涠洲11-1 油田调整井水基钻井液优选与应用

易鹏昌，张立权，李强，申永强，敬毅，但春阳

(中海油服油田化学事业部湛江作业公司，广东 湛江 524000)

0 引言

涠洲11-1 油田位于广西北海市西南约70 km 的南海北部湾海域，距离涠洲终端42 km，距涠洲11-1N油田平台1.6 km，涠洲10-3 油田7 km，涠洲12-1 油田综合处理平台18 km，水深40 m。该油田钻遇的地层自上而下分别为望楼港组、灯楼角组/角尾组/下洋组、涠洲组和流沙港组。调整井开发的主要目的层为角尾组，底界垂深516.5～964.0 m，层厚346.5～402.0 m。该油田的温压系统正常，地温梯度为3.45 ℃/100 m，油组储藏中深温度为61.5 ℃；油组储层中深原始地层压力为9.58 MPa，地层压力系数为1.01～1.02。上部含大段软泥岩，下部为滨海相砂岩层。由于泥岩层极易水化出泥球[1]，前期已钻超过35 口井，大多存在出泥球现象，严重影响了起下钻效率；砂岩层为储层，需要保证较高的渗透率恢复率。为了解决这些问题并提高作业效率，室内分析了已钻井的作业情况，并优选出适度的分散性海水聚合物钻井液和储保效果优良的EZFLOW 无固相钻井液。这些钻井液在现场应用中表现良好，有效地缓解了泥岩层出泥球的现象，使得起下钻过程更加顺畅，提高了作业效率；同时，也提高了砂岩层储层的保护效果。

1 已钻井钻井液类型及复杂情况分析

涠洲11-1 油田已钻井超过35 口，其中角二段上部低阻储层为浅滩相泥质粉砂岩/局部粉砂岩，孔隙度为22.8%～32.5%，渗透率为86.5～1 951.5 mD，属于高孔、中高渗储层[2]。平均泥质含量15.3%～26%，易水化造成泥球现象。针对角尾组大段泥岩，早期采用强包被强抑制的PDF-PLUS/KCL 钻井液进行钻进。钻进过程中，岩屑拍打在井壁上形成“南瓜饼”型岩屑，并粘附在下井壁，导致无法被及时带出，从而在井内聚集形成泥团，进而造成倒划眼起钻困难等复杂现象[3]。中后期采用适度分散和适度包被的PDF-PLUS/KCl 钻井液，利用PF-VIS 提高动切力和剪切稀释性，以改善钻井液的悬浮携砂性能；同时辅以固控设备和置换部分钻井液的方式保持钻井液性能稳定。钻井液常规配方：海水+(1～2)kg/m3烧碱+(1～1)kg/m3纯碱+(2～3)kg/m3PF-PACLV+(8～10)kg/m3PF-FLO TROL+(2～4)kg/m3PF-PLUS+(2～5)kg/m3PF-VIS，钻进期间配合加入润滑剂PF-LUBE 改善润滑性。调整后的钻井液产生泥团的现象有所改善，但仍然时有发生。

分析认为，钻井液中的包被剂PF-PLUS 属于聚丙烯酰胺型高分子聚合物，一般通过亲水性酰胺基团在钻屑表面进行吸附，从而形成隔水膜以阻止水分子与钻屑中的黏土相互作用，进而防止黏土水化分散，起到包被作用[4]。然而，在快速钻进过程中，井眼钻屑浓度高，经钻具拍打后的钻屑受到高聚物包被的影响会粘附在下井壁，难以被钻井液携带返出，也难以分散。最终这些钻屑会相互聚集成团，导致倒划眼困难，下钻遇阻等复杂情况。降低高聚物包被剂的加量只能起到改善作用，并未解决根本问题。

2 钻井液优选与性能评价

调整井是在原井眼中开窗侧钻，目的层为角尾组，与原井不同。原井眼在角尾组采用PDF-PLUS/KCl 钻井液钻进，只需满足钻井要求，而调整井除了满足钻井要求外，还需满足储层保护要求。因此，针对调整井角尾组以上地层及角尾组中上部的泥岩井段，采用了海水聚合物钻井液体系；而在进入角尾组中下部含砂地层前，采用了EZFLOW 钻井液以提高储层保护效果。

2.1 海水聚合物钻井液性能评价

相比PDF-PLUS/KCl 钻井液，海水聚合物钻井液不添加增黏剂，而是采用少量膨润土来提高黏度；基本不添加包被剂PLUS 和抑制剂KCl，以保证钻井液的分散性，从而预防出泥球现象的发生。海水聚合物钻井液基础配方为：海水膨润土浆+(1.5～2.5)kg/m3烧碱+ (1～2)kg/m3纯碱+ (8～15)kg/m3PF-PACLV+(8～15)kg/m3PF-FLO TROL，综合性能如表1 所示。由表1 可知，海水聚合物钻井液的流变性能(包括表观黏度、塑性黏度和动切力)以及控滤失性能(滤失量) 与PDF-PLUS/KCl 钻井液基本相似。然而，在泥岩滚动回收率和泥岩防膨率方面，海水聚合物钻井液的表现明显较低。因此，海水聚合物钻井液具有更好的分散性，能够在角尾组上部地层更好地预防出泥球现象。但这也意味着它更容易发生增稠，需要进行钻井液置换操作。另外，由于海水聚合物钻井液的配方相对简单，所需材料种类及用量较少，因此它更适合于角尾组上部地层的快速钻进需求。

表1 海水聚合物钻井液综合性能评价

2.2 EZFLOW 无固相钻井液性能评价

相比PDF-PLUS/KCl 钻井液和海水聚合物钻井液，EZFLOW 钻井液采用无固相设计，配方中不添加膨润土和重晶石等惰性固相。这主要采用生物聚合物PF-EZVIS 调节钻井液黏切，改性淀粉PF-EZFLO 调节钻井液滤失量，酸溶暂堵剂PF-EZCARB 提高泥饼质量和改善储层保护效果。无机盐KCl 主要作为加重剂调节钻井液密度并兼具抑制功能，润滑剂属于通用型。所有材料均可生物降解，钻井时具有良好的暂堵效果。完井时泥饼可液化可降解，最终实现直接返排，达到保护储层的目的[5-6]。EZFLOW 无固相钻井液基础配方为：海水+(2～3)kg/m3烧碱+(1～2)kg/m3纯 碱+ (10～30)kg/m3PF-EZFLO+(3～8)kg/m3PFEZVIS+(20～50)kg/m3PF-EZCARB+(30～50)kg/m3PF-LUBE+(30～50)kg/m3PF-JLX，综合性能如表2所示。

表2 EZFLOW 无固相钻井液综合性能评价

由表2 可知，EZFLOW 无固相钻井液的表观黏度、低温低压滤失量和高温高压滤失量与PDF-PLUS/KCl 钻井液保持一致。然而，EZFLOW 钻井液具有更高的动塑比、低剪切速率黏度、渗透率恢复率和更低的摩擦系数。高动塑比，即较高的动切力和较低的塑性黏度，使钻井液具有更优秀的携砂能力。而高的低剪切速率黏度则赋予钻井液更优的悬砂能力，并可以有效防止钻井液侵入储层。高渗透率恢复率说明钻井液的储层保护效果更佳，更适合于储层裸眼钻完井。低摩擦系数则有助于降低摩擦阻力，提高钻井效率。

3 现场应用

涠洲11-1 油田A 平台两口调整井A16H1 和A24H1 采用海水聚合物钻井液深钻，进入目的层后转换为EZFLOW 无固相钻井液钻进，基本概况如表3所示。

表3 涠洲11-1 油田A 平台两口调整井基本概况

两口井均为水平井，平均机械钻速超过60 m/h，钻井过程中无复杂情况，整体作业顺利。下面以A24H1 井为例，分析各阶段钻井液施工工艺和实际钻井液性能。

3.1 钻前准备

开窗前检查振动筛并换上120 目+140 目的筛布，充分筛除铁屑。并配制200 m3稠膨润土浆，配方如下：钻井水+2 kg/m3烧碱+(100～120)kg/m3钻井级膨润土，原则上预水化24 h 以上。开窗期间向循环系统加入3 kg/m3PF-PAC LV+3 kg/m3PF-FLO TROL，维持钻井液黏度在32～33 s 范围内，为进入灯楼角组做准备。修窗结束后，充分进行井内循环，保证铁屑清除干净。随后，向井底垫入10 m3高黏膨润土浆稠塞，进行地层承压实验，折算当量密度1.30 g/cm3未漏，井筒稳定性较好。

3.2 灯楼角组施工工艺

开窗期钻具出窗口前，适当降低钻井液排量，减弱其对井壁的冲刷力度。进入灯楼角组后，钻进期间维持钻井液黏度在32～38 s 范围内，钻井液密度在1.06～1.07 g/cm3范围内，并间歇补充PF-PAC LV 和PF-FOLTROL 以稳定钻井液黏度，同时降低钻井液滤失量。每钻进1 柱划眼2 遍，停泵前垫8 m3稠膨润土浆至井底。在进入角尾组时，扫10 m3稠膨润土浆，充分循环直至振动筛干净。然后将裸眼段全部垫满稠膨润土浆，起钻更换旋转导向。

3.3 角尾组施工工艺

在泥岩井段上部，采用海水聚合物钻井液进行钻进。在钻进期间每柱划眼4 遍，将钻井液黏度控制在32～34 s 范围内，以确保泥岩段井径适当扩径以提高起下钻效率。当钻进至1 400 m 角尾组大套泥岩时，振动筛出现糊筛现象。为了解决这个问题，扫入10 m3的海水来冲刷井壁，同时降低钻井液黏度，促进泥岩分散，防止出现泥球。当钻进至角尾组中部砂岩段时，向循环系统中适当补充PF-PAC LV 和PFFOLTROL 以减少渗漏损失。为了提高钻井液的携砂性能，回收了部分膨润土浆，并将钻井液黏度提高至34～37 s。在角尾组一段钻进期间每柱垫入8 m3的稠膨润土浆，并全程开启2 台离心机及除砂除泥器，适当置换钻井液，保持钻井液性能稳定。

当钻进至角尾组一段底部(1 900 m) 时，替入EZFLOW 无固相钻井液，为进入角尾组二段目的层做准备。替浆后，通过补充PF-EZVIS 和PF-EZFLO 提高钻井液黏度至42～45 s，以保证钻井液R6/R3 达到9/8 及以上，以确保钻井液具有较好的悬浮携砂能力。调整后的EZFLOW 无固相钻井液配方如下：海水+3 kg/m3烧碱+20 kg/m3PF-EZFLO+2 kg/m3PFEZVIS+20 kg/m3PF-JLX+15 kg/m3PF-LUBE+20 kg/m3PF-HLUB+20 kg/m3PF-EZCARB+50 kg/m3KCl。在钻进期间，根据钻井液性能情况，调配胶液以补充钻井液消耗。在确保筛面不跑浆后，将120 目筛布替换为140 目+170 目复配筛布，并加强破损筛布检查更换。为了清除钻井液中的固相，全程开启2 台离心机和除砂器除泥器。在水平段钻进期间，随着扭矩摩阻的增大，及时添加液体润滑剂以改善钻井液润滑性。

3.4 全井起下钻情况

3.4.1 第一趟起下钻

为了确保筛面干净，本井在钻进至2 649 m 后进行了循环处理。随后，倒划眼起钻至930 m，过程总体顺畅。只是在1 952 m 和1 492 m 两处出现憋泵现象，但下放后划眼通过，无其他复杂情况。下钻通井全程顺利到底，无任何遇阻或憋泵、蹩扭矩现象。

3.4.2 第二趟起下钻

在第一趟下钻通井到底后，充分循环至筛面干净。然后垫入新浆，直接起钻全程顺利，无任何遇阻或憋泵、蹩扭矩现象。

总的来说，全井两趟起下钻过程顺利，井眼稳定且通过性良好。

3.5 现场钻井液性能

878～1 900 m 井段是一个大斜度井段，井斜角范围为70.01°～85.09°。在这个井段，采用了海水聚合物钻井液进行施工，将密度调控在1.06～1.07 g/cm3范围内，并保持漏斗黏度在32～34 s 内。这种钻井液配方简单，维护方便，整体性能稳定。1 900～2 649 m井段是一个水平段，井斜范围为85.09°～90.60°。在这个井段，采用了EZFLOW 无固相钻井液进行钻进。这种钻井液的综合性能如表4 所示。其钻井液流变性能稳定，且动塑比超过0.7 Pa/mPa·s，低剪切速率黏度超过15 000 mPa·s，这为水平段井眼清洁提供了良好的性能基础。此外，它的低温低压滤失量小于5 mL，高温高压滤失量小于12 mL，尽可能避免过多液相进入储层对储层造成损害。最重要的是，这种钻井液的摩擦系数始终低于0.1，为水平段低扭矩提供了技术支撑。

表4 涠洲11-1-A24H1 井EZFLOW 无固相钻井液性能统计

4 结语

(1)在涠洲11-1 油田的调整井项目中，目的层角尾组的泥质含量较高。在高速钻井作业中，强包被钻井液很容易导致出泥球的问题。

(2) 针对泥岩层出泥球所引起的起下钻遇阻问题，适度的分散性海水聚合物钻井液来提高分散性，从而防止泥岩岩屑聚集成球。此外，考虑到砂岩储层对渗透率恢复率的高要求，优选了EZFLOW 无固相钻井液，以提高储层保护效果。

(3)所选择的优化水基钻井液在涠洲11-1 油田A平台的两口调整井中得到了成功的运用。钻井液的综合性能保持稳定，两口井的平均机械钻速超过60 m/h，并且全程没有出现泥球，起下钻过程顺畅。