侯 杰， 劉永貴， 李 海

(中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶 163413)

高性能水基鉆井液在大慶油田致密油藏水平井中的應(yīng)用

侯 杰， 劉永貴， 李 海

(中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶 163413)

針對大慶油田中淺層致密油藏水平井鉆井過程中常發(fā)生造漿、縮徑和剝落掉塊等問題，在對致密油儲層巖心進行電鏡掃描、鑄體薄片分析等的基礎(chǔ)上，利用聚胺、聚合醇的“兩元協(xié)同”作用提高鉆井液的抑制性，利用常規(guī)物理封堵與聚合醇化學(xué)封堵相結(jié)合的“雙效”封堵作用提高鉆井液對微裂縫的封堵能力。采用宏觀與微觀相結(jié)合的抑制性評價方法優(yōu)選了聚胺抑制劑，并選用與其具有良好配伍性的聚合醇等處理劑，形成了抑制性突出、封堵能力強和潤滑性良好的高性能水基鉆井液。室內(nèi)試驗結(jié)果表明，高性能水基鉆井液泥頁巖滾動回收率大于95%，縫寬10～50 μm的微裂縫累計出液量小于2 mL，極壓潤滑系數(shù)僅為0.10。該鉆井液在大慶油田致密油藏的9口水平井進行了應(yīng)用，均效果顯著，其中龍 26-平 9井的井徑擴大率僅為9.31%，最高機械鉆速達10.58 m/h。研究表明，高性能水基鉆井液能夠滿足大慶油田致密油藏的鉆井需求。

致密油 水基鉆井液 水平井 井眼穩(wěn)定 抑制性 大慶油田

大慶油田發(fā)育有以致密油為主的多種類型的非常規(guī)油氣資源。初步評價認(rèn)為，松遼盆地北部致密油總資源量超過2.0×109t，具有很大的開采價值。在致密油開采初期，國內(nèi)外較多地使用了油基鉆井液，隨著油基鉆井液成本高、污染環(huán)境等問題日益凸顯，又相繼開發(fā)了綜合性能與油基鉆井液接近的水基鉆井液體系[1-8]。大慶油田也一直在尋求一種能夠替代油基鉆井液的高性能水基鉆井液，以降低致密油的開采成本，并提高鉆井液與環(huán)境的兼容性。筆者在分析大慶油田致密油藏的地質(zhì)特點及水平井鉆井中鉆井液技術(shù)難點的基礎(chǔ)上，研制了高性能水基鉆井液體系，在9口井的現(xiàn)場應(yīng)用效果表明，該體系滿足了致密油藏長水平段水平井的鉆井要求。

1 地質(zhì)特點及鉆井液技術(shù)難點

大慶油田致密油藏主要位于大慶長垣以西齊家-古龍凹陷，對取樣巖心進行電鏡掃描分析、鑄體薄片分析以及水化特性研究后得知：1)K1y1和K1q4層位巖石富含伊利石(絕對含量9.43%～14.67%，相對含量79%～91%)及伊/蒙混層(絕對含量1.48%～4.53%，相對含量6%～26%)，屬活性較高的泥巖，K1y1層位泥巖滾動回收率僅為6.81%，鉆進中易發(fā)生縮徑、造漿等井下復(fù)雜情況；2)K1q1和K1qn2+3地層屬于活性較低、微裂縫發(fā)育的泥頁巖，縫寬主要為10～30 μm，易發(fā)生剝落、掉塊和卡鉆等問題，甚至?xí)凇八馀弊饔孟掳l(fā)生井漏。

大慶油田水平井水基鉆井液技術(shù)經(jīng)過多年發(fā)展，在常規(guī)油氣資源開發(fā)中發(fā)揮了巨大作用，但用于開發(fā)致密油藏，特別是在大位移、長水平段水平井鉆井時，存在著以下局限性：

1) 抑制性不足。針對蒙脫石、伊利石含量高的泥頁巖，陽離子鉆井液體系已不能滿足抑制泥巖水化分散的要求。

2) 封堵能力弱?；腔癁r青等瀝青類封堵劑粒徑較大，不能深入到裂縫深處進行內(nèi)封堵，特別是針對縫寬只有幾十微米到幾微米的致密油藏微裂縫，封堵效果不理想[9]。

3) 潤滑性差。陽離子鉆井液體系潤滑性較差，現(xiàn)場施工中常發(fā)生托壓、起下鉆遇阻的情況，且潤滑劑加量大、成本高。

所以，需要研發(fā)一套抑制性突出、封堵能力強、潤滑性良好的低成本高性能水基鉆井液體系，以滿足大慶油田致密油藏的勘探開發(fā)需要。

2 鉆井液配方研究及性能評價試驗

2.1 技術(shù)思路

聚胺是一種帶有胺基官能團的低分子聚合物，是近年來國內(nèi)外新興的一種泥巖抑制劑。其強抑制性主要表現(xiàn)在以下幾個方面：1)通過靜電作用中和黏土表面負(fù)電荷，降低黏土水化斥力；2)與黏土晶層表面形成氫鍵強化吸附，靜電引力和氫鍵二者共同作用將黏土片層束縛在一起，減弱黏土水化；3)聚胺吸附在黏土表面后，增強黏土表面的疏水性，進一步抑制黏土水化膨脹[10-14]。

聚合醇是一種具有濁點效應(yīng)的化合物，當(dāng)溫度高于濁點溫度時，聚合醇發(fā)生相分離，析出的膠體顆粒在裂縫中聚集、脹大，并最終在裂縫內(nèi)部形成致密的內(nèi)封堵層，阻斷水相進入泥頁巖通道。研究表明，在鉆井液中加入2%聚合醇后，潤滑系數(shù)的降低率在68%以上[15-16]。

為滿足大慶油田致密油藏水平井鉆井需要，以聚胺、聚合醇為主要處理劑，配制高性能水基鉆井液，并擬從以下幾方面提高該鉆井液的性能：

1) 抑制性。以聚胺為主，聚合醇為輔，利用二者的協(xié)同作用提高鉆井液的抑制性。

2) 封堵能力。無熒光防塌劑、超細(xì)碳酸鈣的“物理封堵”和聚合醇濁點效應(yīng)的“化學(xué)封堵”相結(jié)合，提高對微裂縫的封堵能力。

3) 潤滑性。在優(yōu)選極壓潤滑系數(shù)低的液體潤滑劑基礎(chǔ)上引入聚合醇，利用兩者的共同作用提高鉆井液的潤滑性，同時能減小常規(guī)潤滑劑加量，從而降低鉆井液成本。

4) 采用包被劑提高鉆井液對鉆屑的包被能力，避免因鉆屑分散而影響鉆井液性能。

2.2 鉆井液體系配方

2.2.1 抑制劑的優(yōu)選

目前抑制性評價主要采用滾動回收法和線性膨脹法。室內(nèi)研究發(fā)現(xiàn)，滾動回收法只能使用活性軟泥頁巖進行試驗，硬脆性泥頁巖清水回收率普遍較高，無法對抑制性進行評價；線性膨脹法可對無機鹽類抑制劑進行評價，但無法評價聚胺這類低分子聚合物，因為質(zhì)量濃度越大膨脹量反而越大。而且這兩種方法都只用于宏觀現(xiàn)象分析，缺乏微觀數(shù)據(jù)支持。為此，建立了一套抑制性評價新方法，包括高速離心法、抑制黏土造漿法和激光粒度分析法，前2種方法可從宏觀角度進行分析，第3種方法可以從微觀角度進行分析，而且這套方法操作簡單、平行性好。采用新建立的評價方法，結(jié)合活性軟泥頁巖的滾動回收試驗，對聚胺抑制劑進行了評價，從中優(yōu)選了抑制效果最好的抑制劑。

2.2.1.1 高速離心法

在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的聚胺水溶液中加入膨潤土，配制成6%的基漿，水化24 h后進行高速離心試驗(用清水做對比)，做4個平行樣品試驗，取平均值做圖(見圖1)。離心前液體體積均為50 mL，離心后清澈液體積越大，說明抑制性越強。

由圖1可知，JN-1 溶液離心出的自由水最多，說明 JN-1 抑制性最強。

2.2.1.2 抑制黏土造漿試驗

在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的400 mL聚胺溶液中加入20 g膨潤土，模擬井底溫度條件下老化16 h后測流變性，然后加入20 g膨潤土繼續(xù)老化16 h后測試，直至不能測出黏度為止。以膨潤土加入次數(shù)為橫坐標(biāo)、表觀黏度為縱坐標(biāo)做圖(見圖2)。

由圖2可知，向聚胺溶液中加入膨潤土的次數(shù)相同的情況下，JN-1溶液的表觀黏度始終最小，說明 JN-1 的抑制性最強。

2.2.1.3 激光粒度分析試驗

在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的聚胺溶液中加入過200目標(biāo)準(zhǔn)篩并烘干的膨潤土，配成6%的膨潤土漿，水平放置于振蕩器上并每間隔2 h振蕩30 min，從開始振蕩計時，在水化24 h后進行激光粒度分析，分別讀取d10值(顆粒體積分?jǐn)?shù)占10%時的粒徑值)、d50值(顆粒體積分?jǐn)?shù)占50%時的粒徑值)、d90值(顆粒體積分?jǐn)?shù)占90%時的粒徑值)和D[4.0，3.0](體積平均粒徑，顆粒累積分布43%時所對應(yīng)的粒徑值)，結(jié)果見表1。

由表1可知，JN-1 溶液的d10、d50、d90和D[4.0，3.0]最大，說明JN-1的抑制性最強。

2.2.1.4 滾動回收試驗

選取大慶油田淺層泥頁巖巖屑(6～10目，清水回收率6.81%)各50 g，分別裝入盛有350 mL 清水和不同聚胺溶液(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%)的老化罐中，在120 ℃下熱滾16 h后計算回收率，結(jié)果見圖3。

由圖3可知，JN-1 的滾動回收率最高。

根據(jù)以上試驗結(jié)果，選用聚胺 JN-1 為高性能水基鉆井液體系的抑制劑。

2.2.2 輔助劑的優(yōu)選

由于聚胺抑制劑的特殊結(jié)構(gòu)，對其他處理劑的配伍性要求較高。優(yōu)選銨鹽類和樹脂類處理劑為高性能鉆井液的降濾失劑，優(yōu)選了無熒光封堵防塌劑和包被劑，并優(yōu)選了在2%膨潤土漿中極壓潤滑系數(shù)降低率達80%的液體潤滑劑。經(jīng)過試驗分析，這幾種處理劑與聚胺具有良好的配伍性。

2.2.3 鉆井液配方的確定

2.2.3.1 正交試驗

以聚胺、樹脂類降濾失劑、銨鹽類降濾失劑、封堵防塌劑、包被劑為試驗因素進行五因素四水平正交試驗，對各處理劑的加量進行確定，以API濾失量和表觀黏度為影響因素進行極差分析，形成高性能水基鉆井液的基礎(chǔ)配方：4.00%膨潤土+0.25%純堿+0.02%KOH+1.00%～2.50%樹脂類降濾失劑+1.50%～2.50%銨鹽類降濾失劑+1.50%～2.50%封堵防塌劑+0.30%～0.50%聚胺+0.20%～0.40%包被劑。

2.2.3.2 最終配方

1) 聚合醇加量試驗。以抑制性和高溫高壓降濾失能力為指標(biāo)，優(yōu)選出濁點為52 ℃、不起泡、抑制性較強的聚合醇，該樣品在溫度高于52 ℃時具有良好的高溫高壓降濾失能力。在高性能鉆井液基礎(chǔ)配方中分別加入1.00%,2.00%和3.00%聚合醇，對其常規(guī)性能和抑制性進行評價，結(jié)果見表2。

從表2可以看出，加入聚合醇后鉆井液流變性和濾失量變化不大，抑制性有較大幅度的提高，且抗溫能達120 ℃。

2) 潤滑劑加量試驗。在基漿中加入1.00%～7.00%液體潤滑劑，再加入3.00%聚合醇，對老化前后的極壓潤滑系數(shù)進行對比，結(jié)果見表3。

表3 不同潤滑劑加量下鉆井液的潤滑系數(shù)

Table 3 System lubrication coefficients under different lubricant dosages

由表3可知，在基漿中加入3.00%聚合醇后，極壓潤滑系數(shù)降低達40%，說明加入聚合醇并保證加量的條件下能大幅度提高體系的潤滑性，且在不同加量潤滑劑條件下再加入3.00%聚合醇都能提高體系的潤滑性。潤滑劑加量為5.00%、聚合醇加量為3.00%時，體系潤滑性與加入7.00%潤滑劑相差不大，再增大潤滑劑加量只會增加鉆井液成本，所以液體潤滑劑的最佳加量為5.00%。

根據(jù)試驗結(jié)果，確定高性能水基鉆井液的最終配方為：4.00%膨潤土+0.25%純堿+0.02%KOH+1.00%～2.50%樹脂類降濾失劑+1.50%～2.50%銨鹽類降濾失劑+1.50%～2.50%封堵防塌劑+0.30%～0.50%聚胺+0.20%～0.40%包被劑+3.00%聚合醇+5.00%液體潤滑劑+適量消泡劑。

2.3 鉆井液性能評價

2.3.1 抑制性能

選取大慶油田姚家組泥頁巖巖屑，采用滾動回收試驗對鉆井液抑制性能進行評價，試驗溫度為120 ℃。試驗結(jié)果顯示，高性能水基鉆井液的巖屑滾動回收率為96.20%，與油基鉆井液的回收率97.26%接近。這表明該鉆井液具有較強的抑制泥頁巖水化分散與膨脹的能力。

2.3.2 封堵性能

為了模擬微裂縫，將φ25.0 mm×50.0 mm的鋼巖心切成兩半，通過改變圍壓及貼合面內(nèi)鋁箔厚度，以達到控制微裂縫寬度的目的。分別進行了1，10和50 μm等不同級別縫寬的室內(nèi)封堵試驗，結(jié)果見圖4。

從圖4可以看出，縫寬越大，瞬時出液量越大，但最終累計出液量曲線都趨于平穩(wěn)，表明該鉆井液體系對3個級別縫寬都具有良好的封堵效果。

2.3.3 潤滑性能

采用極壓潤滑儀和濾餅黏附系數(shù)測定儀,對鉆井液的潤滑性和濾餅的黏附系數(shù)進行了測量。測得極壓潤滑系數(shù)為0.100，濾餅黏附系數(shù)為0.087，說明高性能水基鉆井液具有良好的潤滑性，可滿足長水平段水平井施工對鉆井液潤滑性的要求。

2.3.4 抗巖屑侵性能

鉆井液的抗污染性能決定了鉆井液體系在使用過程中的穩(wěn)定性。將大慶油田姚家組泥頁巖巖屑烘

干粉碎，過100目篩，按不同量加入鉆井液中，測其老化前后的性能。試驗結(jié)果表明，高性能水基鉆井液能抗20%巖屑侵。

2.3.5 儲層保護性能

以大慶油田儲層天然巖心為試驗對象，進行了高性能水基鉆井液儲層損害靜態(tài)評價試驗。結(jié)果顯示，該鉆井液對不同區(qū)塊儲層巖心的滲透率恢復(fù)率都在90%以上，表明該鉆井液體系具有良好的儲層保護效果。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

截至目前，高性能水基鉆井液已在大慶油田致密油藏應(yīng)用9口井，從現(xiàn)場應(yīng)用效果來看，該體系抑制性和封堵能力強，攜砂效果好，潤滑性滿足長水平段水平井的鉆井施工需求，未發(fā)生卡鉆、托壓等井下復(fù)雜情況，綜合應(yīng)用效果顯著。其中，龍 26-平 9井水平段最長，并創(chuàng)造了大慶油田應(yīng)用水基鉆井液進行工廠化水平井施工的多項紀(jì)錄。

3.1 龍 26-平 9井

龍 26-平 9井為部署在齊家-古龍凹陷的1口采油井，完鉆井深3 521.00 m，水平段長1 586.00 m，水平位移1 840.00 m。該井鉆遇地層依次為嫩三段、嫩二段、嫩一段、姚二三段、姚一段及青山口組，儲層為青二、三段的高臺子油層,以裂縫發(fā)育的綠灰、灰黑、黑灰色泥巖和粉砂質(zhì)泥巖為主。

3.1.1 現(xiàn)場維護

在高性能水基鉆井液體系的現(xiàn)場應(yīng)用中，根據(jù)各井段的實際工況需要，形成了不同的鉆井液維護處理原則，具體見表4。

3.1.2 鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用效果

1) 井壁穩(wěn)定。龍26-平9井依次鉆穿嫩江組、姚家組和青山口組等泥頁巖地層，沒有出現(xiàn)井壁剝落、坍塌和掉塊等情況，起下鉆和下套管等作業(yè)順利，平均井徑擴大率僅為9.31%，說明高性能鉆井液體系具有良好的井壁穩(wěn)定能力。

2) 潤滑性能優(yōu)良。龍26-平9井水平位移長，貼在下井壁的鉆具重量超過400 kN，使得起下鉆摩阻比常規(guī)水平井大。但鉆井液良好的潤滑性保證了水平段的順利鉆進，起下鉆和下套管順暢，全井未出現(xiàn)托壓影響鉆進的情況。

3) 性能穩(wěn)定，攜砂效果好。鉆開油層后將鉆井液密度控制在1.20 kg/L以內(nèi)，做到了既壓穩(wěn)油層又穩(wěn)定井壁。鉆井液動塑比大于0.4，攜巖屑能力強，整個鉆進過程中巖屑返出量正常，巖屑棱角清晰，起下鉆暢通無阻。

4) 綜合效果顯著。龍26-平9井創(chuàng)造了大慶油田應(yīng)用水基鉆井液進行工廠化水平井施工的4項紀(jì)錄：二開井段鉆進周期最短(19.21 d)，機械鉆速最高(10.58 m/h)，定向段日進尺最長(209.00 m)，水平位移最長(1 840.00 m)。

3.2 芳38-平6井

芳38區(qū)塊是大慶致密油區(qū)塊之一，屬于松遼盆地中央坳陷區(qū)三肇凹陷宋芳屯鼻狀構(gòu)造，地層從上到下依次為嫩江組、姚家組、青山口組和泉頭組，在青二、三段至泉頭組有346 m厚的大段泥巖層，施工時極易發(fā)生剝落掉塊、卡鉆等井下故障。

3.2.1 鄰井施工情況分析

芳 38-平 1井采用了常規(guī)水平井水基鉆井液，完鉆井深2 587.00 m，水平位移840.00 m，水平段長527.00 m。該井鉆至井深2 587.00 m時起下鉆，分別在井深1 854.00，2 111.00和2 258.00 m處遇阻，且在井深2 216.00 m處發(fā)生卡鉆事故，并有憋泵現(xiàn)象，解卡后在井深2 251.00 m處再次發(fā)生卡鉆，泵壓從13 MPa上升至25 MPa。解卡過程中，振動篩上返出大量紫紅色粉碎性泥巖，并含有長度為0.5 cm左右的青山口組剝落片，解卡后在井深2 111.00 m處進行側(cè)鉆。

分析認(rèn)為，卡鉆的主要原因在于鉆井液性能不夠好：1)抑制能力不足，導(dǎo)致縮徑引起起下鉆遇阻；2)封堵能力弱，青山口組泥巖剝落掉塊，導(dǎo)致發(fā)生卡鉆；3)鉆井液濾失量較大，最高達到3.8 mL，降低了鉆井液的井壁穩(wěn)定能力。

3.2.2 高性能鉆井液應(yīng)用情況

芳 38-平 6井與芳 38-平 1井相距2 km，完鉆井深3 153.00 m，水平位移1 358.00 m，水平段長1 093.00 m，完鉆層位為泉頭組四段。該井應(yīng)用高性能水基鉆井液鉆進，鉆井液性能見表5。

從表5可以看出，芳38-平 6井鉆井液性能穩(wěn)定，濾失量小，潤滑性優(yōu)良，攜砂效果好。從開鉆到完井，全井無井下故障發(fā)生，特別是在青山口組、泉頭組進行定向和水平段作業(yè)時,沒有發(fā)生剝落、壓差卡鉆和托壓等井下復(fù)雜情況，起下鉆和下套管作業(yè)順利。該井二開井段平均機械鉆速為7.11 m/h，高于芳 38-平 1井的6.01 m/h。同時，加入3%～5%聚合醇，使?jié)櫥瑒┘恿繌囊郧暗?%降至5%，單井潤滑劑成本降低10萬元以上。

現(xiàn)場應(yīng)用表明，高性能水基鉆井液體系井壁穩(wěn)定能力突出，潤滑性優(yōu)良，能夠滿足致密油藏開發(fā)需求。

4 結(jié) 論

1) 針對大慶油田致密油藏地質(zhì)特點及水平井鉆井難點，以“兩元協(xié)同”抑制原理和“雙效”封堵機理為基礎(chǔ)開發(fā)的高性能水基鉆井液體系，能解決常規(guī)水基鉆井液抑制性不足、封堵能力弱、潤滑性差等問題。

2) 高性能水基鉆井液在抑制性、潤滑性等方面與油基鉆井液接近，通過現(xiàn)場試驗形成了一套大慶油田致密油藏水平井水基鉆井液技術(shù)。

3) 現(xiàn)場應(yīng)用9口井均取得很好的效果，其中龍 26-平 9井水平段超過1 500 m，全井未發(fā)生剝落掉塊、卡鉆、托壓等井下復(fù)雜情況，井徑規(guī)則，表明研究的高性能水基鉆井液能夠滿足大慶油田致密油藏長水平段水平井的鉆井需求，具有廣闊的應(yīng)用前景。

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[編輯 令文學(xué)]

Application of High-Performance Water-Based Drilling Fluid for Horizontal Wells in Tight Reservoirs of Daqing Oilfield

Hou Jie, Liu Yonggui, Li Hai

(ResearchInstituteofDrillingEngineering&Technology,CNPCDaqingDrillingandExplorationEngineeringCompany,Daqing,Heilongjiang, 163413,China)

During the drilling of middle-shallow tight oil reservoirs in the Daqing Oilfield, mud making, hole shrinkage, caving and other downhole complications are frequently observed. To evaluate the problem, SEM and cast slice analyses were performed on core samples taken from tight reservoirs, and synergistic effects of polyamine and polyalcohol were used to enhance the inhibition performances of drilling fluids. By jointly using conventional physical plugging techniques and chemical plugging using polyalcohol, the plugging performances of drilling fluids in micro-fractures were enhanced significantly. By using assessment techniques with a combination of macrofacies and microfacies, polyamine inhibition additives with optimal performances were identified. In addition, with deployment of polyalcohol and other additives with satisfactory compatibility, a high-performance water-based drilling fluid with outstanding inhibition and plugging performance was generated. Lab test results showed that the high-performance water-based drilling fluid had rolling recovery rates above 95% for shale, with total fluid production from micro-fractures with sizes of 10-50 μm less than 2 mL, and with lubrication coefficients under extreme pressures at merely 0.10. The new drilling fluid was then deployed in 9 wells drilled in tight oil reservoirs in the Daqing Oilfield where it achieved outstanding performance.In Well Long26-Ping9, an expansion of the borehole diameter was no more than 9.31%, whereas the highest ROP was 10.58 m/h. Research results showed that the high-performance water-based drilling fluid could meet demands for development of tight oil reservoirs in the Daqing Oilfield.

tight oil; water-based drilling fluid; horizontal well; hole stabilization; inhibition; Daqing Oilfield

2014-10-19；改回日期：2015-04-03。

侯杰(1983—)，男，四川閬中人，2005年畢業(yè)于長江大學(xué)環(huán)境工程專業(yè)，2009年獲大慶石油學(xué)院油氣井工程專業(yè)碩士學(xué)位，主要從事鉆井液處理劑合成及鉆井液體系研發(fā)工作。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201504011

TE254+.3

A

1001-0890(2015)04-0059-07

聯(lián)系方式：(0459)4892309，94478333@qq.com。