磨溪-高石梯上部井段优快钻井钻井液技术

明显森 舒小波 卢丹

1.中国石油川庆钻探钻采工程技术研究院，油气田应用化学四川省重点实验室 2.中国石油川庆钻探川西钻探公司

磨溪-高石梯区块位于四川盆地安岳气田，为加快该区块的勘探开发，在有效封隔表层主要漏层、减少井漏复杂的基础上，简化表层井身结构，缩短表层钻井周期，降低钻井成本。然而，在区块上部地层井段存在长段泥岩易水化分散、地层胶结性差、井壁失稳、石膏污染等问题，国外类似地层常采用油基钻井液进行钻进；考虑到钻井成本和环保问题，国内主要采用聚合物钻井液或KCl-聚合物钻井液，未充分达到抑制防塌保持井壁稳定的功效，在钻进中经常发生井塌、卡钻、泥包、缩径等井下复杂情况，井下风险较大，钻井周期较长，上部地层的钻井提速难以达到预期效果。为有效提高磨溪-高石梯上部井段安全快速钻井，应采取有效的钻井液技术措施为安全快速钻井提供技术保障[1-3]。结合地层情况，介绍了一种双盐-疏水聚合物钻井液体系，并进行了室内评价。现场应用表明，该体系对缩短钻井周期、提高机械钻速起到了显著的效果，为加快磨溪-高石梯区块的勘探开发进程提供了技术支撑[4-8]。

1 地层简况

磨溪-高石梯上部地层钻遇沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组，砂泥岩交互频繁，地层胶结性差，易发生井壁失稳，岩石强度与可钻性差异大，使用常规钻井液体系频繁出现井下复杂情况，如：高石001-X21井、X30井等多口井在自流井组发生不同程度的井壁垮塌，起下钻遇阻、卡钻；高石1井、高石2井在雷二、雷一石膏层发生井眼缩径卡钻。在工程措施到位的情况下，对钻井液性能要求较高，钻井液体系抑制性、防塌封堵性和失水造壁性以及良好的流变性是保证安全快速钻井的前提。

磨溪-高石梯001井区上部地层岩性及压力系数见表1。

表1 磨溪-高石梯001井区上部地层岩性及压力系数层位地层岩性地层压力系数施工难点沙溪庙组泥岩夹粉砂岩1.00凉高山组页岩、泥岩夹粉砂岩1.10自流井组灰岩夹泥岩、泥岩夹粉砂岩1.30须家河组砂岩、页岩夹泥岩1.53地层垮塌、井下漏失、卡钻、地层岩屑污染、井下溢流雷口坡-嘉三段灰岩、白云岩、石膏1.60嘉二段-嘉一段膏岩夹云岩、白云岩1.95石膏污染、卡钻、井下溢流

2 钻井液施工难点

(1) 沙溪庙-自流井组泥岩夹砂岩，地层互层多、胶结性差、渗透性好，泥岩易吸水膨胀，井壁稳定性差，地层对钻井液密度比较敏感，井壁垮塌的风险较高，要求钻井液具有较好的抑制性、封堵性。

(2) 须家河组油气显示频繁，易钻遇浅层气，要求钻井液在高密度下维持低黏切，钻井液具有较好的脱气性。

(3) 雷口坡组及嘉陵江组存在大段石膏层，应避免石膏吸水膨胀程度过大导致缩径、卡钻，以及防止石膏污染钻井液。

(4) 长裸眼井段(约2500 m)起下钻摩阻和压差大，合理制定钻井液密度，避免密度使用不当，引起井壁失稳，造成井下垮塌或井下漏失。

(5) 纵向上多压力系统、存在局部高压特征。上部沙溪庙组属于常压，雷口坡组压力系数达到1.60，嘉陵江组高达1.95，易出现喷、漏、塌、卡等井下复杂情况，必须保持优良的钻井液流变性、抗污染能力、润滑性、封堵性。

3 钻井液技术

因地层互层多、胶结性差，钻井过程中频繁发生垮塌、卡钻、钻井液污染等井下复杂情况。针对磨溪-高石梯区块钻井液技术现状，采用复合盐、疏水抑制剂以及包被抑制剂提高抑制能力，防塌润滑剂和固体润滑剂复配改善润滑性，聚阴离子纤维素和超细钙提高滤失封堵性为主要技术思路，分别评价了钻井液的流变性、高温稳定性、抑制性、抗污染能力和润滑能力。以克服上部井段泥岩水化分散、地层胶结性差、石膏污染所造成的技术瓶颈，实现沙溪庙-嘉陵江井段安全钻井提速[9-10]。

3.1 钻井液配方

(1) 一开444.5 mm井眼(0～500 m)：4%(w)～5%(w)原矿土浆+0.3%(w)～0.5%(w)低分子降失水剂+0.6%(w)～1.0%(w)包被抑制剂+7%(w)KCl。

(2) 二开311.2 mm井眼(500～3000 m)：3%(w)～4%(w)原矿土浆+0.3%(w)NaOH+0.6%(w)～1.0%(w)低分子降失水剂+0.4%(w)～0.6%

表2 高温老化实验实验条件密度/(g·cm-3)AV/(mPa·s)PV/(mPa·s)YP/PaFL/mLFL(HTHP,120 ℃)/mLGel/PapH值老化前1.8033.027.06.03.25.41.5/7.59.5120 ℃×16 h1.8030.525.05.53.85.81.5/7.09.0120 ℃×24 h1.8031.025.55.53.85.81.5/7.09.0120 ℃×48 h1.8029.524.05.04.26.21.0/6.59.0

(w)包被抑制剂+0.2%(w)～0.3%(w)IND30+2%(w)～3%(w)抗高温降失水剂+3%(w)～5%(w)磺化酚醛树脂(水剂)+1%(w)～1.5%(w)CQ-SIA疏水抑制剂+3%(w)～5%(w)防塌润滑剂+0.3%(w)～0.5%(w)乳化剂+2%(w)～3%(w)固体润滑剂+0.4%(w)～0.8%(w)CaO+7%(w)～8%(w)KCl+10%(w)有机盐+1%(w)～3%(w)超细碳酸钙+重晶石。

疏水抑制剂CQ-SIA的抑制机理主要是引入疏水单体，通过季铵离子、胺基插入黏土晶层，吸附于岩屑表面，将表面润湿反转，阻止水进入岩石内部，从而抑制黏土矿物的水化膨胀与分散，实现抑制作用。

3.2 高温稳定性

实验按照第3.1节配方(2)配制钻井液，分别在120 ℃下热滚16 h、24 h和48 h，考察温度对钻井液流变性的影响规律，评价该钻井液体系的高温稳定性，实验数据见表2。

从表2可知:该体系具有聚磺钻井液的特点，经过120 ℃高温老化后，表观黏度、塑性黏度以及动切力变化较小，说明处理剂在高温下未发生降解或断链，保持了体系良好的稳定性；中压失水和高温高压失水量低，降低了滤液对地层的污染而导致井壁失稳，防塌封堵性强；高温热滚后，性能未出现较大波动，说明该体系具有较好的热稳定性[11]。

3.3 抑制分散能力

(1) 滚动回收率。实验采用SY/T 6335-1997《钻井液用页岩抑制剂评价方法》测试程序中滚动回收实验对钻井液进行了评价，在100 ℃×16 h热滚后，计算回收率，实验数据见表3。

滚动回收数据表明：泥岩为水敏性地层，与水相互作用后会水化分散、膨胀，岩屑回收率低。该泥岩在清

表3 滚动回收率实验实验编号实验配方回收岩屑/g回收率/%1350 mL清水+50 g泥岩17.6235.242350 mL清水+1%(w)CQ-SIA+50 g泥岩46.2392.463350 mL 钾聚磺水基钻井液+50 g泥岩42.3784.744350 mL 双盐-疏水聚合物钻井液+50 g页岩49.7399.46

水中的回收率为35.24%，在双盐-疏水聚合物钻井液中回收率为99.46%；泥岩与疏水抑制剂CQ-SIA相互作用后，滚动回收率为92.46%，因该体系中抑制剂双亲特性，CQ-SIA吸附在页岩表面使其由水润湿转变为油润湿，阻止自由水进入岩层内部；同时复合盐提供的K+进入黏土层间，减少了黏土的水化，进一步提高体系的抑制能力[12]。滚动回收实验表明，该双盐-疏水聚合物钻井液具有较好的抑制性，能够有效地抑制泥岩水化膨胀和分散。

(2) 线型膨胀实验。实验采用SY/T 6335-1997测试程序中膨胀试验考察常用抑制剂线性膨胀规律，实验结果见图1。

图1表明，尽管各抑制剂溶液都能显著抑制膨润土水化膨胀，但膨润土在“17%(w)复合盐+1.5%(w)CQ-SIA”溶液中的膨胀高度明显低于其他几种抑制剂溶液中的膨胀高度，通过大分子聚合物包被抑制剂KPAM与“17%(w)复合盐+1.5%(w)CQ-SIA”复配，形成双盐-疏水聚合物钻井液，能够达到在强水敏性地层钻进抑制能力的要求。

3.4 抗污染能力

实验将取样的露头泥岩制样成过0.045 mm筛孔的岩屑粉，分别在钻井液中加入10%(w)、15%(w)泥岩粉，1%(w)、3%(w)的CaSO4，在120 ℃，16 h热滚条件下，考察泥岩粉和石膏CaSO4对该钻井液性能的影响，评价双盐-疏水聚合物钻井液的抗污染能力。

表4 钻井液抗污染能力评价实验污染实验w/%密度/(g·cm-3)AV/(mPa·s)PV/(mPa·s)YP/PaGel/PaFL/mL空白实验1.8033.027.06.01.5/7.53.2岩屑污染101.8132.025.56.51.5/8.03.2151.8234.027.07.01.5/8.53.0CaSO4污染11.8034.527.57.01.5/8.53.431.8036.027.58.52.0/9.03.6

从表4可知，向钻井液中加入10%(w)和15%(w)泥岩粉，钻井液表观黏度、塑性黏度、静切力、中压失水量上涨幅度较小，因抑制能力的作用，外来泥岩粉的侵入能够有效抑制其水化分散，只是增加了固相含量，对钻井液流变性影响小，抗岩屑污染能力强。通过石膏污染实验可知，钻井液流变参数和失水小幅度上涨，因该钻井液中加入CaO，对钻井液进行预处理，通过同离子效应，能够大大降低石膏在钻井液中的溶解度，对钻井液流变性能影响较小。实验表明,双盐-疏水钻井液体系具有良好的抗岩屑污染和石膏污染的能力。

3.5 润滑性评价

双盐-疏水聚合物钻井液体系通过防塌润滑剂和固体润滑剂复配来强化钻井液的润滑能力，测试了该体系的极压润滑系数，并与其他类型的钻井液进行对比，结果见图2。

从图2可知，双盐-疏水聚合物钻井液采用防塌润滑剂和固体润滑剂复配，通过防塌润滑剂在岩石表面吸附形成润滑油膜和固体润滑剂减少钻柱与井壁之间的摩擦力，利用其化学和物理作用能够提供较好的润滑能力，在长裸眼段钻进、起下钻中，对降低摩阻有较大的益处。

4 现场应用

4.1 应用效果

高石001-X38井在上部地层沙溪庙组-嘉陵江组，一开444.5 mm井段采用钾聚合物钻井液，钻至504 m，成功下入表层套管；二开311.2 mm井眼采用双盐-疏水聚合物体系钻至中完井深2961 m，用时18.68天，缩短了钻井周期，创造了高石001区块311.2 mm井眼最短钻进周期18.68天、最快机械钻速8.46 m/h两项记录。

通过对比磨溪-高石梯邻井资料，高石001-X38井采用双盐-疏水聚合物钻井液体系，克服了上部地层泥岩/石膏污染、井壁失稳垮塌、卡钻等井下复杂情况，优良的钻井液性能，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，时效对比见表5。

表5 311.2 mm井眼邻井时效对比情况井号进尺/m机械钻速/(m·h-1)完井周期/天高石001-X342415.007.8321.44高石001-X362495.896.1126.35高石001-X372474.005.7027.55高石001-X382450.008.4618.68

4.2 钻井液实施工艺

双盐-疏水聚合物钻井液体系在不同密度下性能稳定，能够较好地满足磨溪-高石梯上部井段提速钻进的需要。应用表明，该体系性能优越，下钻、通井、下套管均一次顺利到底，钻井液性能参数见表6。

5 结论与建议

(1) 介绍了一种利用KCl、Weigh-2和疏水抑制剂CQ-SIA提高抑制能力，防塌润滑剂和固体润滑剂复配改善润滑性，聚阴离子纤维素和超细钙提高滤失封堵性的钻井液体系，配方为：3%(w)～4%(w)原矿土浆+0.3%(w)NaOH+0.6%(w)～1.0%(w)低分子降失水剂+0.4%(w)～0.6%(w)包被抑制剂+0.2%(w)～0.3%(w)IND30+2%(w)～3%(w)抗高温降失水剂+3%(w)～5%(w)磺化酚醛树脂(水剂)+1%(w)～1.5%(w)CQ-SIA疏水抑制剂+3%(w)～5%(w)防塌润滑剂+0.3%(w)～0.5%(w)乳化剂+2%(w)～3%(w)固体润滑剂+0.4%(w)～0.8%(w)CaO+7%(w)～8%(w)KCl+10%(w)有机盐+1%(w)～3%(w)超细碳酸钙+重晶石。

(2) 钻井液性能评价实验表明，双盐-疏水聚合物钻井液失水造壁性好、抑制封堵性强，中压失水3.2 mL，滚动回收率99.46%，15%(w)泥岩污染和3%(w)石膏污染对钻井液性能基本无影响。

(3) 高石001-X38井现场应用表明，双盐-疏水聚合物钻井液使用最高密度1.85 g/cm3、完成进尺2450 m，钻井液性能优良，保证了上部地层顺利钻进，创造高石001区块311.2 mm井眼最短钻进周期18.68天、最快机械钻速8.46m/h两项记录，为该区块安全钻井提速提供了技术保障。