反滲透鉆井液在東海海域H6-1井的應(yīng)用

何福耀，王 薦，張海山，蔡 斌，譚梟麒，吳 彬，向興金

（1. 中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030；2. 荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北荊州 434000；3. 湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院，湖北荊州 434000）

近年來低自由水鉆井液體系在東海地區(qū)通過不斷地應(yīng)用和優(yōu)化，對于解決東海地區(qū)起下鉆困難、卡鉆、電測遇阻等問題，取得了很好的應(yīng)用效果[1-3]。然而，隨著深井、超深井以及大位移井作業(yè)需求的不斷增加，東海深層低滲儲層開發(fā)還面臨井壁穩(wěn)定、高溫高壓、深部超低滲氣藏儲層保護(hù)等諸多問題，給東海油氣田勘探開發(fā)帶來嚴(yán)峻挑戰(zhàn)[4-9]。針對東海深層地層巖性特征，引入反滲透鉆井液技術(shù)，并進(jìn)行了體系性能評價，該鉆井液具有優(yōu)良的抑制和封堵能力，通過在東海油氣田H6-1井應(yīng)用表現(xiàn)出良好的井壁穩(wěn)定和儲層保護(hù)特性，為東海油氣田安全有效的開發(fā)提供有效的支撐。

1 地質(zhì)工程概況

1.1 地層巖性

H6-1井三開、四開鉆遇地層分別為龍井組、花港組、平湖組、寶石組，主要目的層為平湖組平三段、平四段、平五段下部，次要目的層為平湖組平二段、平五段上部和寶石組。龍井組（N11l）井深2200～2750m，視厚550 m，主要為砂泥巖互層為主，夾雜灰色和褐灰色泥巖，極易水化造漿；花港組（E3h）井深2750～3158 m，視厚408 m，下部發(fā)育了大段灰色、棕色、灰褐色泥巖，易發(fā)生剝落掉塊；目的層平湖組（E2p）和寶石組（E2b）井深3158～4740 m，以灰色粉砂巖為主，巖性致密，夾雜少量煤層。

1.2 井身結(jié)構(gòu)及套管程序

H6-1井井身結(jié)構(gòu)及套管程序見表1。

表1 井身結(jié)構(gòu)及套管程序

2 鉆井液技術(shù)難點分析

（1）低孔低滲儲層保護(hù)要求高

與常規(guī)油藏相比，低孔低滲儲層存在物性差、天然能量不足、天然裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性嚴(yán)重等一系列問題，有效開發(fā)難度很大。東海地區(qū)平湖組和寶石組滲透率極低，鉆井液中濾液的大量侵入將會帶來嚴(yán)重的水鎖傷害。

（2）地層復(fù)雜，作業(yè)時間長，穩(wěn)定井壁挑戰(zhàn)大

H6-1井鉆遇井段主要為砂泥巖互層夾雜煤層，鉆屑容易水化分散和造漿，影響鉆井液性能，井壁易水化坍塌和縮徑。鉆井過程中容易出現(xiàn)起下鉆遇阻、倒劃眼困難、井壁掉塊或坍塌、頻繁憋壓憋扭矩、測井遇阻、氣侵、卡鉆等復(fù)雜情況。H6-1井為探井，12-1/4″和8-3/8″井段均要進(jìn)行隨鉆測井、電纜測井以及井壁取心，作業(yè)時間長，脆性泥巖以及煤層極易坍塌，對鉆井液長期井壁穩(wěn)定性要求高。H6-1井作業(yè)期間為東海臺風(fēng)高發(fā)期，鉆井過程中避臺期間鉆井液體系和井眼的長期穩(wěn)定性是作業(yè)過程中的關(guān)鍵因素。

（3）深井高溫高壓作業(yè)難

H6-1井鉆井設(shè)計井深達(dá)到4740 m，并存在加深200 m的可能，已經(jīng)步入深井行列（井深4500～6000 m的井為深井）。天然氣層的溫度較油層的高，地溫梯度一般在3～5℃/100 m，5000 m的井地溫就可能達(dá)到150～250℃，故天然氣井，特別是深層天然氣井大都是高溫高壓井。12-1/4″井眼下部及8-3/8″井段，壓力系數(shù)快速上升，至井底達(dá)到最高1.45，異常高壓給井控、井下安全造成了極大的風(fēng)險。

3 反滲透鉆井液體系的作用機理[10-12]

在分析H6-1井地層特性的基礎(chǔ)上，結(jié)合低自由水鉆井液應(yīng)用情況，根據(jù)鉆井工程安全和儲層保護(hù)的需要，形成了一套有利于海上井壁穩(wěn)定和低孔低滲儲層保護(hù)的高溫反滲透鉆井液體系。反滲透鉆井液配方為：

3%海水土漿+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+1%自由水絡(luò)合劑HXY+2%SMP-2+2%SPNH+2%瀝青樹脂LSF+1.0%高溫護(hù)膠劑HFL-T+3%固璧劑HGW+2%膠束劑HSM+8%鍵合劑HBA+5%KCl+15%NaCl+2%潤滑劑LUBE168重晶石加重到1.6g/cm3。其性能見表2。

表2 反滲透鉆井液性能

反滲透鉆井液技術(shù)是通過借鑒油基鉆井液封堵、活度平衡原理，使鉆井液具有反滲透功能。該技術(shù)應(yīng)用了納微米級封堵材料膠束劑HSM和固壁劑HGW對泥巖納微米級孔喉進(jìn)行有效封堵，建立滲透屏障；應(yīng)用鍵合劑HBA產(chǎn)生反向滲透壓差，配合NaCl及KCl調(diào)節(jié)鉆井液的活度，平衡液柱壓差和毛管壓力，阻止水向地層傳遞；阻止濾液的侵入。通過定量控制井下滲透壓差來平衡鉆井液與井壁地層的水驅(qū)動力，控制水流方向，阻止水和鉆井液進(jìn)入泥頁巖以及井壁地層，達(dá)到井壁穩(wěn)定和儲層保護(hù)的目的。反滲透鉆井液作用機理見圖1。

圖1 反滲透鉆井液作用機理

4 反滲透鉆井液體系性能評價

4.1 抗溫性能

表3給出了在不同溫度條件下反滲透鉆井液體系的抗溫性能，從下面實驗結(jié)果中可以看出，反滲透鉆井液體系具有良好的抗溫性，200℃熱滾16h后仍具有良好的流變性能和較低的濾失量。

4.2 抗污染能力評價

室內(nèi)考察了反滲透鉆井液體系的抗污染能力，從以下實驗結(jié)果中可以看出（表4），反滲透鉆井液體系抗污染能力強，無機鹽和劣質(zhì)土污染后性能變化很小，滿足H6-1井工程需要。

4.3 抑制性評價

室內(nèi)通過回收率實驗考察了反滲透鉆井液體系的抑制性能。實驗巖屑采用東海平湖組泥巖巖屑，該巖屑在常用PEM鉆井液體系中回收率為84.5%，反滲透鉆井液熱滾回收率為96.3%，說明體系具有良好的抑制性，有利于提高井壁穩(wěn)定性。

4.4 封堵承壓能力評價

室內(nèi)使用井壁承壓實驗裝置和鄰井氣測滲透率為0.896×10?3μm2的天然巖心（圖2），測定了反滲透鉆井液在160℃×20 mPa下的濾失情況 （表5），實驗結(jié)果表明反滲透鉆井液形成的封堵層強度高，20 mPa下90 min鉆井液濾失量僅為0.9 mL。

4.5 儲層保護(hù)性能評價

反滲透鉆井液中鍵合劑與水結(jié)合可形成鍵合水，使體系具有低張力和低活度的特征（表6），有利于降低液相侵入地層造成的水鎖和水敏傷害，保護(hù)低孔低滲儲層。同時室內(nèi)研究對體系儲層保護(hù)效果進(jìn)行了評價，巖心選用N-2平湖組天然巖心做氣測滲透率恢復(fù)值試驗。實驗步驟按石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》中關(guān)于工作液評價部分執(zhí)行。從實驗結(jié)果中可以看出（表7），反滲透鉆井液體系利用反向滲透壓差作用有效降低了濾液侵入量和深度，鍵合水有效降低水敏和水鎖效應(yīng)，從而能有效保護(hù)低孔低滲儲層，2塊巖心經(jīng)過反滲透鉆井液體系污染后滲透率恢復(fù)值都在90%以上。

表3 反滲透鉆井液抗溫能力

表4 反滲透鉆井液抗污染能力

圖2 高溫高壓承壓實驗儀

表5 鉆井液高溫高壓下的承壓能力

表6 反滲透鉆井液界面張力和活度

5 現(xiàn)場應(yīng)用

H6-1井是一口預(yù)探井，設(shè)計完鉆井深4740 m，完鉆層位為寶石組。本井于2018年9月23日一開，10月2日配置12-1/4″井段反滲透鉆井液，10月4日鉆進(jìn)過程中，調(diào)整鉆井液黏切及封堵性能，做避臺準(zhǔn)備，避臺3天，于10月9日繼續(xù)三開12-1/4″井眼鉆進(jìn)，于10月20日鉆進(jìn)至3948 m完鉆，10月22日開始12-1/4″井段測井作業(yè)。10月27日開始四開8-3/8″井段鉆進(jìn)，10月30日鉆進(jìn)至設(shè)計井深4740 m，10月31日加深鉆進(jìn)至4840 m完鉆，11月2日進(jìn)行四開測井作業(yè)。

表7 低自由水鉆井液體系儲層保護(hù)效果

5.1 現(xiàn)場維護(hù)重難點

（1）造漿性地層：必須保證包被劑PF-PLUS和抑制劑KCl、NaCl的足量使用，從而保證泥漿的包被能力和抑制能力。

（2）滲透性地層：保證泥漿較低的濾失量，強化封堵性能，加強砂巖和砂泥巖互層這類滲透性地層的封堵，減少侵入，改善泥餅質(zhì)量，加強封堵提高地層承壓能力穩(wěn)定井壁。

（3）易失穩(wěn)煤層地層：除了使用HGW、PFLSF封堵固壁外，還需強化煤層深部抑制，利用鍵合劑HBA及膠束封堵劑HSM封堵裂縫裂隙，降低發(fā)育煤層的應(yīng)力失穩(wěn)，增強煤層段地層穩(wěn)定。

（4）合理的泥漿密度：控制合理密度，防止井壁坍塌，維持井眼穩(wěn)定。

（5）性能維護(hù)：為確保泥漿性能穩(wěn)定，根據(jù)循環(huán)池性能，適當(dāng)調(diào)整各材料的比例，及時補充因鉆屑所損耗的材料。

（6）潤滑防卡：為降低摩阻，提高機械鉆速，在鉆進(jìn)過程中，加足潤滑劑PF-LUBE168，保證其含量在2%。

（7）井眼清潔：在剛開鉆時，加入PF-XC，提高切力。

（8）活度控制：為保證鉆井液中自由水不向地層遷移，預(yù)防和減少井壁失穩(wěn)，根據(jù)實時監(jiān)測鉆井液活度，及時調(diào)整PF-HBA的加量，保證鉆井液活度低于地層活度，從而實現(xiàn)反滲透。

5.2 鉆井液現(xiàn)場分段維護(hù)措施

5.2.1 龍井組井段（2204～2750 m）

密度：鉆穿水泥塞后，調(diào)整泥漿密度至1.15g/cm3。

黏度：調(diào)整至40 mPa·s左右，留足后期泥漿處理調(diào)整空間，同時保持低黏度對井壁的有力沖刷。

抑制性：本井段機械鉆速較快，在振動篩不跑漿的原則下，根據(jù)振動篩面返出巖屑以及成型情況，調(diào)節(jié)補充膠液PF-PLUS濃度，盡快將井漿PLUS濃度提高至設(shè)計加量（5kg/m3），同時，循環(huán)加入KCl和NaCl，提高井漿濃度至30kg/m3，保證泥漿抑制性，并調(diào)節(jié)鉆井液的活度。

流變性：控制YP≥8Pa。

API濾失量：逐漸降低濾失量至5.0 mL以內(nèi)。

5.2.2 花港組井段（2750～3151 m）

密度：進(jìn)入花港組前，逐步調(diào)整泥漿密度逐漸提高至1.22g/cm3。

封堵性：井漿提高PF-LSF、PF-LPF含量至30kg/m3，PF-HSM含量至10～15kg/m3，對滲透層和泥巖有良好的封堵，形成堅韌致密的泥餅。

抑制性：高井漿PF-HBA含量至40～70kg/m3，k+濃度維持在10000～20000 mg/L左右，NaCl濃度從10%逐步提高至15%，降低活度，防止泥巖坍塌。

固相控制：將振動篩下層目數(shù)更換為140目，同時開啟除泥、除砂，離心機降低有害固相。

5.2.3 平湖組、寶石組井段（3151～4740 m）

密度：進(jìn)入平湖組之前，提高泥漿密度至1.24 g/cm3。

封堵性：維持井漿PF-LSF、PF-LPF含量在30kg/m3以上，逐步提高固壁劑PF-HGW含量至30kg/m3，穩(wěn)定井壁，改善泥餅質(zhì)量，減少濾液對儲層的傷害。

抑制性：維持k+濃度在13000～15000 mg/L，NaCl濃度15%～20%。

濾失量控制：補充PF-TEMP、PF-SMP HT控制泥漿濾失量至4 mL以下。

高溫穩(wěn)定性：維持5～15kg/m3HFL-T，確保鉆井液在高溫下性能穩(wěn)定以及重晶石沉降穩(wěn)定性。

潤滑性：適量補充PF-LUBE168增強泥漿潤滑性，減少摩阻。

pH值：維持泥漿的pH值在9，防止煤層酸性氣體對鉆井液的污染、

儲層保護(hù)：四開開鉆前置換部分泥漿，降低有害固相，減少對油氣層的污染，加入封堵劑HGW、LSF改善泥餅質(zhì)量，加入HSM、HBA提高鉆井液對低孔滲儲層微納米孔喉封堵能力，保持NaCl濃度15%～20%以降低鉆井液水驅(qū)動力，保護(hù)儲層。

5.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

5.3.1 鉆井液性能穩(wěn)定

現(xiàn)場應(yīng)用過程中鉆井液流變性能穩(wěn)定、濾失量低（表8），具有較好的攜巖性能和失水造璧性 （圖3、圖4），泥漿抑制能力強，鉆遇泥巖時，鉆屑成型，鉆進(jìn)過程中無托壓，蹩泵現(xiàn)象發(fā)生。完鉆后電測、下套管順利。

表8 H6-1井鉆井液性能

圖3 振動篩上返砂情況

5.3.2 井壁穩(wěn)定，井徑規(guī)則

反滲透鉆井液中固壁劑HGW和膠束劑HSM能有效封堵泥頁巖微縫隙，提高地層承壓能力，配合鍵合水技術(shù)，使鉆井液具有反滲透功能，提高井壁穩(wěn)定性，井徑擴大率僅為1.93%。圖5井徑曲線顯示，在2200～2535 m井段，平均井徑為13.27in，平均擴大率為8.33%；2661～2880 m井段，平均井徑為12.53in，平均擴大率為2.30%；

圖4 高溫高壓失水泥餅

2880～3667 m井段，平均井徑為12.28in，平均擴大率為0.25%；3667～3934 m，平均井徑為12.10in，平均擴大率為?1.02%；

結(jié)合現(xiàn)場鉆井液使用情況，本井在2200～2490 m井段，受臺風(fēng)影響，轉(zhuǎn)漿初期，性能未完全穩(wěn)定，導(dǎo)致該段存在擴徑現(xiàn)象；2660 m以后井段，提高了鉆井液封堵，引入HGW和HSM加強井壁穩(wěn)定，井眼比較規(guī)則。

圖5 H6-1井徑曲線

5.3.3 反滲透技術(shù)監(jiān)測和調(diào)控

在現(xiàn)場使用過程中，通過活度測定儀隨時監(jiān)測鉆井液活度，通過調(diào)節(jié)鉆井液中鍵合劑HBA及無機鹽的含量，來控制鉆井液活度，確?；疃鹊陀谙鄳?yīng)地層泥巖活度。從而改變鉆井液水驅(qū)動力控制井壁穩(wěn)定。本井通過監(jiān)測活度，其水遷移驅(qū)動力結(jié)果如表9。從表9可以看出，滲透壓差始終為負(fù)值或接近于0。

表9 鉆井液活度和水遷移動力

5.3.4 儲層保護(hù)能力強

反滲透儲層保護(hù)新技術(shù)通過鍵合劑HBA及無機鹽降低鉆井液活度，確?；疃鹊陀谙鄳?yīng)地層活度，使其水遷移驅(qū)動力為負(fù)值或接近零，實現(xiàn)濾液不侵入或減少侵入量，確保井壁穩(wěn)定和油層保護(hù)；另一方面利用反滲透濾液低界面張力特性降低氣液流動阻力，有利于返排生產(chǎn)。H6-1井隨鉆測井顯示表皮系數(shù)為?1.23，說明該體系對儲層無污染，同時本井在完鉆后進(jìn)行了電阻率隨鉆復(fù)測，根據(jù)測井解釋數(shù)據(jù)，以2820 m井段對比，隨鉆測井平均電阻率為2.0Ω，完鉆后測井平均電阻率為1.98Ω，期間間隔達(dá)3天，對比電阻率數(shù)據(jù)，兩者差別不大，證明濾液侵入較少。

6 結(jié)論

（1）室內(nèi)評價結(jié)果表明，反滲透鉆井液具有較好的抗溫、抗污染、抑制和儲層保護(hù)能力，對東海低孔低滲儲層以及易坍塌地層具有較好的適應(yīng)性。

（2）反滲透鉆井液在H6-1井應(yīng)用過程中具有優(yōu)良的抑制性、封堵性，應(yīng)用井段泥頁巖井壁穩(wěn)定、井徑規(guī)則，有效解決了東海泥頁巖井壁失穩(wěn)問題，配合低張力、低活度特性，減少了儲層的水敏和水鎖損害，更好地保護(hù)了儲層。