密，岩屑呈块状。

现场应用情况表明，通过对PEM钻井液的降滤失剂和封堵剂材料进行对比评价，采取两种降滤失剂和两种封堵剂复配的方式满足PEM钻井液的性能要求，井壁表面形成良好的泥饼质量，维持了井壁稳定性，并降低了钻井液的成本。

图3 X-1井综合录井图Fig.3 Comprehensive logging map of well X-1

3.2 优化后的PEM体系保证了火成岩地层的施工安全

现场6口井的井径扩大情况如图4和图5所示。由图4和图5可知，12-1/4″井段主要为上部扩径，下部井段的井径较规则，最小井径平均扩大率为2.8%，最大井径平均扩大率为15%。火成岩地层钻井过程中无井壁坍塌，无卡钻事故，起下钻顺畅，钻井时效得到极大提高。本文提出的PEM钻井液优化配方在现场取得了良好的应用效果。

图4 井径测井曲线Fig.4 Caliper log curves

图5 井径平均扩大率Fig.5 Average borehole enlargement rate

3.3 优化后的PEM体系满足了火成岩地层的性能需求

钻井液悬浮携砂效果好，可使用增黏剂XC来调节钻井液的流变性，满足钻井过程中悬浮携砂井眼清洁的基本需要。同时钻井液具有良好的抑制性能，明显降低岩屑的水化分散，清水中岩屑的热滚回收率为16.5%，而优化PEM中岩屑的热滚回收率为85.4%，表现出良好的抑制效果。

4 结论

(1)火成岩地层黏土矿物含量较高，凝灰岩、凝灰岩泥岩高约50%，伊/蒙混层中的蒙脱石比例约30%，与钻井液接触后将产生吸水膨胀；且原体系降滤失剂和封堵剂材料种类较多，钻井液成本高，因此需优化钻井液的抑制性。

(2)火成岩地层微裂隙、裂缝等弱面结构发育，通过综合性能对比和配方优化，采取2.0%降滤失剂RS-1和2.0%降滤失剂TEMP、2.0%封堵剂DYFT-Ⅱ和2.0%封堵剂LPF(W) 复配的方式，实现了API滤失量和高温高压滤失量分别为2.8 mL和10.4 mL，有效地封堵微裂隙和微裂缝，增强井壁稳定性。

(3)该钻井液现场已实施6口井作业，火成岩地层最大井径平均扩大率为15%，同时具备良好的抑制性，岩屑热滚回收率为85.4%，保证火成岩井段的高效钻进及井壁规则。