抗高温强封堵合成基钻井液在胜利渤南页岩油区块的应用

邱春阳 李 波 王 伟 慈国良 刘 伟 陈二丁

中石化胜利石油工程有限公司钻井液技术服务中心

0 引言

胜利渤南页岩油区块（以下简称为“渤南区块”）位于济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷，该区块页岩油分布面积广，前期已完钻井均见良好油气显示，表明该区块勘探潜力大，是新储量的接替区块。前期勘探中，由于使用的水基钻井液体系抑制性弱、封堵能力差，不能有效抑制渐新统沙河街组地层中膏泥岩的蠕变及油泥岩、油页岩的水化膨胀，致使施工的多口井遭遇不同程度的井壁失稳情况。轻者反复划眼，曾经单口井在沙三段划眼达两个月之久；严重者发生坍塌，沙河街组井径平均扩大率均超过30%；完井后，电测显示储层均遭到不同程度的污染，产油不理想。针对这种情况展开研究，优选抗高温强封堵合成基钻井液体系。现场应用于渤南区块3口井，通过该钻井液体系对地层实现强封堵技术，保证了3口井的顺利钻进，钻进时效快，油层保护效果好，为区块后续勘探开发提供了技术保障。

1 渤南区块地质工程概况

位于济阳坳陷沾化凹陷的渤南区块，在埕南大断层和孤西断层控制下形成了数条断裂带。该区块长期处于还原半深湖相沉积环境，发育巨厚的暗色泥岩和膏泥岩、油泥岩、油页岩。渤南区块直井和定向井均采用三开制井身结构，一开采用Ø444.5 mm钻头钻进，下入Ø339.7 mm表层套管；二开采用Ø311.2 mm钻头钻进，下入Ø244.5 mm套管至井深约3 500 m；三开采用Ø215.9 mm钻头钻至井深约5 500 m完钻，下入Ø139.7 mm套管完井。

2 渤南区块钻井液技术难点

通过调研渤南区块前期工程钻井情况和钻井液体系施工情况，获知该区块上部地层施工顺利，机械钻速较快，但进入沙河街组后，复杂情况时常发生，井壁稳定难度大。钻井液的技术难点主要表现在以下方面。

1）沙一段至沙三段油泥岩不连续发育，油泥岩易水化，水化后迅速变软，井眼钻开后，在上覆地层岩石的压力下，油泥岩会沿着井眼径向蠕动，导致井眼变小，造成起下钻阻卡。

2）沙四上段含石膏岩及石膏质泥岩，而石膏岩及石膏质泥岩较软，易发生塑性变形，造成起下钻阻卡；石膏岩发生蠕变后，上覆与其互层的暗色泥岩因支撑力降低而发生坍塌，进而造成连锁坍塌的恶性局面。

3）沙河街组下部油页岩发育，油页岩孔隙及层理发育较好，易造成井漏；并且钻井液滤液在压力下进入油页岩中，致使其中的黏土矿物水化，产生剥蚀掉块；尤其是定向钻进过程中，上井壁悬空无支撑，井壁失稳加剧。

4）斜井段定向钻进过程中，岩屑上返时在重力作用下易沉降在下井壁，形成岩屑床，致使钻压不能有效传递到钻头，造成“托压”，导致施工不畅，长水平段井眼净化难度大。

5）水平段长近2 000 m，定向中钻具紧贴下井壁运行，产生的摩阻和扭矩大，岩屑床的形成导致摩阻和扭矩更大；定向轨迹一般采用“增—稳—增—稳”式，易形成“狗腿度”，钻具运动中产生较大的摩阻和扭矩；渤南区块发育超压[1]，地层压力约70 MPa，钻井液密度高达1.85 g/cm3，钻井液本身固相含量高，润滑防卡难度更大。

6）地层温度高达180 ℃，高温下，分子无规则运动剧烈，大分子聚合物类处理剂和表面活性剂分子链发生断裂或重聚，造成钻井液流变性恶化，流变性失稳直接导致井壁失稳。

7）钻井液密度高达1.85 g/cm3，高温下钻井液体系的沉降稳定性降低，易造成重晶石粉沉降，造成起下钻阻卡；渤南区块沙河街组地层含有硫化氢，钻井液体系遭受硫化氢污染，高密度下性能恶化严重，极难调控。

8）石膏及膏质泥岩易水化溶解，造成钻井液体系流变性恶化，滤失量增大；储层油气显示活跃，油侵后造成钻井液黏切变化大；岩屑在钻具的反复研磨下粒径变小，低密度固相侵入导致体系黏切增大，起下钻时产生的波动压力大。

3 井壁稳定钻井液技术对策

针对上述井壁稳定技术难点，钻井液采用以下技术对策。

1）强化钻井液体系的抑制性。优选黏土矿物水化抑制剂，能够高效抑制油泥岩和油页岩的水化，避免或减缓膏泥岩的溶胀，减弱微裂缝尖劈效应，保持岩石的原始强度。

2）增强钻井液体系的封堵性。优选粒径为纳米到微米尺寸级的粒子，与常规封堵剂相结合，使钻井液能够在井壁表面形成韧性好的低渗透率的薄泥饼，多尺度封堵地层层理、孔隙和微细裂缝，有效阻缓压力传递，隔绝钻井液向地层侵入的动力源头。

3）保证钻井液体系的高温流变性。要求钻井液体系的抗温性强，在高温下仍然具有良好的流变性，能够悬浮携带岩屑以净化井眼，遭受盐膏侵后流变性依然保持稳定。

4）保证钻井液体系的高温润滑性。要求钻井液体系在高温下仍然具有良好的润滑性，最大限度地降低斜井段和水平段定向施工中产生的摩阻和扭矩，满足工程上安全快速钻进的需要，防止产生托压。

4 钻井液体系研究

通过调研得知，渤南区块前期施工中，先后使用过强抑制聚磺封堵防塌钻井液体系、复合盐聚磺防塌钻井液体系和聚胺强抑制防塌钻井液体系，对沙河街组地层的井壁稳定起到一定的作用，但均未能解决井壁失稳问题。因此，在借鉴国内优质抗高温钻井液体系施工经验的基础上[2-20]，优选合成基钻井液体系，并加以完善，从而形成适用于渤南区块的抗高温、强封堵钻井液体系。

合成基钻井液体系的连续相为气制油，气制油是一种无毒、黏度很低的流体，用其配制的钻井液抗温性强，高温下具有良好的流变性、抗污染性和润滑性；同时，合成基钻井液依靠氯化钙水溶液调节活度，能够彻底预防地层黏土矿物水化分散，可取得防塌、减阻、保持油层岩石原始物性的效果，达到安全快速钻井、保护储层的目的。

在合成基钻井液配方[21]的基础上进行完善。首先，优选抗高温乳化剂，进一步提高体系的抗高温稳定性；其次，通过选择多级配超细碳酸钙刚性粒子，配合弹性封堵粒子，进一步增强钻井液体系的封堵能力，使钻井液体系在近井壁地带形成不渗透的封堵层，封堵地层孔隙和微细裂缝，达到稳定井壁的目的。

4.1 抗高温乳化剂的优选

合成基钻井液体系的抗温性关键在于乳化剂。乳化剂能够有效降低油水两相的界面张力[22]，在油水界面形成界面膜，界面膜的强度决定了体系的稳定性。实验用不同的乳化剂分别配制密度为2.0 g/cm3的钻井液，乳化剂加量相同，180 ℃下老化16 h，测量钻井液体系老化后的流变性、高温高压破乳电压和沉降稳定性。实验配方：360 mL基础油+4.0%乳化剂+3.0%有机土+3.0%降滤失剂+5.0%封堵剂+40 mL氯化钙水溶液（氯化钙浓度为25%）+2.5%石灰+重晶石+3.0%润湿剂。实验结果（表1）表明，用3#乳化剂和5#乳化剂配制的钻井液，其高温高压滤失量低、高温高压破乳电压高，并且沉降稳定性好；但是用5#乳化剂配制的合成基钻井液黏切偏大，钻进过程中产生的环空压耗大，起下钻过程中产生的激动压力大，易于诱发复杂情况。因此，选择3#乳化剂配制合成基钻井液体系。

表1 抗高温乳化剂的优选实验结果表

4.2 封堵性能评价

通过乳化剂的选择后，确定合成基钻井液体系配方为：360 mL基础油+4.0%乳化剂3#+3.0%有机土+3.0%降滤失剂+3%多级配封堵剂+5.0%弹性封堵剂+40 mL氯化钙水溶液（氯化钙浓度为25%）+2.5%石灰+重晶石+3.0%润湿剂。采用高温高压砂床滤失实验和高温高压可视砂床滤失实验，评价该钻井液体系在温度180 ℃、压差为3.5 MPa下的封堵能力。实验结果如表2所示，和渤南区块前期应用的3种钻井液（强抑制聚磺封堵防塌钻井液、复合盐聚磺防塌钻井液和聚胺强抑制防塌钻井液）相比，抗高温强封堵合成基钻井液的高温高压滤失量最低，同时其30 min高温高压可视砂床的侵入深度只有5.4 cm，说明抗高温强封堵合成基钻井液能够快速在井壁上形成屏蔽暂堵带，防止钻井液滤液侵入地层。

表2 不同钻井液体系的封堵性能评价实验结果表

4.3 除硫剂对合成基钻井液的影响

渤南区块沙河街组地层中含有硫化氢，钻进过程中为防止硫化氢污染钻井液，在钻井液中需加入除硫剂（碱式碳酸锌）。按照配方配制密度为2.0 g/cm3的抗高温强封堵合成基钻井液体系，加入不同含量的碱式碳酸锌，以考察除硫剂对钻井液性能的影响。实验结果如表3所示，除硫剂的加入，对钻井液体系的性能（流变性、高温高压下的稳定性）影响不大，并且钻井液的高温高压滤失量随除硫剂的增加有下降趋势，表明除硫剂的加入对钻井液体系的性能没有不利影响。

表3 不同含量除硫剂对钻井液体系性能影响结果表

5 现场钻井液施工技术

钻井液体系应用于现场施工，总结有如下几方面的技术经验，以保证钻井液体系的应用效果。

5.1 井壁稳定技术

1）严密监测振动筛岩屑形状和颜色变化，发现井壁失稳，及时处理。

2）严格控制钻井液高温高压滤失量，防止油泥岩和油页岩水化。

3）保证超细碳酸钙与沥青类封堵剂的有效含量，定期补充。

4）控制钻井液密度，保证井壁稳定所需要的力学平衡。

5.2 井眼净化技术

1）严密监测振动筛岩屑量的变化，发现岩屑量返出异常，立即停止钻进，循环钻井液，调整钻井液流变性。

2）保证体系六速旋转黏度计Φ3（3转）读数大于4，确保钻井液的悬浮携带能力。

3）定期进行短起下钻与长起下钻，配合倒划眼，破除岩屑床。

4）定期用有机土和沥青配制高黏切携砂液，净化井眼。

5）水平段加大排量，采用紊流冲刷沉砂床，净化井眼。

5.3 润滑防卡技术

1）严密监测钻具摩阻和扭矩变化，保证钻井液体系的润滑性。

2）严格控制钻井液中劣质固相含量，振动筛的筛布目数不低于200目，保证一级固控的去除效率。

3）控制钻井液体系的油水比，定期补充基础油和乳化剂。

4）尽量采用复合钻进，适当划眼，修复井眼轨迹，保证定向施工顺畅。

5.4 流变性调控技术

1）定期补充乳化剂和润湿剂，保证体系高温下流变性稳定。

2）定期检测钻井液的抗温性和沉降稳定性。

3）定期监测钻井液中离子含量变化，防止流体侵入。

4）定期监测钻井液碱度值，特别是每次下钻到底后井底返出钻井液的碱度值，防止H2S侵入。

5）重晶石粉密度不低于4.2 g/cm3，严控其黏土含量。

6 现场钻井液施工工艺

抗高温强封堵合成基钻井液体系在渤南区块3口井三开井段进行了现场应用，现场钻井液施工工艺如下。

1）二开中完后，清理泥浆槽和循环罐，保证无沉砂积水。将预先配制好的合成基基浆倒入循环罐，应用地面循环管汇均匀加重，保证性能均匀稳定。

2）现场预先配制8～10 m3隔离液，隔离液漏斗黏度不低于140 s；泵入隔离液，后面大排量跟入合成基钻井液，替浆过程中不能停泵，防止混浆。隔离液返出后，放掉混浆；替浆完成后，在套管内循环钻井液，调整钻井液性能，待性能达到设计要求后开钻。

3）定期测量钻井液体系破乳电压，一旦发现破乳电压有下降趋势，补充乳化剂，保证高温下钻井液流变性的稳定。

4）严密监测钻井液流变性。通过调整油水比和增稠剂加量来调控钻井液黏度和切力，即确保钻井液沉降稳定性良好的同时，黏度和切力控制在最小范围；每钻进20 m补充25 kg润湿剂；每次加重前加入0.5%润湿剂，改善钻井液流变性和沉降稳定性。

5）开钻后，加入2%粒径为2 000～3 000目的碳酸钙；进入沙二段后，加入3%粒径为2 000～5 000目的碳酸钙，配合沥青，封堵地层孔缝，稳定井壁。

6）密度控制在设计下限；进入膏泥岩层前，密度提高至设计上限，平衡膏岩层蠕变压力，防止发生缩径等复杂情况。以BYP5井为例，钻井液性能控制情况如表4所示。

表4 BYP5井钻井液性能控制情况表

7 结论和建议

抗高温强封堵合成基钻井液体系成功应用于渤南区块3口井的三开井段，应用结果表明：

1）井壁稳定性好。该钻井液体系解决了渤南区块沙河街组储层油泥岩、油页岩水化坍塌及膏泥岩蠕变缩径的难题，施工中井壁稳定，完井作业顺利；井身质量好，体系应用井段井径平均扩大率低于2.5%，井径最大扩大率低于4.0%。

2）井眼净化效果良好。3口井完钻垂深均在3 600 m以上，水平段长度均大于950 m，井底温度最高达174 ℃，但该钻井液体系在高温下流变性好，悬浮携带能力强，每次起下钻畅通无阻；斜井段没有岩屑床形成，定向过程中没有“托压”情况发生。

3）机械钻速高。和前期施工的6口井相比，3口应用井的钻井周期明显缩短，机械钻速明显提高。其中BYP5井完钻井深5 379.59 m，水平段长1 059.59 m，侧钻点井深3 982 m，水平段平均机械钻速11.81 m/h，创造了胜利油田页岩油井侧钻点最深、平均机械钻速最快的两项纪录。

4）储层保护好。该钻井液体系储层保护性好，3口井钻进期间均见到良好油气显示；完井后测试，平均单井日产量超过30 t；投产后，获得日稳产25 t的工业油流。

5）渤南区块地层温度高、压力高、岩性复杂，针对这种情况，抗高温强封堵合成基钻井液体系的成功应用表明，钻井施工中需要确保钻井液体系的抑制性和封堵性，并合理调控钻井液的流变性和密度。