疏水型高性能水基钻井液在YC1侧水平井中的应用研究

徐 浩，谢 鑫，唐玉华，王媛媛，金 晶

中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏扬州225009

近年来，江苏油田勘探开发向深层隐蔽和非常规油气藏发展，多目标中深层泥页岩油气井增多，其中，苏北盆地朱家墩地区深井大斜度井、水平井钻探过程中井壁失稳问题突出。该区岩样黏土组分含量、I/S相对含量高，结构致密，发育微米级裂缝，泥页岩钻进中易造成水敏性垮塌。已有研究表明，采用强抑制KCl/聚胺钻井液体系不能有效满足该区钻井施工，同时苏北盆地水网密集，环保问题突出，不适于使用油基钻井液［1-2］。因此，针对苏北盆地朱家墩深层泥页岩大斜度井和水平井井壁失稳难题，通过对该区深层泥页岩地层特点分析，强化水基钻井液疏水性、抑制性和封堵性［3-5］，研发一套疏水型高性能水基钻井液，对该区深层泥页岩进行优质高效勘探开发具有非常重要的现实意义。

1 材料、仪器和方法

1.1 实验材料

岩屑，朱家墩区块YC5井阜宁组泥页岩垮塌物；复合有机盐Weigh、纳米封堵剂NA-1，北京培康佳业技术发展有限公司；纳米封堵剂MN-1、双亲剂SQ-1、生物润滑剂JS-LUB，中石化华东石油工程有限公司科技发展分公司；微球聚合物TD-1、双疏剂SH-1，北京石大博诚科技有限公司；膨润土、超细碳酸钙QS-4、加重剂BaSO4，工业级，泰州环球仪器有限公司；纯碱、NaOH等，分析纯，市售。

1.2 实验仪器与方法

OCA20视频光学接触角测量仪，北京东方德菲仪器有限公司；BGRL-9型高温滚子加热炉、ZNN-D6型六速旋转黏度仪、中压滤失仪、高温高压滤失仪，青岛海通达专用仪器有限公司；WTFann LSM2100型四联页岩动态膨胀测试仪，Fann212型极压润滑仪，美国Fann公司；Mastersizer 3000型激光粒度仪，法国Malvetn公司；OFI 171-84-01型渗透性堵塞仪，美国OFI公司；XS204型电子分析天平，梅特勒-托利多（上海）有限公司。

实验方法参照GB/T 16783.1—2014《石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》。

2 结果与讨论

2.1 朱家墩地区深层泥页岩地层成分分析

选择朱家墩地区YC5井泥页岩垮塌物，开展矿物组分与理化性能综合分析，其性能分析结果见表1、扫描电镜分析见图1。由表1可知：该区岩样黏土组分含量较高，大于50%；I/S相对含量高达87%；阳离子交换容量（CEC）为160 mmol/kg。由图1可知：该区泥页岩岩样结构致密，微裂缝发育，微裂隙大多小于10 μm，泥晶间微孔隙大多小于1 μm、只有少量为1～2 μm，说明该区泥页岩黏土敏感性强，易水化；微裂缝发育，具有硬脆性特征［6］。

图1 扫描电镜照片

表1 泥页岩性能分析测试

2.2 水基钻井液核心处理剂的选择

2.2.1 疏水剂优选

室内采用悬滴法实验，基浆中分别加入1%SQ-1与1%SH-1疏水材料，滚动后评价室温中压（API）与高温高压（HTHP）滤液疏水性能，结果见表2和表3。一般情况下，滤液的接触角越大，疏水性越好。由表2可知：室温中压条件下，基浆中配加SQ-1时，滤液疏水性较好。由表3可知：在120℃高温高压条件下，基浆中配加SH-1时，滤液疏水性更佳，更适应于深井。综合实验表明，加入疏水剂后，滤液能在岩心表面形成很好的疏水膜，从而有效降低滤液侵入地层［7］。

表2 疏水剂对API滤液性能的影响(°)

表3 疏水剂对HTHP滤液性能的影响(°)

2.2.2 微纳米封堵剂优选

朱家墩深层泥页岩存在纳米级孔喉和微米级裂缝，同时考虑黏土水化后也呈现纳米级分散状态［8］，室内主要考察3种微纳米封堵材料MN-1、TD-1以及NA-1，分别将其加入基浆中评价高温高压滤失量（FLHTHP），结果见表4。由表4可知：SQ-1与MN-1配合，高温高压滤失量最低，为7.2 mL，说明其封堵效果最佳。

表4 封堵性能评价

2.3 水基钻井液的性能评价

通过对水基钻井液核心处理剂进行优选［9］，形成了一套疏水型高性能水基钻井液体系，记为1#体系，其配方如下：基浆+（3%～5%）QS-4+（1%～2%）MN-1+（1%～2%）SQ-1+3%JS-LUB+BaSO4。

2.3.1 流变性评价

对上述1#水基钻井液体系进行老化前后的流变性能评价，结果见表5。由表5可知：在150℃高温老化后，钻井液体系的表观黏度（AV）、塑性黏度（PV）、动切力（YP）、动塑比等各项参数均下降，反映该体系具有较好的流变性能，完全满足大斜度井、水平井悬浮携岩降阻要求。

表5 1#体系流变性评价

2.3.2 抑制性评价

室内选用YC5井泥页岩垮塌物和膨润土分别对钻井液体系进行滚动回收率和线性膨胀率对比实验，其中，岩心为YC5井泥页岩垮塌物；膨润土为钻井液试验用土，执行SY/T 5490标准；聚合物体系主要是聚丙烯酰胺钻井液；KCl体系是KCl加入聚合物中形成的钻井液，抑制性评价结果见表6。由表6可知：1#体系岩心的一次回收率高达99.8%，大于清水配方和其他2种体系；24 h膨润土线性膨胀率远小于清水线性膨胀率，该体系表现出极强的抑制性能，能够有效降低朱家墩泥页岩水化膨胀而导致的井壁垮塌。

表6 抑制性评价

2.3.3 封堵性评价

在室内对1#体系分别进行激光粒度分析、高温高压滤失以及PPT砂盘渗透实验，结果如图2～4。由图2可知：该体系粒径分布在10 nm～20 μm，与朱家墩区块泥页岩裂缝匹配，能有效封堵该区泥页岩微裂缝，降低滤液侵入。由图3可知：1#体系高温高压滤失量与合成基钻井液接近，同样表现出很好的封堵性能，可以进一步降低滤液侵入。由图4可知：在3.5 MPa正压差作用下，60 min后该体系滤失量达到饱和，基本不再侵入地层。综合实验表明，该体系具有极强的封堵性能，能有效阻止滤液侵入地层，防止朱家墩泥页岩地层垮塌。

图2 激光粒度分布

图3 150℃、3.5 MPa下不同钻井液体系的滤失量

图4 PPT砂盘渗透测试结果

2.4 现场应用

2.4.1 工程地质概况

YC1侧水平井设计井深4 312.2 m，垂深3 242.93 m，开窗侧钻井深2 850 m，最大井斜86.29°，水平段长987 m，钻探目的是评价朱家墩地区深层泥页岩裂缝性油气产能［10］。

2.4.2 体系预处理

为确保体系顺利转化，要求侧钻前钻井液膨润土含量控制在25～30 g/L。

转化时，按照1～2个循环周加入30%Weigh及相关处理剂进行转化，充分循环，待性能稳定后加入1% MN-1和1% SQ-1，将体系转化为疏水型高性能水基钻井液。

2.4.3 体系维护

根据现场实际消耗以及性能波动情况，及时按照配方比例配制等浓度胶液。

钻进过程中使用好四级固控设备，振动筛筛布尺寸在75 μm以上，维持膨润土含量在30 g/L左右。

水平段调节钻井液流型，确保动塑比在0.3以上，以增强体系护壁能力及悬浮携带能力。

水平段钻井液性能指标要求API滤失量小于4 mL，HTHP滤失量小于7 mL。

2.4.4 现场应用效果

将研制的疏水型高性能水基钻井液体系应用于朱家墩地区2 850～4 030 m井段，并对其流变性能和滤失性能进行测试，结果见表7。由表7可知：应用井段体系性能波动幅度小，易于维护；有较强的结构力，悬浮携岩能力突出；高温高压滤失量控制在6 mL以内，大大减少了滤液侵入地层。图5是施工现场返出的泥页岩钻屑情况，由图5可知：返出的泥页岩钻屑颗粒较大，完整性好，钻头切削印清晰，钻进中无垮塌掉块，说明该体系抑制性极强。综合表明，该体系能够很好地解决该区深层泥页岩吸水膨胀而导致的垮塌问题。

表7 现场应用综合性能测试结果

图5 现场返砂情况

3 结论

1）根据苏北盆地朱家墩地区深层泥页岩的实际情况，优选了疏水剂SQ-1、微纳米封堵剂MN-1，形成了一套疏水型高性能水基钻井液体系，其配方为基浆+（3%～5%）QS-4+（1%～2%）MN-1+（1%～2%）SQ-1+3%JS-LUB+BaSO4。应用该体系模拟朱家墩地区深层泥页岩的一次回收率为99.8%，高温高压滤失量为5.8 mL。

2）通过对室内研究与现场工艺优化，形成一套针对朱家墩深井泥页岩水平井安全钻井的疏水型高性能水基钻井液体系，当体系中SQ-1与MN-1用量均为1%时，粒径范围与朱家墩泥页岩微孔隙、微裂缝匹配，具有很好的封堵防塌性能。该体系具有很好的流变性、疏水性以及抑制封堵性能，其封堵性能接近合成基钻井液。现场施工中易转化维护，水平段携岩好，返出岩屑完整度好，高温高压滤失量低于6 mL，能够解决该区深层泥页岩吸水膨胀而导致的垮塌问题。