東海低孔滲地層的鉆井液體系優(yōu)化與應用

朱 勝，張海山，徐 佳，姜小龍，王孝山

（1. 中海石油(中國)有限公司上海分公司, 上海 200335；2. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司, 上海 200120）

低孔滲油氣藏由于地層巖性致密、孔隙度小、毛細管壓力和滲流阻力大，使得外來液體侵入后返排困難，同時易產生水鎖及水敏等損害，對儲層損害十分敏感，是目前制約其開發(fā)的一個重要瓶頸[1]。近年來，東海海域低滲儲層的勘探獲得重大突破，發(fā)現(xiàn)了一批大型低孔低滲天然氣田[2]；此外，東海低孔滲油氣田大多埋藏較深，成巖巖性較差，普遍存在砂泥巖互層膠結疏松、砂泥巖層中互夾煤層等特性；油氣開發(fā)過程中，泥巖和煤層剝落掉塊、泥巖分散造漿易造成鉆井阻卡、井徑擴大、井壁垮塌等復雜情況[3-5]。

為了減少鉆井作業(yè)過程中井壁失穩(wěn)、卡鉆等復雜情況，提高作業(yè)時效，同時最大限度地達到低孔滲油氣藏的儲層保護效果；針對東海地區(qū)的儲層損害機理、井下復雜情況原因，通過優(yōu)化鉆井液體系，以大幅提高鉆井液的抗溫、防塌和儲層保護性能。優(yōu)化后的鉆井液體系在現(xiàn)場應用效果良好，利用測井資料計算的鉆井液侵入地層深度小，儲層保護效果明顯[6-7]。

1 東海低孔滲油氣田鉆井液技術難點

東海西湖凹陷區(qū)塊鉆井作業(yè)存在的突出問題主要有儲層保護和鉆井復雜情況頻繁。鉆井液面臨的難題主要有抗高溫穩(wěn)定性、失水控制、抗侵污能力等，同時還需要解決井壁穩(wěn)定、壓力窗口窄、易涌易漏等工程難題[3]。

（1）儲層保護難度大。分析東海西湖凹陷區(qū)塊儲層特征及潛在的損害因素，其中花港組中下段和平湖組儲層普遍存在低孔低滲或低孔特低滲的特征，存在潛在的水鎖傷害，并且容易發(fā)生固相侵入的損害[8]。此外，花港組下段和平湖組中上段伊蒙混層、蒙脫石和綠泥石含量較多，其中儲層段黏土含量主要為5%～15%，局部達30%～50%，泥巖和煤層段黏土含量高達26%～70%，黏土中伊蒙混層高達40%～70%（表1），存在較嚴重的水敏損害，鉆完井液需要有較強的封堵、抑制和防水鎖性能。

（2）鉆井復雜情況頻繁。研究分析東海地區(qū)井下復雜情況產生的原因，泥巖的水化膨脹、煤層的垮塌以及鉆井液濾液進入地層導致井壁巖石吸水膨脹，是造成鉆井作業(yè)時起下鉆遇阻、卡鉆、卡測井儀器的主要原因。φ444.5 mm井段以及φ311.15 mm上部井段，砂泥巖互層頻繁，泥巖中黏土礦物以無序伊蒙混層為主，強分散，中等膨脹，鉆井液濾液進入易引起水化膨脹，特別是砂泥巖交界面處，造成縮徑；此外，處于早成巖期的巖石，強度低，含水量高，鉆井液濾液進入后，泥巖含水量增加，巖石強度下降，在上覆壓力與地應力作用下，含水量高的砂巖和泥巖均會發(fā)生塑性變形而引起縮徑。而對于井徑大的井眼，鉆井液無法形成紊流對縮徑段有效地沖蝕，從而在縮徑段造成起鉆遇卡、劃眼，再而誘發(fā)附近地層井塌[9]。

表 1 某區(qū)塊油氣層黏土礦物X射線衍射定量分析結果Table 1 Quantitative analysis results of clay minerals in oil and gas layers in a block by X-ray diffraction

花港組下部和平湖組（儲層段）泥巖發(fā)育進入成巖晚期，屬于硬脆性泥巖，在構造運動、成巖作用、生烴增壓等作用下，部分井段泥巖裂隙發(fā)育；同時該井段地層中又存在煤層，鉆井液極易沿微裂隙滲流，造成地層強度降低，如果鉆井液不足以有效封堵泥巖裂隙和煤層節(jié)理縫，就會誘發(fā)泥巖與煤層坍塌，而煤層坍塌又誘發(fā)其頂蓋泥巖坍塌[10-11]。

2 低孔滲地層鉆井液體系優(yōu)化

通過分析東海西湖凹陷區(qū)塊井下復雜情況和儲層損害的原因，針對提高上部地層的井壁穩(wěn)定性、加強儲層段的儲保效果等兩個主要方面，對當前東海地區(qū)已有鉆井液體系進行了優(yōu)化研究，旨在重點提高鉆井液體系的抗溫、防塌和儲層保護性能。

分析東海原PEM體系配方及現(xiàn)場應用情況，對其高溫穩(wěn)定性、封堵降濾失以及膨潤土加量進行優(yōu)化評價，最終得出抗溫、封堵、降濾失和抑制性良好的PEM優(yōu)化鉆井液體系，以滿足東海井深日益增加的高溫深井的作業(yè)需求。

2.1 PEM體系高溫穩(wěn)定性優(yōu)化

通過室內實驗，由表2中數據可見，優(yōu)化前的PEM體系抗溫能力只有150 ℃；通過研制篩選出了抗高溫穩(wěn)定劑，添加球狀高分子高溫穩(wěn)定劑STBHT后，體系的性能得到明顯改善（表3）。

室內實驗基礎配方如下：3% 膨潤土+0.5%NaOH+0.5% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+0.4% PF-PACLV+0.1% PF-XC+1% PF-LPF-H+2% PF-LSF+2%PF-DYFT-2+1% PF-CMJ+2% JLX-C+1% TEMP +5%KCl+重晶石（ρ=1.3 g/cm3）。

以上評價可以看出，優(yōu)化前的PEM體系在經過160 ℃與170 ℃老化后，性能變差，切力變低，且高溫高壓失水較大，說明原PEM體系的抗溫能力為150 ℃。

由表3試驗數據可見，體系中加入STB HT后，在180 ℃熱滾16 h后，體系的流變性得到明顯改善，API失水和150 ℃下的高溫高壓失水明顯降低。

表 2 優(yōu)化前的PEM鉆井液高溫老化前后的性能Table 2 Performance of PEM drilling fluid before and after high temperature aging before optimization

表 3 PEM鉆井液中引入STB HT后180 ℃熱滾前后性能Table 3 Performance of PEM drilling fluid before and after 180 ℃ hot rolling with STB HT

2.2 膨潤土及高溫穩(wěn)定劑加量優(yōu)化

通過對膨潤土及高溫穩(wěn)定劑的加量進行復配實驗研究，得出二者復配時的最佳加量，實驗結果見表4。

表 4 STB-HT和膨潤土加量對PEM鉆井液性能影響Table 4 Effect of STB-HT and bentonite addition on the performance of PEM drilling fluid

室內實驗基礎配方：膨潤土+0.5% NaOH+0.5% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+3% TEMP+2% PFDYFT-2+2% SMP-I+2% DFLHT+2% JLX-C+5%KCl+重晶石（ρ=1.3 g/cm3）

由表4實驗數據看出，加入2% STB-HT在180 ℃熱滾16 h后，體系的流變性得到明顯改善，API失水和150 ℃下的高溫高壓失水明顯降低；由不同加量下鉆井液性能可見，STB-HT的加量在2%～3%，膨潤土加量在1.5%～2.5%能夠滿足要求。

2.3 PEM體系封堵降濾失性優(yōu)化

通過對幾種常用的封堵降濾失劑的復配實驗研究，得到各封堵降濾失劑對PEM體系性能的影響，以及PF-LSF在PEM體系中與PF-DYFT-2、DFLHT、SMP- I復配使用時的溫度上限，實驗結果見表5（滾后性能均為180 ℃熱滾后測得）。

室內實驗基礎配方：3% 膨潤土+0.5% NaOH+0.5% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+3% TEMP+3% STBHT+2% JLX-C+5% KCl+重晶石（ρ=1.3 g/cm3）。

從表中數據看出，PF-LSF、PF-DYFT-2、DFLHT、SMP-I單獨使用不結塊，但PF-LSF與PFDYFT-2、DFLHT、SMP-I復配加入到PEM體系且170 ℃以上熱滾后有結塊現(xiàn)象，故PF-LSF只適合用于井下溫度低于170 ℃的鉆井液中。

2.4 優(yōu)化后的PEM體系性能評價

通過對原PEM體系高溫穩(wěn)定性和封堵降失水性能優(yōu)化評價，并對各處理劑進行加量優(yōu)化評價，最終確定了優(yōu)化后的PEM體系配方為：1.5%～2.5% 膨潤土+0.5% NaOH+0.5% Na2CO3+0.4% PF-PLUS+3% TEMP+2% PF-DYFT-2+1%～2%SMP-I+2%～3% STB-HT+2% DFLHT+2% JLX-C+5% KCl+重晶石（ρ=1.3 g/cm3）。

（1）PEM優(yōu)化體系的高溫穩(wěn)定性

以表6中數據可以看出，PEM體系優(yōu)化配方在180 ℃及200 ℃熱滾16 h后流變性能好，失水低。

（2）優(yōu)化體系的封堵、抑制和潤滑性能

該體系180 ℃熱滾后流變性好，失水低，150 ℃熱滾后仍然具有很強的封堵能力，露頭土的滾動回收率為92.5%，抑制性強，潤滑系數為0.087～0.11，潤滑性較好。優(yōu)化后的PEM體系基本性能見表7。

（3）PEM優(yōu)化體系抗現(xiàn)場鉆屑污染的能力

用NB31-1-2 井2 120～2 130 m、2 140～2 150 m、3 375～3 380 m井段鉆屑，經100目過篩，烘干后稱取所需質量加入到350 mL泥漿中，評價其熱滾后對PEM鉆井液體系性能的影響。實驗條件：150 ℃×16 h熱滾后40 ℃測流變性。

由表8實驗數據看出，NB31-1-2井2 120～2 130 m、2 140～2 150 m、3 375～3 380 m井段鉆屑加量為15%時，150 ℃×16 h熱滾后，AV上升率為23.1%。

表 5 單劑復配對PEM鉆井液體系的影響Table 5 Effect of single agent compound on PEM drilling fluid system

表 6 PEM體系優(yōu)化配方的熱穩(wěn)定性能Table 6 Performance of thermal stability of optimized formula of PEM system

表 7 PEM優(yōu)化體系封堵性能評價Table 7 Evaluation of plugging performance of PEM optimization system

表 8 鉆屑對PEM優(yōu)化體系性能的影響Table 8 Influence of drill cuttings on the performance of PEM optimized system

3 現(xiàn)場應用

經改進的PEM優(yōu)化體系不僅具有良好的抗高溫穩(wěn)定性，而且具有良好的儲層保護效果，適用于高溫、低孔滲地層的鉆井作業(yè)，在TWT-A5H1P井、N22-1-1井等井中得到了很好的應用效果。

3.1 現(xiàn)場應用情況

PEM優(yōu)化體系在TWT-A5H1P井φ152.4 mm井眼的應用中，保持K+濃度在15 000～30 000 ppm、3%以上的PF-JLX-C、1%～3%的PF-DFL-HT加量，維持井漿中PF-STB-HT的濃度在 2%～3.5%，同時添加抗高溫降濾失劑PF-TEMP，PF-SMP-I，添加0.5%～1%的防水鎖劑PF-SATRO-1以減少儲層傷害。該體系在井底靜止溫度162 ℃，井口返出溫度64 ℃的環(huán)境下，完鉆時井漿的API失水3.2 mL，高溫高壓失水8.4 mL（詳細性能見表9），并且能形成薄而韌的泥餅。鉆井過程中返砂良好，扭矩、泵壓平穩(wěn)，起、下鉆均無遇阻等復雜情況，表現(xiàn)出良好的穩(wěn)定性、攜砂性能以及維護井壁穩(wěn)定的作用。

東海N22-1區(qū)塊普遍存在上部泥巖易水化，中下部地層砂巖與泥巖互層頻繁并夾雜發(fā)育的煤層。PEM優(yōu)化鉆井液體系在N22-1-1井φ215.9 mm井段應用中，維持井漿中20 000～30 000 ppm的K+濃度、2%～3.5% PF-STB-HT、0.5%～0.7% PFPLUS、3%～5% PF-JLX-C、1.5%～2% PF-SMP-1、1.5%～2% PF-TEMP以保證鉆井液穩(wěn)定的流變性、抑制性和較低的高溫高壓失水，維持井漿2%～3% PF-DFLHT和1.5%～2% PF-DYFT-Ⅱ來加強對泥砂互層的封堵，添加1%～1.5%深部抑制劑PFHPI以防止煤層垮塌，使用1%～2% PF-GRA和1%～2% PF-LUBE降低摩阻?，F(xiàn)場鉆井液性能見表10，在井底靜止溫度175 ℃，井口返出溫度75 ℃的環(huán)境下，完鉆時井漿API失水2.6 mL，高溫高壓失水7.4 mL；電測前降低漏斗黏度值50 s以下，控制失水4 mL以內，下套管前井漿中補充1.5%PF-LUBE和1% PF-GRA，鉆井過程起鉆、下鉆順利，全井段無井下復雜情況發(fā)生。

3.2 儲層保護效果

鉆井液侵入將改變油氣層電阻率的徑向特征，利用現(xiàn)場測井曲線資料及數學模型計算鉆井液的侵入深度，以此判斷鉆井液體系對儲層的傷害程度。選取了使用PEM鉆井液體系的氣井，計算得出部分井段濾液侵入深度數據見表11，PEM鉆井液在NB13-4-1井的侵入深度小于30 cm，在射孔范圍之內，儲層保護效果好。

表 9 現(xiàn)場典型鉆井液性能Table 9 Performance of typical drilling fluid on site

表 10 現(xiàn)場典型鉆井液性能Table 10 Performance of typical drilling fluid on site

表 11 NB13-4-1井侵入深度計算結果Table 11 Calculation results of intrusion depth in Well NB13-4-1

3.3 PEM體系的環(huán)評特性

PEM鉆井液體系是在傳統(tǒng)水基聚合物鉆井液體系的基礎上，引入JLX水基防塌潤滑劑等制成的，它不僅大大提高了傳統(tǒng)水基聚合物鉆井液體系的防塌性能，而且單劑及體系滿足環(huán)保要求，生物降解性好，創(chuàng)造性地解決了鉆井工程需要與環(huán)境保護之間的矛盾。PEM體系具有無熒光、不干擾地層錄井和優(yōu)良的儲層保護特性，有利于最大限度地發(fā)現(xiàn)和保護油氣層。PEM體系使用后的廢棄鉆屑和鉆井液直接排放不會污染環(huán)境，環(huán)境保接受性良好；優(yōu)良的潤滑性、抑制性和抗侵污能力，可有效地避免坍塌、卡鉆等井下復雜事故的發(fā)生。目前，已在近20個油田推廣應用PEM體系，經濟效益和環(huán)境效益顯著。

4 結論

（1）通過分析儲層損害和井下復雜情況發(fā)生的原因，認為東海西湖凹陷區(qū)塊儲層損害的主要原因是水鎖和水敏。復雜情況主要是地層水化或吸水造成的膨脹縮徑，以及疏松砂泥巖互層和煤層垮塌，從而導致起、下鉆遇阻、卡鉆和卡電測儀器等情況。針對這些難點，改進后的鉆井液體系在東海地區(qū)的使用效果良好。

（2）針對東海的地層特點和井深越來越深的高溫深井的鉆井難點，對已有PEM鉆井液體系的抗高溫穩(wěn)定性、封堵降濾失以及膨潤土加量等進行優(yōu)化評價，最終得到抗溫達180 ℃、流變性能好、失水低、抑制性強以及潤滑系數為0.087～0.11的PEM優(yōu)化體系。

（3）優(yōu)化后的PEM鉆井液體系在TWT-A5H1P井和N22-1-1井下部井段應用中，完鉆井漿API失水2.6 mL，高溫高壓失水7.4 mL，鉆井過程中返砂良好，扭矩、泵壓平穩(wěn)，全井段起、下鉆均無遇阻等復雜情況；是開發(fā)TWT、N22-1等油氣區(qū)塊經濟有效的鉆井液體系。

（4）通過測井資料計算鉆井液侵入儲層的深度，優(yōu)化后的PEM鉆井液液侵入儲層深度小于30 cm，在射孔范圍之內，儲層保護效果好。同時PEM鉆井液體系環(huán)境接受性良好，在應用過程中經濟效益和環(huán)境效益顯著。