基于井壁穩(wěn)定及儲(chǔ)層保護(hù)的鉆井液技術(shù)

陳彬 張偉國(guó) 姚磊 嚴(yán)德

1.中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司；2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司

隨著惠州區(qū)域油氣勘探向深部地層發(fā)展，鉆遇的地層越來越復(fù)雜，8口井出現(xiàn)了井眼縮徑、裸眼起下鉆困難、井眼嚴(yán)重垮塌、卡電測(cè)儀器和卡鉆等復(fù)雜情況，造成了嚴(yán)重的工期拖延和費(fèi)用損失。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2016—2020年惠州區(qū)域累計(jì)損失工期超50 d，直接經(jīng)濟(jì)損失超3 000萬元。該區(qū)域所鉆遇的地層依據(jù)地質(zhì)年代劃分，由上至下依次發(fā)育新近系、古近系、前古近系。新近系地層包括萬山組、粵海組、韓江組、珠江組，巖性特點(diǎn)：以厚層灰色泥巖為主，夾中-薄層淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖，薄層灰白色石灰?guī)r。古近系地層包括珠海組、恩平組、文昌組，巖性特點(diǎn)：以中-厚層淺灰色中砂巖和細(xì)砂巖為主，與薄層灰色泥巖、厚層黑色泥巖互層，發(fā)育薄層煤層，局部煤層富集。前古近系以火成巖為主，包括蝕變閃長(zhǎng)巖、花崗巖、安山巖等，致密。

在惠州區(qū)域鉆井過程中，鉆井液方面主要面臨的技術(shù)難點(diǎn)是：(1)古近系地層井壁穩(wěn)定性差，易出現(xiàn)井壁垮塌、掉塊等復(fù)雜井下情況；(2)井溫高，對(duì)鉆井液的抗溫性能要求高；(3)儲(chǔ)層保護(hù)難度大，儲(chǔ)層以火山巖為主，低孔滲。

1 強(qiáng)封堵聚合物鉆井液體系特點(diǎn)及性能評(píng)價(jià)

PHPA/KCl鉆井液體系是在南海東部海域鉆進(jìn)作業(yè)中最常用的鉆井液體系，適用于軟泥巖地層或水敏性強(qiáng)的地層，但尚不能完全滿足深部地層高構(gòu)造應(yīng)力、砂泥巖夾層多、煤層發(fā)育地層作業(yè)要求［1-2］，為了提高對(duì)深部地層硬脆性泥頁(yè)巖穩(wěn)定能力，研究在該體系中引入復(fù)合封堵劑，復(fù)合封堵劑是一種微米級(jí)剛性粒子和納米級(jí)聚合物可變形彈性粒子為主的高效封堵劑，結(jié)合PHPA/KCl鉆井液體系固有的抑制性，形成一套既具有強(qiáng)抑制能力又具有強(qiáng)封堵性的聚合物鉆井液體系。

1.1 復(fù)合封堵劑添加量?jī)?yōu)選

基漿配方：海水+2.0%預(yù)水化膨潤(rùn)土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.3%PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +10%NaCl+2%瀝青樹脂+2%成膜劑+0.3%PHPA+0.1% XC。

在基漿配方基礎(chǔ)上，通過調(diào)整復(fù)合封堵劑的加量，評(píng)價(jià)熱滾前后不同加量下性能變化。熱滾條件：130 ℃×16 h、HTHP實(shí)驗(yàn)測(cè)試壓力3.5 MPa、流變性測(cè)試溫度49 ℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1，復(fù)合堵漏劑在4%的加量下就可以達(dá)到較好的封堵能力，且對(duì)鉆井液的流變性影響小。

1.2 封堵能力對(duì)比分析

PHPA/KCl鉆井液體系配方:海水+2.0%預(yù)水化膨潤(rùn)土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.3% PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +2%瀝青樹脂+2%成膜劑+0.3%PHPA+0.1%XC。

表1 不同復(fù)合封堵劑加量下鉆井液性能Table 1 Performance of drilling fluid with different dosages of combined sealing agent

強(qiáng)封堵聚合物鉆井液體系配方：海水+2.0%預(yù)水化膨潤(rùn)土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.3% PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +10%NaCl+2%瀝青樹脂+2%成膜劑+4%復(fù)合封堵劑+0.3%PHPA+0.1%XC。

室內(nèi)采用無滲透封堵儀對(duì)強(qiáng)封堵聚合物鉆井液和PHPA/KCl鉆井液分別進(jìn)行了填砂管封堵性實(shí)驗(yàn)，也采用了PPT封堵實(shí)驗(yàn)儀進(jìn)行了高溫高壓封堵實(shí)驗(yàn)，填砂實(shí)驗(yàn)條件：室內(nèi)常溫、壓力0.7 MPa、時(shí)間30 min；PPT封堵實(shí)驗(yàn)條件：溫度100 ℃、壓力3.5 MPa，時(shí)間30 min。室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果見表2。

表2 強(qiáng)封堵聚合物鉆井液與PHPA/KCl鉆井液封堵能力對(duì)比Table 2 Sealing capacity comparison between strong-sealing polymer drilling fluid and PHPA/KCl drilling fluid

相比PHPA/KCl鉆井液，強(qiáng)封堵聚合物鉆井液體系具有極佳的封堵性能，在普通砂床上，侵入深度僅為1 cm，高溫高壓濾失量?jī)H為8 mL，具有較好的封堵性能。

2 無固相鉆井液體系及其性能評(píng)價(jià)

無固相鉆井液體系具有較低流動(dòng)阻力、較小的靜切力、良好的流變性等諸多優(yōu)點(diǎn)，能夠很好地保護(hù)油氣層［3-4］?；葜萸肮沤档貙勇癫厣?、低孔滲，對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)要求高，因此，決定在前古近系地層采用無固相鉆井液體系?？紤]到深層井溫度高的問題，在常規(guī)無固相鉆井液體系配方基礎(chǔ)上，引入甲酸鹽、抗鹽抗溫聚合物降失水劑和提黏劑，形成一套抗高溫?zé)o固相鉆井液體系，并從抗高溫性能和儲(chǔ)層保護(hù)能力兩方面對(duì)鉆井液體系進(jìn)行室內(nèi)性能評(píng)價(jià)。

2.1 抗高溫性能評(píng)價(jià)

由于常溫?zé)o固相鉆井液體系使用普通淀粉和生物聚合物來構(gòu)建體系的流變特性和降失水性，配合無機(jī)鹽或有機(jī)鹽建立抑制性和比重調(diào)節(jié)，從材料結(jié)構(gòu)顯示抗溫能力有限［5-7］。室內(nèi)通過老化實(shí)驗(yàn)來評(píng)價(jià)常溫?zé)o固相鉆井液體系的抗溫能力，常溫?zé)o固相鉆井液體系配方：海水+0.30%燒堿+0.20%純堿+3.0%淀粉+0.60%流型調(diào)節(jié)劑+3.0%KCl+6.0%NaCl+1.0%聚胺+1.0%潤(rùn)滑劑。實(shí)驗(yàn)條件：流變性測(cè)試溫度49 ℃，老化時(shí)間16 h。室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果見表3，常溫?zé)o固相鉆井液體系在120 ℃下可以保持良好的流變性和降失水性，溫度高于120 ℃后，生物聚合物類材料的降解導(dǎo)致黏切呈下降趨勢(shì)，失水增大。老化溫度達(dá)到140 ℃后，鉆井液體系中的結(jié)構(gòu)基本喪失，無法滿足作業(yè)要求。

表3 常溫?zé)o固相鉆井液體系抗溫性評(píng)價(jià)Table 3 Temperature resistance evaluation of solid free drilling fluid system

抗高溫?zé)o固相鉆井液體系是基于抗溫抗鹽降失水劑和提黏劑形成的一套適用高溫深井的鉆井液體系［5］，室內(nèi)同樣通過老化實(shí)驗(yàn)來評(píng)價(jià)抗高溫?zé)o固相鉆井液體系的抗溫能力，抗高溫?zé)o固相鉆井液體系配方：海水+0.30%燒堿+0.20%純堿＋1.5%抗溫抗鹽降失水劑+0.80%抗溫抗鹽提黏劑+1.0%聚胺+1.0%潤(rùn)滑劑+10.0%HCOOK，實(shí)驗(yàn)條件：流變性測(cè)試溫度49 ℃，老化時(shí)間16 h，室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果見表4。

表4 抗高溫?zé)o固相鉆井液體系抗溫性評(píng)價(jià)Table 4 Temperature resistance evaluation of hightemperature solid free drilling fluid system

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，抗高溫?zé)o固相鉆井液在200 ℃以內(nèi)都表現(xiàn)出具有良好的流變性和降失水性，體系較為穩(wěn)定，能夠滿足高溫深井作業(yè)要求。

2.2 儲(chǔ)層保護(hù)能力評(píng)價(jià)

室內(nèi)選用天然露頭巖心，按石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》進(jìn)行儲(chǔ)層保護(hù)能力評(píng)價(jià)，分別對(duì)常溫?zé)o固相鉆井液和抗高溫?zé)o固相鉆井液在120 ℃×3.5 MPa、環(huán)壓6.5 MPa反向污染巖心2 h后，再進(jìn)行正向驅(qū)替，測(cè)得巖心傷害后滲透率恢復(fù)值。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5，無論是常溫還是抗高溫?zé)o固相鉆井液體系傷害巖心后滲透率恢復(fù)值大于85%，對(duì)儲(chǔ)層傷害較小。

表5 無固相鉆井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果Table 5 Reservoir protection effect of solid free drilling fluid system

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

惠州-A井為四開次直井，井身結(jié)構(gòu)為：?914.4 mm井眼×214 m (?762.00 mm套 管×213.66 m)+?444.50 mm井眼×1 027 m (?339.725 mm套管×1 025 m)+?311.15 mm井 眼×3 744.26 m (?244.475 mm套管×3 590 m)+?215.90 mm井眼×4 276 m。該井三開井段鉆遇地層自上而下為韓江組、珠江組，珠海組，恩平組、文昌組，使用強(qiáng)封堵聚合物鉆井液體系鉆進(jìn)。四開井段鉆遇前古近系火成巖地層，井底溫度超150 ℃，有測(cè)試作業(yè)計(jì)劃。

3.1 三開井段

惠州-A井古近系珠海組至恩平組地層煤層發(fā)育，煤層井段易發(fā)生局部垮塌；恩平至文昌組硬脆性泥巖，容易發(fā)生應(yīng)力性垮塌，優(yōu)選強(qiáng)封堵聚合物鉆井液，達(dá)到抑制硬脆性泥頁(yè)巖水化膨脹，穩(wěn)定古近系地層中煤層的目的。

(1)選擇合適的鉆井液密度，平衡地層應(yīng)力。根據(jù)鄰井資料，韓江組地層局部坍塌壓力較大，鉆至垂深1 400 m之前提高鉆井液密度至1.16 g/cm3。進(jìn)入恩平組地層逐步提高鉆井液密度至1.25 g/cm3，防止煤層及硬脆性泥巖地層應(yīng)力釋放造成井壁剝落。

(2)由于珠江組以上地層均以灰色泥巖為主，鉆井液必須保持有良好的包被抑制。保持循環(huán)系統(tǒng)中PHPA的有效濃度4 kg/m3，正常鉆進(jìn)期間使用PHPA膠液補(bǔ)充損耗。同時(shí)使用80 kg/m3KCl+100 kg/m3NaCl的復(fù)配鹽水降低鉆井液液相活度，減緩液相向地層的滲透，保證鉆井液對(duì)井壁的抑制性。

(3)使用復(fù)合封堵劑，利用多級(jí)配顆粒中剛性粒子架橋作用，彈性粒子填充孔隙，在井壁上形成薄而密的不滲透封堵層，減緩或隔絕鉆井液和地層之間的壓力傳遞，保證井壁穩(wěn)定。珠海組下部發(fā)育有煤層，恩平和文昌組硬脆性泥巖均有剝落垮塌的風(fēng)險(xiǎn)。現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)中，鉆進(jìn)至珠海組地層前提高循環(huán)系統(tǒng)復(fù)合封堵劑質(zhì)量濃度至50 kg/m3，瀝青樹脂和成膜劑單劑濃度為20 kg/m3，保證鉆井液對(duì)煤層和泥巖微裂縫的封堵能力，阻止鉆井液液相的侵入，起到防塌作用。

強(qiáng)封堵聚合物鉆井液體系取得了良好的應(yīng)用效果，惠州-A井鉆進(jìn)期間返出巖屑完整，顆粒分明，切削齒痕清晰，無煤層垮塌物和井壁剝落物返出，起下鉆順暢無阻。該井段電測(cè)作業(yè)共計(jì)8趟，一次性完成作業(yè)，中途沒有通井，電測(cè)儀器起下順利無阻，順利完成地質(zhì)資料錄取，電測(cè)結(jié)果顯示，?311.15 mm井段平均井徑擴(kuò)大率僅3.4%。強(qiáng)封堵聚合物鉆井液相繼用于惠州區(qū)塊多口井鉆進(jìn)作業(yè)，均表現(xiàn)出良好的井壁穩(wěn)定性，電測(cè)測(cè)得平均井徑擴(kuò)大率均低于5%。

3.2 四開井段

無固相鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用于惠州-A井四開儲(chǔ)層井段3 744.26～4 276 m，該井段巖性為蝕變閃長(zhǎng)巖、蝕變輝綠巖，穿過基底內(nèi)斷面鉆遇蝕變花崗巖，井底最高井溫為155 ℃，正常鉆進(jìn)期間使用常溫?zé)o固相鉆井液，起下鉆期間或電測(cè)期間井底至130 ℃井段墊入抗高溫?zé)o固相鉆井液?；葜?A井四開井段鉆井液性能變化見表6，常溫?zé)o固相鉆井液流變性穩(wěn)定，攜帶能力強(qiáng)；失水易控制，能滿足儲(chǔ)層段的鉆進(jìn)作業(yè)。

?215.9 mm井段電測(cè)前，井底至井溫130 ℃井段墊入新配制的抗高溫?zé)o固相鉆井液，電測(cè)作業(yè)累計(jì)7趟，靜止時(shí)間達(dá)到158 h，未出現(xiàn)電測(cè)儀器遇阻現(xiàn)象?？垢邷?zé)o固相鉆井液表現(xiàn)出良好的抗溫穩(wěn)定性，見表7。

表6 常溫?zé)o固相鉆井液性能Table 6 Properties of normal-temperature solid free drilling fluid

表7 抗高溫?zé)o固相鉆井液性能Table 7 Properties of high-temperature solid free drilling fluid

該井前古近系地層在鉆井液浸泡32.5 d后，成功進(jìn)行了裸眼測(cè)試。地質(zhì)油藏部門利用DST測(cè)試結(jié)果采用雙孔的油藏模型擬合計(jì)算近井壁帶表皮因數(shù)為2.79～3.12，儲(chǔ)層平均有效滲透率(2.4～4.2)×10-3μm2，從擬合結(jié)果來看，無固相鉆井液體系對(duì)儲(chǔ)層傷害小，有效地保護(hù)了低孔滲儲(chǔ)層。

4 結(jié)論及建議

(1)強(qiáng)封堵聚合物鉆井液體系對(duì)古近系地層煤層和硬脆性泥頁(yè)巖的穩(wěn)定能力有顯著效果。

(2)無固相鉆井液體系對(duì)前古近系火成巖儲(chǔ)層具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)能力。

(3)考慮鉆井液成本，對(duì)于井溫超150 ℃的高溫井可以采取惠州-A井的作業(yè)模式，鉆進(jìn)期間使用常溫?zé)o固相鉆井液體系，靜止期間高溫井段墊入抗高溫?zé)o固相鉆井液，以滿足后續(xù)電測(cè)作業(yè)要求。