高性能水基钻井液在大庆油田致密油水平井的应用

王伟东

（中国石油大庆油田采油工程研究院，黑龙江大庆 163712）

大庆长垣外围青山口组高台子油层和泉头组扶余油层为代表的致密油储层物性较差，单层厚度薄，为获得较高的经济效益，要求所钻水平井具有足够长度的水平井段。施工中存在地层摩阻大、机械钻速低、钻井周期长、井壁失稳等一系列问题，对钻井液的抑制性、携岩性及润滑性都提出了较高要求。综合考虑成本、环保等因素，油基钻井液已经无法适应当前致密油藏大规模开发的要求，需要一种能够适应大庆油田长水平段施工需求的水基钻井液。高性能水基钻井液（HPWBM）是以胺基抑制剂作为主要处理剂的新型钻井液体系，具有较强的抑制性[1-2]，国内外以聚胺作为主要处理剂相继研发了多种类似体系作为油基钻井液替代产品，并陆续投入现场试 验[3]。将胺基抑制剂AP-1 及聚合醇JY-X 引入阳离子聚合物钻井液体系，在强化抑制性的基础上重点提高封堵防塌性能，研发了适应大庆油田地层特点，能满足常规性能要求的钻井液体系。与油基钻井液对比分析显示，主要性能接近油基钻井液水平，成本仅为油基钻井液三分之一左右。现场试验取得了良好的效果并逐步推广，现已成为大庆油田致密油水平井钻井采用的主要体系之一。

1 区域概况与施工难点

龙虎泡油田位于齐家-古龙凹陷以西的龙虎泡阶地，是大庆油田主要的致密油藏开发区块之一。该区块内青山口组砂岩平均厚度1.6 m，有效厚度0.8 m，平均孔隙度为11.5%，平均渗透率为0.640×10-3μm2，属于低孔、特低渗致密储层。施工地层自上而下分别为白垩系嫩江组、姚家组和青山口组。上部嫩江组地层易水化分散，造浆严重，钻井液黏切调控难度大；下部青山口组地层页岩层理发育，坍塌压力低，井壁易吸水剥落；油层段内部微孔隙发育，容易造成储层污染。已完钻的致密油水平井平均井深为3 674 m，平均水平位移达1 856 m，水平井段长度均在1 300 m 以上，位垂比大于1.1，由于设计钻穿多套油层，井身剖面多呈阶梯状。施工中采用地质导向方式，需频繁调整井斜方位，水平段井眼轨迹变化较块。井眼曲率波动较大，实际狗腿度不超过7.0°/30 m，水平段后期摩阻较大。

2 抑制剂性能评价

2.1 技术思路

高性能水基钻井液的主要处理剂为胺基抑制剂AP-1 和聚合醇[3]。AP-1 是一种聚胺改性聚醚多元醇类页岩抑制剂，其胺基官能团，能镶嵌在黏土层间，减小黏土层间距，促使黏土晶层间脱水，依靠分子链上多个胺基固定黏土晶片，破坏水化结构，达到抑制黏土水化分散的目的。同时，从溶液中析出乳化油滴，进入地层孔隙或裂缝，起到降低黏土吸水的趋势。将聚合醇引入体系，作为一种非离子表面活性剂，聚合醇在浊点温度以下表现为抑制性，易吸附在钻具和固体颗粒表面，阻止泥页岩水化，降低泥饼渗透率，有效控制压力传递；达到浊点温度后表现为封堵性，能够封堵层理面、微裂缝和小孔隙。钻井液从井底返至地面时，因温度降低，聚合醇又恢复其水溶性，避免被振动筛筛除。利用井温的变化，使聚合醇在全井段施工中达到稳定井壁、抑制钻屑分散，降低钻具扭矩摩阻等目的。AP-1 和聚合醇与能够软化变形的沥青类封堵防塌剂配合使用，通过机械封堵与化学封堵相结合，提高体系整体防塌抑制性。选用强包被剂PLUS 作为大分子包被絮凝剂；XCD 作为流型调节剂，润滑剂选用高效润滑剂GD-X 和环保型生物油，协同提高体系润滑性。

2.2 岩心浸泡实验

为研究抑制剂AP-1 的封堵防塌能力，将选自L26-P42 井的青山口组泥岩掉块，用1% AP-1 溶液在室温条件下浸泡9 d，每间隔1 d 观察并记录岩石表观形态、裂缝宽度及其变化情况。实验表明，1% AP-1 溶液对青山口组泥岩的抑制较为有效，可以提高井壁化学稳定性。

2.3 抗分散性实验

选取嫩江组、姚家组、青山口组岩屑为研究对象，分别做6 组岩屑滚动回收率对比实验（表1）。分析不同抑制剂的抗泥岩分散能力，进而评价不同抑制剂对不同地层的抑制性强弱。实验结果表明，AP-1 和聚合醇JY-X 对区内不同岩性地层均有较好的抑制性。

表1 抑制剂评价实 %

3 钻井液性能评价

实验优选后的高性能水基钻井液具体配方如下：5.00%膨润土+（0.02%～0.05%）KOH+0.30%Na2CO3+（2.00% ～ 4.00%）铝基降滤失剂+0.80%AP-1+0.20% NW-1+2.00% HA 树脂+3.00%沥青防塌剂+1.00%复合铵盐+（0.30% ～0.60%）强包被剂PLUS+（0.10% ～ 0.20%）XCD+2.00%聚合醇JY-X +3.00%润滑剂GD-X+2.00%环保型生物油+0.20%乳化剂。

3.1 常规性能评价

按配方要求配制钻井液，测其老化前后流变性、API 失水等常规性能。从表2 可以看出，高性能水基钻井液在120 ℃、16.0 h热滚前后流变性能稳定，体现了较好的抗温性，在塑性黏度和表观黏度均较低的情况下依然保持了较高的动切力和动塑比，静切力值适中，体现了良好的携岩能力和悬浮稳定性。在没有外来固相的情况下，新配浆的滤失量也较低。

表2 钻井液常规性能

3.2 抑制性评价

取研究区嫩江组二段、三段、青山口组二段、三段泥页岩岩屑，通过岩屑滚动回收率和线性膨胀实验评价高性能水基钻井液抑制性效果（表3）。

表3 钻井液抑制性评价

实验结果显示，高性能水基钻井液的岩屑滚动回收率已接近油基钻井液水平，对研究区内分散性较强的嫩江组二段、三段泥岩回收率达到95%以上，具有较强的抑制泥页岩水化分散的能力。

3.3 润滑性评价

采用Fann212 型极压润滑仪和NZ-3 型泥饼黏滞系数测定仪，对高性能水基钻井液及滤饼的润滑性进行了评价实验（表4）。测得极压润滑系数为0.101，泥饼黏附系数为0.026 2。为模拟外来固相对泥饼润滑性的影响，在高性能钻井液中再加入2.0%的120 目细砂（粒径0.125 mm），经API 中压失水实验后，再测其滤饼黏附系数仅为0.034 9。说明高性能水基钻井液在含砂量达2.00%的情况下依然具备较好的润滑性。

表4 钻井液润滑性实验

3.4 抗钻屑污染能力评价

将L26-P42 井姚家组泥页岩岩屑经烘干粉碎后，过100 目筛，按不同比例加入待测钻井液中，测其老化前后的性能（表5）。实验结果表明，在岩屑加量最大达到20%时，钻井液各项性能均能保持在合理范围内。体系具有较强的抗钻屑污染能力。

表5 抗钻屑污染实验

3.5 封堵性能评价

钻井液的滤失封堵性评价，主要利用120 目砂床（孔径0.125 mm），在温度为120 ℃，压力为3.5 MPa 的条件下，测量30 min 内钻井液砂床滤失量。实验结果见图1。实验开始后失水量增加缓慢，30 min 内累计失水量为10.6 mL。

针对青山口组泥页岩裂缝发育的情况，同时开展了体系的封堵性实验。将外径为25 mm，长为50 mm 的钢制岩心剖开，通过改变围压以调节两侧岩心间空隙大小，分别模拟缝宽为1，10，50 μm 的微裂缝，进行钻井液室内封堵实验。实验结果表明，在120 min 内，缝宽1 μm 条件下出液1.0 mL，缝宽10 μm 条件下出液1.8 mL、缝宽50 μm 条件下出液2.0 mL。说明高性能钻井液对不同量级的微裂缝均具有较好的封堵性能。

图1 砂床滤失实验结果

3.6 储层保护效果

使用FDS-800-10000 型动态地层伤害测试评价系统，针对研究区天然岩心开展钻井液储层损害综合评价实验（表6）。研究表明，经污染后的岩心渗透率恢复率均可达到90%以上，钻井液的储层保护效果良好。

表6 储层渗透率恢复实验

4 现场维护处理工艺

L26-P35 井是大庆油田高性能水基钻井液首批试验井，完钻层位为青山口组高台子油层，岩性为一套灰色泥页岩和深灰色含泥、含钙粉砂岩组合。完钻井深为3 500 m，水平段长1 423 m。三开使用Φ215.9 mm 钻头，施工段长1 686 m，采用高性能水基钻井液。

4.1 防塌抑制性

钻遇地层青山口组以硬脆性泥页岩为主，黏土矿物类型主要为伊利石和伊蒙混层，具有不分散泥页岩的典型特征，吸水极易造成剥落掉块并导致井眼坍塌。青山口组钻进全过程要始终将钻井液密度控制在设计上限，使井眼保持力学稳定。根据滤失量的变化补充使用降滤失剂，失水量不高于2.0 mL。正常钻进时将胺基抑制剂AP-1、聚合醇和沥青防塌剂复配成胶液使用，AP-1 的强抑制性控制钻屑分散、抑制黏土膨胀。沥青防塌剂吸附在井壁上，达到部分隔离水相的目的。随着井温逐渐上升，利用聚合醇“浊点效应”实现对地层的进一步封堵，达到稳定井壁的作用。

4.2 润滑性

造斜后，即提前加入高效润滑剂，在井斜角达到40°前，润滑类材料含量不低于5%。根据日常损耗量估算值、泥饼润滑性实验结果及工程参数三方面要素确定补充润滑材料的时间节点和具体用量。由于水平井井眼轨迹的特殊性，将不可避免地造成钻具与井壁间大面积、持续性的接触摩擦。因此，要解决水平井润滑性方面的问题除了要提高钻井液自身润滑性外，还应着重改善泥饼质量。固相含量和滤失量大小对泥饼的润滑性影响很大[4]，在补充润滑材料的同时，充分利用固控设备，将固相含量控制在20%以内、含砂量控制在2%以内，泥饼摩擦系数不高于0.052 4。同时，将沥青防塌剂与聚合铝降滤失剂复配胶液使用，一方面可以控制滤失量，另一方面，可以改善泥饼质量，减轻钻具对井壁的冲击。保持泥饼具有良好的润滑性。

4.3 携岩性

研究表明，井斜角达到40°后，环空开始出现岩屑上返困难的现象[5-6]，并逐渐形成岩屑沉积，根据现场钻井液性能调整流型调节剂加量[7-8]，适当提高切力、维持合理动塑比、使造斜段钻井液黏度控制在50～60 mPa·s，动塑比维持在0.36～0.60；进入水平段需要同时考虑到防塌因素，将钻井液的黏度进一步提升至60～70 s。为避免形成紊流对井壁的冲蚀，将动塑比提至0.48～ 0.60 mPa·s。由于水平井段长、轨迹变化快。施工中应配合短程起下钻以破坏岩屑床，将井底沉砂及时返出地面。全井钻井液实际性能见表7。

4.4 储层保护

进入油层后，处理思路是在保证井下安全的前提下，尽量将钻井液调整至低密度、低固相、低失水、低黏度完井液。油层段钻进通过更换高目数筛布、混入新浆、提高固控设备，特别是离心机使用率等方式，及时降低钻井液中细微固相的含量，以减少其对储层的伤害。以胶液的形式补充降滤失剂和沥青防塌剂，进一步降低滤失量。严格按照储层保护要求选择超细碳酸钙等可解堵材料作为油层堵漏剂[9-10]。

5 应用效果分析

统计高性能水基钻井液体系所钻19 口井，平均钻井时效指标见表8。由表8 可以看出，采用高性能水基体系的水平井在平均机械钻速、钻井周期等主要工程时效指标接近或达到了油基钻井液水平。基本能够满足致密油水平井施工要求。对体系进行有针对性地维护调整后，上部地层的分散造浆和下部地层的页岩坍塌得到有效控制，基本杜绝了缩径、钻具泥包、井壁剥落、垮塌等水基钻井液带来的常见问题。215.9 mm 井眼油层段平均井径扩大率8.07%，油层段固井质量合格率100%。说明高性能水基钻井液体系的防塌抑制性强，具有很好的井壁稳定能力，可以满足大庆油田复杂泥页岩层的钻井液技术要求。

表7 高性能水基钻井液实钻性能

表8 钻井时效分析

6 结论

（1）高性能水基钻井液体系具有抑制性强、 携屑性强、润滑性好、储层保护效果显著等特点，室内实验表明，对嫩江组分散泥岩抑制性好，同时，对青山口组硬脆性泥页岩有很高的封堵防塌效果。

（2）现场试验证明，高性能水基钻井液能够在地层情况复杂、水平位移大、井轨变化频繁的条件下保障井下安全并保持较高的机械钻速。施工效果和主要钻井时效指标接近或达到油基钻井液的水平。