KCl-聚胺钻井液技术研究与应用

胡清富，王向阳，裴红军，司小东，张立刚

（大庆钻探工程公司国际事业部，黑龙江大庆163318）

鲁迈拉油田位于伊拉克南部，是超巨型油田，位居世界第六，是国际各大石油巨头角逐的市场，竞争异常激烈。尤其自2015年以来，国际原油价格持续走低，加之伊拉克国内动乱，政府资金不足，鲁迈拉油田甲方不断减少钻井投资来缩减油田开发支出。同时鲁迈拉油田地质条件复杂，三开Mishrif、Zubair 层页岩剥落严重，渗漏频繁。激烈的市场竞争和复杂的地质条件给承包商带来巨大生存压力，为了能够满足国际钻井液技术服务要求，通过对原有的无固相氯化钾钻井液体系不断改进和优化，最终形成了目前正在使用的KCl-聚胺钻井液体系。

1 基本概况

KCl 聚合物钻井液体系由于其在页岩井壁稳定和油层保护方面的突出特点，在国际钻井行业中被广泛使用。截止目前，大庆伊拉克鲁迈拉项目8-1/2″井眼钻井液的发展共经历了3个阶段，分别是抗盐聚合物钻井液体系阶段，无固相KCl 聚合物钻井液体系阶段和目前正在使用的KCl-聚胺钻井液体系阶段。2018～2020年，为实现提速目标，通过大量的室内实验和现场实践，对无固相KCl 聚合物钻井液体系做了全面的优化，研制出新型的KCl-聚胺钻井液体系，该体系不但流型易调整、井眼净化能力好、油层保护能力强，而且具有更好的页岩抑制能力，页岩层段井径质量显著提高，针对井型的复杂化，做了大量的提高泥浆润滑性的实验，取得了明显的效果。在已完成井施工中，井下复杂明显减少，而且减少了大量的短起下、通井作业，提速效果明显。

2 地质特征和施工难点

三开地层中（Tnnuma、Ahmadi、Nahr Umm、U.shale 和Middle shale 等）存在易分裂的层状页岩，极易发生剥落坍塌，造成井下复杂。

Mishrif 和Zubair 两个油层渗透率高，孔隙连通性好，易发生漏失。发生漏失后，极易引起页岩层段井壁失稳。

Mishrif和Zubair层油层渗透率高，地层压力低，易发生吸附粘卡。

8-1/2″井眼完井期间，测井项目较多，测井周期长，尤其是加测地层压力、地层流体取样等施工，增加了施工风险。

3 KCl-聚胺钻井液体系的室内研究

3.1 处理剂优选

针对前期施工中存在的问题，在原有的无固相氯化钾钻井液体系的基础上，通过室内实验，优选降滤失剂、包被抑制剂、页岩抑制剂、润滑剂，优化处理剂加量，对体系进行进一步升级优化。

（1）优选降滤失剂。无固相氯化钾钻井液的失水控制是比较困难的，因为在有固相（采用膨润土配浆）时，可形成较致密的泥饼，而无固相钻井液不容易形成泥饼，失水控制就很困难。这就需要选择降失水效果好的降失水剂，将无固相钻井液的失水控制到较低的水平。为了达到良好的降失水效果，我们优选出PAC-LV 和CMC-LV 作为主要的降失水剂，配合CMS-HT，通过不同配比，调整钻井液流型和失水。

（2）优选包被抑制剂。钻井液的抑制能力是保证井壁稳定的重要指标。钻井过程中泥页岩表面吸附水分子，形成水化膜，而后水分子进入泥页岩晶层间，使晶层间距离增大，泥页岩发生体积膨胀以致分散。若钻井液含盐度低于泥页岩中水相的盐度，渗透水化现象将更严重，且渗透水化引起的体积膨胀比表面水化大得多。控制粘土水化膨胀、分散的方法主要有以下两种：一是电中和作用，使（有机、无机）阳离子吸附在粘土上，降低电动电位，控制并降低粘土的水化作用；二是包被作用，使用长链大分子聚合物，利用其产生多点吸附，包被粘土表面，阻止泥页岩与钻井液中自由水的接触，抑制泥页岩的水化膨胀、分散。通过室内评价，我们优选出KPAM 和PHPA 通过一定比例复配，作为包被抑制剂使用。

（3）优选页岩抑制剂。目前，国内外钻井液常用的页岩抑制剂主要为无机抑制剂与有机抑制剂两大类，无机抑制剂主要包含石膏、芒硝、碳酸钾、氯化钾等；有机抑制剂主要包含沥青类、有机硅类、环氧类聚合物、聚合醇类、聚酰胺类以及腐植酸类等。本项目无机抑制剂使用的是KCl，通过优选实验，有机抑制剂选用抗盐效果较好的聚合醇及胺基聚醇，通过膨胀性实验与回收率实验，确定聚合醇及胺基聚醇具有较好的页岩抑制效果，完全满足施工要求。

（4）优选润滑剂。随着项目的深入，S 型和J 型定向井越来越多，位移也越来越大，对钻井液润滑性的要求越来越高，高效润滑剂可有效提高钻井液润滑性能，是国内外解决水平井摩阻问题的主要关键技术之一。目前，国内外的钻井液润滑剂大约有15大类170多种，经过反复的实验验证，我们最终优选出白油和Non foaming E.P.Lubricant 作为液体润滑剂，Graphite Powder作为固体润滑剂。

3.2 钻井液性能评价

3.2.1 钻井液的常规性能对比

从室内实验结果看（见表1），优化后的钻井液性能要好于优化前，尤其是泥饼质量更加薄而致密，降滤失效果更好，这对页岩地层的稳定高渗透砂岩地层泥饼厚度的控制更加有利。

表1 优化前后钻井液的性能对比

3.2.2 抑制性

采用伊拉克鲁迈拉Tanuma 层的页岩岩屑做回收率和16h 膨胀率，测得岩屑在优化后的KCl-聚胺钻井液体系中的回收率和膨胀率有明显优化（见表2）。

表2 体系优化前后膨胀率的对比评价

3.2.3 润滑性

通过对比优化前后钻井液体系的摩阻系数来评价钻井液润滑性，实验数据表明，优化后的KCl-聚胺钻井液体系摩阻系数由0.05 降至0.03，明显高于优化前的钻井液。

3.2.4 抗温性

伊拉克鲁迈拉区块Zubair 油层开发井，井底温度约为100℃，在该温度下对优化后的钻井液体系做了抗温性试验，优化后的钻井液体系的抗温性稳定，当岩屑污染达到15%时，钻井液性能依然表现良好（见表3）。

3.2.5 油气层保护

由于粒径匹配的碳酸钙作为桥接剂和加重剂，并加入了磺化沥青，有效地改善了泥饼质量，提高了油层保护效果。采用国内低渗砂岩岩芯进行油气层保护效果实验，岩芯的渗透率恢复值能达到90%以上，说明该钻井液体系能够很好地起到油层保护效果（见表4）。

4 现场应用

4.1 现场应用情况

目前使用优化后的KCl-聚胺钻井液体系已经完成25 口井的施工，性能表现良好，平均井眼扩大率2.25%，页岩层段的扩大率从11.25%降至5.32%，现场 施工复杂明显减少，取得了良好的效果（见表5）。

表3 KCl-聚胺钻井液体系的抗温、抗污染稳定性

表4 优化后KCl-聚胺钻井液渗透率恢复值评价

表5 部分井油层钻井液性能统计

4.2 现场应用效果

（1）流变性能好，KCl-聚胺钻井液流变性稳定，在容易高度水化分散的泥岩地层钻进，粘度保持在50s左右，静切力适当，初切力为2～4Pa，终切力为4～8Pa，动塑比大于0.36Pa/mPa·s。

（2）抑制能力强，滤饼致密，韧性强，有较强的护壁性，钻进期间无水化分散和剥落掉块现象，平均井径扩大率在2%左右。

（3）井眼净化能力强，钻井液悬浮能力强，钻进过程中井口返砂良好，没有出现阻卡现象。在通井循环到筛面干净后，未出现测井、下套管遇阻情况。

（4）润滑性良好，试验井的钻井液密度为1.20～1.25g/cm3，加入润滑剂前摩阻系数有原来的0.15～0.2下降到不足0.1，满足S型和J型井的施工要求。

5 结论和认识

（1）KCl-聚胺钻井液具有携屑性强、抑制能力强的特点。室内和现场试验表明，该体系能够满足现场施工的要求。

（2）KCl-聚胺钻井液固相含量低，使用可酸化的屏蔽暂堵材料，能够有效保护储层。

（3）KCl-聚胺钻井液有效解决了鲁迈拉区块页岩层井壁稳定问题，页岩段井眼扩大率大幅减小。

（4）KCl-聚胺钻井液具有较好的润滑性，解决了定向井扭矩大的问题。

（5）KCl-聚胺钻井液有效减少了井下复杂事故的发生，大大缩短了钻井周期。