渤海某油田鉆井液體系室內試驗評價及優(yōu)選研究

張 磊，韓耀圖，董平華，李治衡，和鵬飛

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，天津 300452)

渤海某構造處于遼東凸起西陡坡帶上遼中一號走滑大斷層下降盤，構造形態(tài)為被斷層復雜化的半背斜構造。從1991年開始陸續(xù)在該區(qū)域進行了勘探評價，共鉆探了7口評價探井，測試獲得高產[1-4]。該油田在探井作業(yè)中使用PEM鉆井液體系，普遍出現起下鉆遇阻、倒劃眼困難、不同程度的憋壓蹩扭矩現象，同時流變性稍顯不足，對鉆井時效產生了較大影響。從油田地層情況出發(fā)，利用室內試驗優(yōu)選并評價新的鉆井液體系，尋求適用于該地層的鉆井液。

1 油田地層情況

1.1 地層物性

該油田地層從上至下依次發(fā)育平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組。平原組以厚層泥巖為主；明化鎮(zhèn)組為灰色中砂巖與灰綠色泥巖不等厚互層；館陶組為厚層中砂巖、中砂巖夾薄層泥巖，底部為一套厚層雜色砂礫巖；東營組上部為淺灰色細砂巖，底部為厚層細砂巖，泥質粉砂巖與泥巖互層夾薄層灰質粉砂巖。本油田儲層位于東二下段，巖性以細砂巖、粉—細砂巖為主，較疏松。

1.2 儲層孔隙結構

該油田儲層巖性較為疏松，孔隙發(fā)育，連通性好，面孔率約25%，以粒間孔為主。孔隙度分布范圍為24.2%～42.8%，平均孔隙度為34.5%；滲透率分布范圍為10.9～7606.0 mD，平均滲透率為1035.8 mD。根據孔隙度和滲透率分布情況，該儲層具有高孔、高滲的特征。

1.3 儲層敏感性

該油田儲層的速敏程度為中等偏強，巖心臨界流速為0.75 mL/min；水敏程度為中等偏強；臨界礦化度為地層水初始礦化度6701.6 mg/L；酸敏為無；堿敏為中等偏強，臨界pH值為9；應力敏感性為中等偏強，臨界應力為3.5 MPa。

1.4 黏土礦物含量及水化特性分析

油田全巖礦物含量見表1。結果表明，該油田東營組巖屑黏土礦物主要以伊/蒙混層為主，伊/蒙混層中以伊利石為主。

表1 渤海某油田全巖礦物含量試驗結果Table 1 Experimental results of mineral content of Bohai oilfield

將50 g粒徑為6～10目的東營組鉆屑加入海水中，80 ℃條件下熱滾16 h后，測定其過孔徑為40目篩的熱滾回收率[5-7]。測得滾動回收率僅為2.80%，說明該地層泥巖鉆屑分散性很強。

1.5 PEM鉆井液不足之處

(1)起下鉆遇阻情況頻發(fā)。該油田探井使用PEM鉆井液體系，在明化鎮(zhèn)組大套軟泥巖地層起下鉆時頻繁出現遇阻情況，占生產總時間的10%左右，嚴重耗費鉆井工期與成本。

(2)流變性不足。PEM鉆井液體系在長井段使用時，表觀黏度、切力上升明顯，鉆井液流變性穩(wěn)定性差，為現場操作維護帶來較大困難。

(3)鉆井液成本高。PEM鉆井液體系成本約為0.448萬元/m3，以一口3000 m的井為例，鉆井液費用約為130萬元，經濟效益差。因此，亟須開發(fā)評價新的鉆井液體系，以解決上述問題。

2 鉆井液體系優(yōu)選研究

2.1 抑制劑優(yōu)選

PEM鉆井液體系主抑制劑為K+，其強抑制作用會導致明化鎮(zhèn)組地層近井壁泥巖脫水變硬，從而引起起下鉆硬阻卡現象。大量文獻表明[8-10]，胺基硅醇HAS的抑制性稍弱于K+。分別配制350 mL的抑制劑為K+與HAS的鉆井液，加入6～10目明化鎮(zhèn)組鉆屑，將鉆屑+鉆井液放入高溫罐中，在80 ℃、16 h的條件下過40目篩，測其滾動回收率的情況，結果見表2。可以看到，HAS的滾動回收率略低于K+，形成的鉆屑成型且柔軟，可以避免硬阻卡現象的發(fā)生。

表2 兩種鉆井液體系抑制性對比Table 2 Comparison of rejection capability of two drilling fluid systems

按照國家標準GB/T 16783—1997《水基鉆井液現場測試程序》及中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》，進行胺基硅醇對鉆井液性能影響的室內研究評價，結果見表3。

結果表明，胺基硅醇具有良好的流變性能調控能力，且加量對濾失量影響很小。胺基硅醇HAS為含硅羥基、胺基的有機高分子，其Si—OH鍵與黏土上的Si—OH鍵縮聚成Si—O—Si鍵，胺基通過電荷吸附在黏土顆粒表面，同時形成牢固的化學吸附，使黏土表面形成一層疏水基團朝外的吸附層，令黏土表面具有疏水特性，從而阻止和減緩黏土表面的水化作用[11-12]。綜合抑制性與流變性的考慮，優(yōu)選抑制劑含量為1.5%HAS，并適當補充PLH包被劑。

表3 胺基硅醇對鉆井液性能的影響Table 3 Affection of HAS on drilling fluid

注：熱滾條件，80 ℃、16 h；HTHP條件，T=80 ℃，p=3.5 MPa。

2.2 調節(jié)流變性

PEM鉆井液主要采用XC和RS-1來調節(jié)體系流變性，但現場鉆井情況表明體系整體呈現動塑比較低、攜巖差的問題，因此在此兩種提黏切劑基礎上增加1.0%VIF并利用室內流變儀進行試驗對比，室內流變性試驗結果見表4。結果表明，優(yōu)化后的鉆井液動切力與動塑比顯著提高，攜巖能力、懸浮能力得到大幅度改善，API失水與高溫高壓失水量基本保持一致。熱滾前后鉆井液性能基本維持不變，穩(wěn)定性能得到保證，因此優(yōu)選提黏切劑為1.0%VIF+0.1%XC +1.5% RS-1。

表4 鉆井液優(yōu)化前后流變性對比Table 4 Comparison of rheological property before and after drilling fluid optimization

注：熱滾條件，80 ℃、16 h；HTHP條件，T=80 ℃，p=3.5 MPa。

2.3 降濾失劑優(yōu)選

LV-PAC與RS-1為鉆井液中常見的降濾失劑，室內采用中壓濾失儀和高溫高壓濾失儀評價了LV-PAC、RS-1不同含量下復配熱滾前后的性能，熱滾溫度為80 ℃、老化時間為16 h，結果見表5?？梢钥闯觯蛱枮?#～4#的濾失量均可滿足要求，綜合考慮流變性及成本，優(yōu)選0.6%LV-PAC+1.5%RS-1作為降濾失劑。

2.4 提高封堵能力

該油田儲層巖性疏松，具有高孔高滲特征，從提高地層封堵能力及滲透率恢復值角度優(yōu)選封堵劑，采用無滲透成膜封堵儀進行封堵劑性能評價[13]。配置500 mL基漿與1.5%LPF+5%HTC復配下鉆井液，倒入無滲透成膜封堵儀砂床，打壓至0.7 MPa記錄30 min的濾失量及侵入砂層的深度，結果見表6?？梢钥吹?，LPF+HTC復配封堵劑能夠顯著提高鉆井液封堵能力。

綜上，最終優(yōu)選出的鉆井液體系配方為：3%海水搬土漿+0.28%Na2CO3+0.28%NaOH +0.6%PACLV+1.0%VIF+0.1%XC+1.5%RS-1+1.5%HAS+2%PLH+1.5%LPF+5%HTC+1%LUBE。

表5 不同降濾失劑對體系性能的影響Table 5 Affection of different fluid loss control agents on drilling fluid property

表6 鉆井液優(yōu)化前后封堵性能對比Table 6 Comparison of sealing characteristics before and after drilling fluid optimization

利用該油田儲層段東營組巖心，通過JHDS高溫高壓動失水儀模擬井下條件以及巖芯滲透率測試儀對優(yōu)選出的鉆井液體系進行儲層保護效果評價。試驗條件為溫度80 ℃，速梯300 S-，壓差3.5 MPa，污染時間125 min，記錄濾失量隨時間的變化關系與正向測滲透率恢復值數據。結果見表7、表8。從巖心動態(tài)污染試驗結果中可以看出，優(yōu)選的鉆井液體系濾失量小于2.0 mL，巖心污染程度很淺，經切片后在0.5 cm段滲透率恢復值達到85%以上，具有較好的儲層保護能力。

表7 新型鉆井液體系濾失量隨時間變化情況Table 7 Filter loss with time of new drilling fluid system

表8 新型鉆井液體系儲層保護效果Table 8 Reservoir protection effect of optimal drilling fluid system

3 現場應用

3.1 現場應用時效

新型鉆井液在渤海某油田應用了6口井。鉆進過程中，鉆井液表觀黏度、切力比較穩(wěn)定，能滿足長井段的作業(yè)要求，以A3井為例分析了漏斗黏度與動塑比隨井深變化的規(guī)律，如圖1、圖2所示?？煽吹铰┒佛ざ热罨揪S持在46 s/qt，比較穩(wěn)定；動塑比基本維持在0.5左右，屬較高水平；起下鉆過程中，明化鎮(zhèn)組大套軟泥巖未出現起下鉆遇阻情況。6口井作業(yè)時效情況見表9，平均單井節(jié)約工期1.03 d，表明優(yōu)選鉆井液較適合該油田地層。

圖2 A3井動塑比隨井深變化曲線Fig.2 Curve of ratio of dynamic shear force changing with well depth

3.2 現場應用成本

A3井為一口常規(guī)定向井，井身結構與套管程序為16"井眼×13-3/8"套管+12-1/4"井眼×9-5/8"套管，井身結構如圖1所示。該井12-1/4"井段利用新型鉆井液鉆進約1300 m，經統(tǒng)計每米鉆井液消耗量約為0.4 m3。以本井為例，與鄰近油田同井深、同類型使用PEM鉆井液的井進行經濟性對比，結果見表10。結果表明，若使用優(yōu)選的鉆井液體系，僅A3一口井的鉆井液的材料費用即可節(jié)省27萬元。

表9 使用新型鉆井液的井作業(yè)時效情況Table 9 Drilling effectiveness with new drilling system

4 結論

(1)渤海某油田儲層屬于高孔高滲儲層，中等偏強速敏、中等偏強水敏、鉆井液礦化度宜不小于地層水初始礦化度6701.6 mg/L；pH值宜控制在9以下，以防發(fā)生堿敏。東營組巖屑黏土礦物主要以伊/蒙混層為主，伊/蒙混層中以伊利石為主，泥巖鉆屑分散性很強。

圖3 A3井井身結構示意Fig.3 Schematic diagram of well structure of A3

表10 兩種鉆井液體系的費用對比(以A3井為例)Table 10 Comparison of cost of two drilling fluid systems(taking A3 as an example)

(2)通過室內試驗對鉆井液添加劑進行優(yōu)選，形成了新型鉆井液體系。該體系抑制劑胺基硅醇抑制性弱于K+，熱滾后的鉆屑成型且柔軟，能夠避免起下鉆硬阻卡現象；流變性得到改善，攜巖能力、懸浮能力大幅度增強；濾失量滿足作業(yè)要求；巖心經切片后在0.5 cm段滲透率恢復值均達到85%以上，具有良好的鉆井液封堵能力。新型鉆井液體系配方為：3%海水搬土漿+0.28%Na2CO3+0.28%NaOH+0.6%PACLV+1.0%VIF+0.1%XC+1.5% RS-1+1.5%HAS+2%PLH+1.5%LPF+5%HTC+1%LUBE。

(3)新型鉆井液解決了該油田起下鉆遇阻及流變性難題，平均單井節(jié)約工期1.03 d，節(jié)約鉆井液成本30余萬元，在該油田具有很好的實用效果。