苏里格气田苏53区块防塌钻井液技术研究

王丽君

（中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）

苏里格气田苏53 区块在水平井开发过程中容易发生井壁掉块，经常需要通过划眼来解决，严重时甚至需要填井，严重制约了开发效益[1-3]。井壁失稳的原因主要有：（1）该区块石盒子组泥岩塑性差，硬脆性强，在外力作用下极易剥落掉块[4-5]；（2）该区块石千峰组及石盒子组砂岩段极易发生井漏，不能依靠提高钻井液密度提高井底压差支撑井壁[6-8]；（3）定向钻进过程中，由于托压等原因造成钻速较慢，容易在某段泥岩中对井壁冲刷较长时间，造成井壁失稳[9-10]；（4）由于邻井压裂工艺，造成地层破碎，钻遇破碎地层极易发生井壁失稳问题[11-12]。为了解决该区块井壁失稳问题，本文在复合盐钻井液体系的基础上通过优选封堵剂、抑制剂、润滑剂，提高钻井液的封堵、抑制、润滑等关键性能，进而提高钻井液的防塌能力。

1 关键处理剂优选

1.1 封堵剂优选

钻井过程中，由于钻井液向地层中渗透，降低了近井壁地层与井底的压差，导致钻井液液柱压力对井壁的支撑作用降低，提高钻井液封堵性能可以提高钻井液对井壁的支撑作用，增强井壁的稳定性。本文优选了压差成膜封堵剂GCM 作为封堵剂，并与常用封堵剂进行了对比。采用动滤失仪对封堵剂水溶液进行高温高压（100 ℃、3.5 MPa）漏失实验，实验岩心为人工低渗砂岩岩心（渗透率约为100×10-3μm2），实验结果如图1所示。

图1 不同封堵剂水溶液的岩心漏失量

由图1可知，压差成膜封堵剂水溶液的岩心漏失量明显低于乳化沥青、磺化沥青水溶液，说明GCM 的封堵效果较好，且GCM 能够在岩心表面形成一层疏水膜，如图2所示。

图2 成膜封堵剂在岩心表面的成膜

1.2 抑制剂优选

硬脆性泥岩微裂缝较发育，钻井液滤液沿着泥岩微裂缝侵入地层，裂缝面泥岩的水化程度大于泥岩其它部位，膨胀不均产生的膨胀压极易导致泥岩剥落掉块。因此，钻井液需要足够的抑制性来抑制泥岩的水化膨胀，减少因膨胀压导致的井壁失稳。本文优选了胺基硅醇作为抑制剂，胺基硅醇是在传统胺基抑制的基础上引入了具有疏水性的硅羟基，硅羟键能够与黏土上的硅羟键缩聚成硅氧键，疏水基团朝外，减缓了黏土的水化作用。并且胺基硅醇降低了胺基对黏土的絮凝作用，可以减少因絮凝作用导致的钻井液流变性恶化。

本文通过热滚回收实验将胺基硅醇与常规抑制剂进行了对比，分别取50 g 6～10 目苏53 区块石盒子组钻屑加入到1%抑制剂水溶液中，并在100 ℃条件下热滚16 h，滚后取40 目筛余物烘干至恒重并称重，计算热滚回收率，实验结果如表1所示。

表1 热滚回收实验结果

由表1可知，苏53 区块石盒子泥岩在胺基硅醇水溶液中热滚回收率较高，1%的胺基硅醇就具有较好的抑制效果，可以很好地抑制苏53 区块泥岩水化膨胀，增强钻井液的防塌效果。

1.3 润滑剂优选

若钻井液的润滑效果不佳，会导致定向钻进过程中出现托压现象，钻头长时间处于某段泥岩中会导致水眼射流的钻井液呲向井壁，导致井壁失稳。此外，钻井液的润滑效果不好，会导致起下钻过程中摩阻较大，造成井壁刮拉掉块。因此，良好的润滑性能可以提高钻井液的井壁稳定性能。在钻井液中加入不同的润滑剂并测其流变性和摩阻系数，测其性能并优选出最佳润滑剂。实验基本配方为：1%膨润土浆 + 0.2% NaOH +2% 改性淀粉+ 0.3% LVPAC + 2% SMP-II + 3% KCl + 2% 润滑剂，NaCl 加重至1.20 g·cm-3。实验结果见表2。

由表2可知，加入LUBE 后的钻井液摩阻系数较小，润滑效果最佳，因此优选LUBE 作为钻井液的润滑剂。

表2 润滑剂优选

2 钻井液性能评价

通过以上封堵剂、抑制剂、润滑剂等关键处理剂的优选，得出了一套优化后的复合盐体系，其配方为：1%膨润土浆+0.2%NaOH+2%改性淀粉+ 0.3%LV-PAC+2%SMP-II+1%胺基硅醇+2%膜封堵剂GCM+3%KCl + 2%润滑剂,NaCl 加重至1.20 g·cm-3。

2.1 流变性评价

根据配方配制钻井液，并测其热滚前后的流变性能以及API 滤失量（FLAPI）和高温高压滤失量（FLHTHP）。实验结果见表3，该钻井液体系具有较好的流变性能和滤失性能，能够满足苏53 区块的钻井需求。

表3 钻井液流变性及滤失性评价

2.2 封堵性能评价

通过可视化FA 型无渗透滤失仪测定钻井液侵入砂床的深度，评价钻井液的封堵性能，按照API测试方法将350 mL 20～40 目石英砂倒入透明筒中，再倒入500 mL 钻井液，加压至0.69 MPa，测量钻井液30 min 侵入砂床的深度。实验结果如图3所示，钻井液侵入深度小于1 cm，表明该钻井液体系的封堵性能较好。

图3 钻井液侵入砂床深度

并通过压力传递实验进一步验证该体系的封堵性能，压力传递实验装置如图4所示，在人造岩心两端建立压差，上游试液是压力为4.2 MPa 的钻井液，下游是压力为0.7 MPa 的模拟地层水，监测下游变化。实验结果如图5所示，该钻井液体系封堵效果较好，仅进行了少量的压力传递，可以避免井底液柱和地层压差降低而导致井壁失稳。

图4 压力传递实验装置图

图5 钻井液压力传递实验效果评价

2.3 抑制性评价

取石盒子组泥岩钻屑粉碎过100 目筛并烘干，取10 g 岩屑粉在5 MPa 下压制10 min 制成土片，采用CLPZ-2 高温高压智能膨胀仪测定土片在钻井液中的高温高压（100 ℃，3.5 MPa）线性膨胀率。实验结果见图6。该钻井液体系能够大幅降低苏53 区块泥岩的吸水膨胀性，可以减少因水化膨胀而发生的井壁失稳。

图6 钻井液高温高压膨胀性评价

3 结论

1）优选的压差成膜封堵剂GCM 能够在压差作用下形成一层疏水膜，可以阻止钻井液继续侵入地层，并且对井壁具有一定的保护作用，具有加好的封堵性能。

2）通过优选胺基硅醇抑制剂、LUBE 润滑剂加强钻井液的抑制性和润滑性，减少因水化膨胀以及摩阻大造成的井壁失稳。

3）优化后的复合盐钻井液体系具有较好的流变性、滤失性、抑制性、润滑性、封堵性等性能，可以满足苏里格气田苏53 区块钻井需求。。