冀东1、2号构造泥岩特征分析及钻井液体系优选

吴晓红，崔应中

(1.中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北 唐山 063004；2.湖北汉科新技术股份有限公司 湖北省油田化学产业技术研究院，湖北 荆州 434000)

1、2号构造是冀东油田的一个重点勘探开发区块，前期钻井最大井深6 050 m，平均作业井深4 015 m;前期作业井井型主要为定向井，个别为大位移井，作业过程中出现的主要问题为井壁失稳带来的阻卡和漏失；从钻井周期趋势来看，1、2号构造的单井钻井周期呈缩短趋势，部分井因为井壁失稳和井漏导致钻井周期较长。这些复杂情况主要发生在东营组和沙河街组地层。冀东1、2号构造东营组地层存在大段泥岩[1-2]，井壁失稳情况比较突出，泥岩纳米孔喉发育并存在微米级微孔缝，粘土矿物含量高，导致其相对更易水化失稳，因此需要钻井液具有良好的抑制、封堵和稳定泥岩的能力。

为此，作者对冀东1、2号构造东营组地层泥岩特征及失稳机理进行分析，在此基础上，对现场使用的3种钻井液体系[3-6]的综合性能进行比较，优选有助于冀东1、2号构造地层井壁稳定的钻井液体系。

1 冀东1、2号构造泥岩特征及失稳机理分析

1.1 泥岩特征分析

室内借助铸体薄片、扫描电镜、压汞测试仪、X-射线衍射仪、单轴应力测试仪等对冀东1、2号构造东营组地层泥岩样本的组构特征、组分特征、孔渗特征、分散膨胀特征、力学稳定性等进行测试分析，结果如下：

(1)组构特征

东营组地层泥岩孔隙发育差，存在粒间孔缝、微孔缝以及0.02～0.06 mm成岩缝，粒间、粒表有伊利石和伊蒙混层等粘土矿物存在。

(2)组分特征

东营组地层泥岩以石英、粘土矿物为主，平均含量分别为31.3%、44.3%，粘土矿物含量较高。粘土矿物组分中伊蒙混层平均含量62.2%，伊利石平均含量29.6%，伊蒙混层含量较高。

(3)孔渗特征

东营组地层泥岩的渗透率最高0.160 mD，平均0.004 mD；孔隙率最大7.66%，最小0.70%，平均4.70%；最大孔喉半径最大1.094 μm，最小0.015 μm，平均0.239 μm；中值孔喉半径最大0.012 μm，最小0.006 μm，平均0.008 μm；平均孔喉半径最大0.110 μm，最小0.006 μm，平均0.029 μm。

(4)分散膨胀特征

东营组地层泥岩的膨胀率最低7.6%，最高27.3%，平均18.1%；热滚回收率最高98.0%，最低76.6%，平均92.5%。

(5)力学稳定性

东营组地层泥岩岩心单轴抗压强度测试结果(表1)显示：经水相浸泡后，东营组地层东二段泥岩岩心直接泡裂，东三段灰质泥岩岩心单轴抗压强度下降67.8%；经白油浸泡后，东二段泥岩岩心单轴抗压强度下降26.9%，东三段灰质泥岩岩心单轴抗压强度下降31.4%。表明，液相侵入均会增加泥岩失稳风险，油相侵入因为岩心不存在水化问题，所以岩心单轴抗压强度下降幅度较小；水相侵入因为会同时带来水化问题，所以更容易导致泥岩井壁失稳。

表1 岩心单轴抗压强度测试结果

1.2 失稳机理分析

基于冀东1、2号构造东营组地层泥岩特征，对泥岩失稳机理进行分析：由于纳米孔喉发育导致泥岩毛管自吸能力强，微孔缝的存在又会加剧液相侵入，较高的粘土矿物含量和伊蒙混层含量提供了泥岩水化基础条件，外来流体带来的水化和液相侵入加剧了泥岩力学失稳。

2 钻井液体系综合性能对比

为了预防和减少后期作业井壁失稳风险，室内对现场使用过的3种钻井液体系(低自由水钻井液、钾盐抗高温钻井液和反渗透钻井液)进行综合性能对比，以优选适用于冀东1、2号构造地层的具有良好的抑制、封堵和稳定泥岩能力的钻井液体系。3种钻井液体系均应用了聚胺和无机盐复合抑制措施，同时使用了微纳米封堵材料。

2.1 基本性能

低自由水钻井液体系配方：2%膨润土+0.2%NaOH+0.1%增黏剂XC+0.3% PAC-LV+1.0%自由水络合剂+1.2%辅助络合剂HXF+3%滤失剂HFL-2+2%封堵剂HBJ-3+2%胶束剂HSM+3%固壁剂HGW+8%KCl+1.5%聚胺+1.5%防水锁剂HAR-D，重晶石加重至1.40 g·cm-3。

钾盐抗高温钻井液体系配方：2%膨润土+0.2%NaOH +1% DSP-2+0.3%PAC-LV+3%酚醛树脂+3%褐煤树脂+3%防塌剂FT-3000+2%胶束剂HSM+2%固壁剂HGW+1%聚胺+5%KCl+1.5%防水锁剂HAR-D，重晶石加重至1.40 g·cm-3。

反渗透钻井液体系配方：2%膨润土+0.2%NaOH+1.0%PAC-LV+0.5%HMP+4%降滤失剂HFL-H+2%封堵剂HBJ+3%固壁剂HGW+2%胶束剂HSM+8%键合剂+20%复合盐+0.1%增黏剂XC+1.5%防水锁剂HAR-D，重晶石加重至1.40 g·cm-3。

3种钻井液体系的基本性能见表2。

表2 3种钻井液体系的基本性能

从流变性能来看，老化后低自由水钻井液体系和反渗透钻井液体系的动切力较高，钾盐抗高温钻井液体系的动切力较低。从滤失性能来看，反渗透钻井液体系的HTHP滤失量最少，为7.2 mL，低自由水钻井液体系和钾盐抗高温钻井液体系的HTHP滤失量相近,为11～12 mL。

2.2 泥饼封堵承压性能

将3种钻井液体系在120 ℃×16 h条件下老化，制备高温高压泥饼；将泥浆替换为清水，升温至实验温度，测定压差分别为1 MPa、2 MPa、3 MPa、4 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa时的5 min滤失量，以评价泥饼封堵承压性能，结果见表3。

表3 3种钻井液体系高温高压泥饼封堵承压性能

当开启失水桶放液阀，出现泥饼击穿(回压阀压力表指针读值迅速升高)或漏失量明显增加的现象时，立刻关闭放液阀，此时的压力为击穿压力。由表3可知，3种钻井液体系高温高压泥饼封堵承压能力均达到7 MPa；封堵承压性能从强到弱依次为：反渗透钻井液体系>低自由水钻井液体系>钾盐抗高温钻井液体系。

2.3 泥岩稳定性能

岩心浸泡在不同体系中的单轴抗压强度见表4。

表4 岩心浸泡在不同体系中的单轴抗压强度

由表4可知，3种钻井液体系均能有效改善岩心的力学稳定性。岩心浸泡在3种钻井液体系中的单轴抗压强度降幅较浸泡在清水中的明显减小，其中浸泡在反渗透钻井液体系中的岩心的单轴抗压强度降幅最小，为20.9%。分析认为，由于3种钻井液体系中均加入了聚胺和无机盐抑制剂，使得体系都具有良好的抑制粘土水化的能力；同时3种钻井液体系中均含有微纳米封堵材料固壁剂HGW和胶束剂HSM，能够较好地封堵泥岩的微孔隙和微孔缝，进而减少液相侵入，所以各体系均有较好的泥岩稳定性能。

2.4 储层保护性能

使用100 μm微裂缝钢制岩心模拟地层裂缝介质条件，高温高压条件下进行动态污染和返排模拟实验，比较3种钻井液体系的储层保护性能。步骤：将100 μm微裂缝钢制岩心装入高温高压动态污染仪中；先用钻井液正向污染，污染条件120 ℃×3.5 MPa×2 h；再用完井液正向浸泡120 ℃×2 h；反向用氮气驱替，测定临界返排压力，结果见表5。

表5 3种钻井液体系的储层保护性能

由表5可知，3种钻井液体系的封堵效果好，且返排压力较低，能够满足储层保护基本需要。

3 结论

在对冀东1、2号构造东营组地层泥岩特征及失稳机理进行分析的基础上，对现场使用的3种钻井液体系的综合性能进行比较，发现反渗透钻井液体系、低自由水钻井液体系、钾盐抗高温钻井液均具有良好的流变性能、滤失性能、储层保护性能。从封堵承压性能和泥岩稳定性能来看，反渗透钻井液体系减少液相侵入的能力更强、岩心单轴抗压强度降幅最小，更适于冀东1、2号构造地层。