王曉鵬，許　杰，何瑞兵，董平華

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海油田調(diào)整井鉆井液體系

王曉鵬，許杰，何瑞兵，董平華

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

王曉鵬等.渤海油田調(diào)整井鉆井液體系［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：45-49.

近年來渤海綏中油田調(diào)整井中大斜度井、水平井逐年增加，地層壓力衰減嚴重，導(dǎo)致原小陽離子鉆井液體系（JFC）不能滿足作業(yè)要求，主要體現(xiàn)為抑制性、流變性、抗污染能力和儲層保護能力不足。為解決以上問題，開展了儲層特性和泥巖理化性能研究，以及鉆井液體系適應(yīng)性分析，并以現(xiàn)有的鉆井液體系為基礎(chǔ)，通過室內(nèi)實驗優(yōu)選了鉆井液添加劑HAS。實驗發(fā)現(xiàn)，HAS與小陽離子、聚胺、有機正電膠相比，具有更適合的抑制黏土水化膨脹效果；使用PF-VIF代替降濾失劑RS-1和增黏劑XC，鉆井液的流變性和攜巖能力都得到改善；包被劑PAC-HV和PAC-LV、HAS的協(xié)同作用可有效防止鉆井液發(fā)生絮凝增稠，并能擴大固相容量限；復(fù)配使用封堵劑LPF和HTC可降低鉆井液濾失量，提高鉆井液的儲層保護能力。形成的新型鉆井液體系在現(xiàn)場應(yīng)用后，鉆井作業(yè)效率得到大幅度提升，館陶組底礫巖井段倒劃眼速度與之前相比提升30%， 鉆井周期縮短41.08 d，油井產(chǎn)量均達到或超過預(yù)測產(chǎn)量。

調(diào)整井； 鉆井液； 鉆井效率； 油井產(chǎn)量；渤海油田

渤海綏中油田是渤海海域發(fā)現(xiàn)的第1個石油儲量超過億立方米的大型稠油油田，近年來為提高采收率，對該油田進行了2次大規(guī)模的井網(wǎng)整體加密綜合調(diào)整。該油田經(jīng)過數(shù)十年注水開發(fā)，正常地層壓力系統(tǒng)轉(zhuǎn)變?yōu)閺?fù)雜壓力系統(tǒng)，同一裸眼井段最多需要穿越14個小層，呈現(xiàn)局部壓力系數(shù)低、層間差異大（壓力系數(shù)為0.70～1.10）的特點，且調(diào)整井中大斜度井、水平井增多，東營組裸眼泥巖段增加300～400 m，導(dǎo)致單井作業(yè)周期長，使用已有的小陽離子鉆井液體系出現(xiàn)起泥球、劃眼困難以及黏附卡鉆事故，并且壓力系數(shù)的降低對儲層保護提出了新的要求［1-6］。為解決調(diào)整井作業(yè)中遇到的難題，開展了儲層特性及泥巖理化特性研究， 以及綜合調(diào)整井區(qū)鉆井液體系適應(yīng)性分析。認為已有的鉆井液體系抑制性、流變性、抗污染能力和儲層保護能力不足。目前國內(nèi)外對致密砂巖及正常壓力體系儲層的鉆井液研究較多， 而對疏松砂巖且地層壓力異常的儲層研究較少［7-9］。最終形成了新型鉆井液體系，并在渤海綏中油田現(xiàn)場試用，結(jié)果大幅度提高了鉆井作業(yè)效率，且油井產(chǎn)量均超過鉆前預(yù)測。

1　鉆井液體系適應(yīng)性分析

1.1地層物性

該油田地層從上至下依次發(fā)育有平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組和東營組。平原組以淺灰色中砂巖為主，夾薄層泥巖，成巖性較差；明化鎮(zhèn)組為淺灰色細砂巖與綠黑色泥巖呈不等厚互層；館陶組上部為淺灰色細砂巖與綠黑色泥巖呈不等厚互層，底部為礫巖層，垂直厚度為80～100 m；東營組蓋層主要為灰色泥巖，儲層以砂巖為主。

1.2儲層孔隙結(jié)構(gòu)

該油田儲層巖性疏松，膠結(jié)性差，孔隙發(fā)育，滲透性很好，層間非均質(zhì)及層內(nèi)非均質(zhì)性較強。其中Ⅰ油組儲層孔隙度在29%～35%之間變化，平均孔隙度為32%；滲透率在（40～18 000）×10-3μm2范圍內(nèi)變化，平均滲透率為3 200×10-3μm2。Ⅱ油組儲層孔隙度在29%～35%之間變化，平均孔隙度為32%；滲透率在（270～13 000）×10-3μm2范圍內(nèi)變化，平均滲透率為3 144×10-3μm2。根據(jù)孔隙度和滲透率分布情況，其儲層主要屬于（特）高孔、（特）高滲儲層。

1.3儲層敏感性

該油田儲層的速敏屬于弱至中等偏強，儲層滲透率在250×10-3μm2以上的巖心，其臨界流速為2.3 m/d，臨界流量為2.4 m3/（d·m2）；儲層滲透率在100×10-3μm2以下的巖心，其臨界流速為1.4 m/d，臨界流量為1.46 m3/（d·m2）；儲層屬于強水敏，低于臨界礦化度的液體注入巖心后，其滲透率損害達73%～92%。鉆井液體系的礦化度宜不小于9 000 mg/L，以防發(fā)生鹽敏。pH值最好界于6～10之間，以防發(fā)生堿敏和酸敏。

1.4泥巖理化特性

1.4.1礦物含量

渤海綏中油田全巖礦物含量見表1。表1結(jié)果表明， 該油田東營組巖屑礦物成分主要有黏土、 石英、長石等， 其中黏土礦物含量最高，主要為伊/蒙混層、高嶺石、伊利石。

表1　渤海綏中油田全巖礦物含量實驗結(jié)果

1.4.2泥巖陽離子交換容量

對東營組泥巖進行了陽離子交換容量的測定，測得東營組泥巖樣品CEC值為194 mmol/kg， 達到室內(nèi)配漿膨潤土（CEC值為480 mmol/kg）的40%，說明該地層的泥巖水化分散能力強，容易造漿。

1.4.3泥巖水化分散性和膨脹性分析

將30 g粒徑為2.00～3.20 mm的東營組鉆屑加入清水中，熱滾16 h后，測定其過孔徑為0.45 mm篩的回收量。測得滾動回收率僅為1.47%，說明該地層的水化能力很強。

實驗采用CLPZ-II型高溫高壓智能型膨脹性測試儀，測得膨潤土和東營組巖屑的膨脹率分別為115.6%、32.6%，說明地層巖石容易水化膨脹。

1.5適應(yīng)性分析

1）抑制性不足，流變性調(diào)控困難。由于大斜度井、水平井增加，東營組泥巖裸眼段加長，且泥巖地層黏土礦物易水化， 易造漿， 導(dǎo)致鉆井液流變性調(diào)控困難。室內(nèi)模擬實驗也顯示， 現(xiàn)場鉆井液穩(wěn)定性差，巖屑污染后黏度、 切力呈直線上升趨勢，鉆井液流變穩(wěn)定性被破壞， 影響現(xiàn)場鉆井，并且高的黏度和切力給后期鉆井液調(diào)整帶來很大難度。

2）抗污染能力弱，鉆井復(fù)雜情況嚴重。鉆井過程中由于泥巖地層較軟，易水化膨脹，而鉆井液自身固相容量限低，性能穩(wěn)定時間短，泥巖井段和作業(yè)周期變長后，鉆井液黏度、 切力上升快，易出現(xiàn)泥團、鉆頭泥包等現(xiàn)象，導(dǎo)致機械鉆速低，且在館陶組底礫巖井段倒劃眼極其困難。

3）儲層保護能力需進一步提升。根據(jù)上述研究結(jié)果，該油田儲層非均質(zhì)性強，主要屬于（特）高孔、（特）高滲；同時，經(jīng)過多年開發(fā)，部分儲層壓力衰竭，整個油田形成了復(fù)雜壓力系統(tǒng)，綜合調(diào)整井作業(yè)中出現(xiàn)了井漏。因此，要求已有鉆井液體系封堵能力進一步加強。

2　鉆井液體系優(yōu)化

2.1適度增強抑制性

渤海綏中油田原鉆井液體系主抑制劑為小陽離子，使用中出現(xiàn)起泥球、黏度上升快等抑制性不足的難題。實驗結(jié)果表明，HAS和聚胺的抑制性強于小陽離子和有機正電膠。

實際作業(yè)中， 在鉆井液中引入聚胺以提高鉆井液的抑制性， 起泥球現(xiàn)象減少， 但起下鉆遇阻卡現(xiàn)象增加，尤其倒劃眼憋扭矩嚴重，且加入聚胺以后鉆井液的穩(wěn)定性減弱，出現(xiàn)黏度上升和濾失量上漲等問題。室內(nèi)研究了HAS對鉆井液性能的影響，結(jié)果見表2。

表2　HAS對原鉆井液性能的影響

由表2可以看出，HAS對鉆井液流變性和濾失量均無明顯影響。且將引入HAS的鉆井液在實際作業(yè)中應(yīng)用，未出現(xiàn)起泥球、倒劃眼憋扭矩現(xiàn)象，鉆井液性能穩(wěn)定，因此優(yōu)選HAS為主抑制劑。HAS是在聚胺抑制劑的基礎(chǔ)上引入硅羥基，分子中的Si—OH鍵與黏土的Si—OH鍵縮聚成Si—O—Si鍵，該疏水層可保證黏土表面具有合理的水化膜，阻止和減緩黏土表面的水化作用［16］。與小陽離子相比，HAS提高了抑制性，同時避免了使用聚胺抑制劑出現(xiàn)的井壁過硬、黏度上升快的現(xiàn)象。

2.2改善流變性

渤海綏中油田進入調(diào)整井階段， 大斜度井、 水平井增多，鉆井液呈現(xiàn)出黏度和動塑比偏低、攜巖效果差的問題。針對這一情況，在現(xiàn)有配方基礎(chǔ)上優(yōu)選了增黏降濾失材料，使用PF-VIF代替原有的RS-1和XC，并進行了優(yōu)化前后鉆井液性能（PF-VIF加量為1.5%）對比，結(jié)果如表3所示。

表3　鉆井液優(yōu)化前后的流變性

由表3可以看出，優(yōu)化后的鉆井液體系黏度和動塑比都有明顯提高，攜巖能力、懸浮能力得到大幅度改善，且熱滾前后鉆井液性能基本一致，穩(wěn)定性也得到提升。

2.3提高抗污染能力

為提高鉆井液抗污染能力，對鉆井液流變穩(wěn)定性和固相容量限2個方面進行研究。通過組合使用PAC-HV+PAC-LV+HAS，充分發(fā)揮添加劑的護膠和抑制作用，控制體系內(nèi)黏土礦物水化分散，保護鉆井液中膠體顆粒的穩(wěn)定狀態(tài)，保證黏土顆粒表面有足夠的吸附量和合理的水化膜厚度，防止黏土顆粒在正電離子的作用下發(fā)生絮凝增稠的現(xiàn)象，達到提高鉆井液體系穩(wěn)定時間和固相容量限的效果。鉆井液優(yōu)化前后的性能見表4、表5。由表4可知，優(yōu)化后的鉆井液在長時間熱滾老化后，各項性能變化不大，保持了較好的流變性、濾失性及pH值，說明優(yōu)化后的鉆井液有很好的穩(wěn)定性。同時由表5可以看出，優(yōu)化后的鉆井液固相容量限得到提升。

表4　優(yōu)化后鉆井液穩(wěn)定性實驗結(jié)果

表5　鉆井液優(yōu)化前后固相容量限實驗結(jié)果

2.4增強儲層保護能力

根據(jù)儲層（特）高孔、（特）高滲特點，以及考慮地層壓力衰竭情況，儲層保護主要從提高封堵承壓能力和滲透率恢復(fù)值入手，優(yōu)選鉆井液添加劑，開展了封堵能力實驗，結(jié)果如表6所示，最終選用了LPF+HTC復(fù)配。

表6　鉆井液優(yōu)化前后封堵能力實驗結(jié)果

根據(jù)上述優(yōu)化研究，最終形成了新型鉆井液體系，其基礎(chǔ)配方如下。

3%海水膨潤土漿+0.25%NaOH+0.3%Na2CO3+ 0.2%PAC-HV+0.2%PAC-LV+1.5%VIF+2%DYFT+ 1.5%LPF+5%HTC+1.5%HAS

基于以上配方，使用井壁承壓實驗裝置，開展鉆井液承壓能力實驗，結(jié)果見表7。同時，采用JHDS-2高溫高壓動失水儀，在模擬實際鉆井條件下，開展了鉆井液儲層保護評價實驗，結(jié)果如表8所示。表7結(jié)果表明，優(yōu)化后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5.2 mL。從表8實驗數(shù)據(jù)分析，鉆井液固相侵入深度較淺，切片0.5 cm后滲透率恢復(fù)值在90%以上，儲層保護效果較好。

表7　優(yōu)化后鉆井液承壓能力實驗（80 ℃）

表8　優(yōu)化后鉆井液儲層保護實驗結(jié)果

3　現(xiàn)場應(yīng)用

新型鉆井液體系在渤海油田共試驗應(yīng)用了7口井， 見表9， 鉆井液性能穩(wěn)定， 未發(fā)生起泥球和黏附卡鉆現(xiàn)象， 館陶組底礫巖井段倒劃眼速度與之前相比提升30%， 鉆井工期共節(jié)省41.08 d；同時，實施的7口井投產(chǎn)后單井產(chǎn)量均達到或超過預(yù)測產(chǎn)量。

4　結(jié)論與建議

1.根據(jù)儲層特性和泥巖理化性能研究，可確定渤海綏中油田儲層屬于（特）高孔、（特）高滲儲層，屬于弱至中等偏強速敏、強水敏，鉆井液的礦化度宜不小于9 000 mg/L，以防發(fā)生鹽敏；pH值最好界于6～10之間，以防發(fā)生堿敏和酸敏。東營組巖屑礦物成分主要有黏土、石英、長石等，其中黏土礦物含量最高，主要為伊/蒙混層（I/S）、高嶺石（K）、伊利石，且其泥巖水化分散性和膨脹性強。

表9　使用新型鉆井液的試驗井情況

2.通過室內(nèi)實驗和鉆井液添加劑的優(yōu)選，形成了新型鉆井液體系。該體系能夠有效抑制東營組泥巖的水化膨脹，流變性也得到改善，大大提高了鉆井液攜巖和懸浮能力；鉆井液穩(wěn)定時間延長和固相容量限提高，滿足了調(diào)整井作業(yè)周期變長的特點；同時其封堵承壓能力的加強，使切片0.5 cm后滲透率恢復(fù)值在90%以上，儲層保護效果較好。

3.該鉆井液體系在渤海綏中油田應(yīng)用， 解決了調(diào)整井作業(yè)中起泥球、 壓差卡鉆、 倒劃眼困難的問題， 大大提高了作業(yè)效率， 縮短了工期， 且儲層保護效果較好， 油井產(chǎn)量均超過預(yù)測產(chǎn)量。鉆井液體系的優(yōu)化思路為類似油田的調(diào)整井作業(yè)提供了借鑒。

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Drilling Fluid for Adjustment Well in Bohai Oilfield

WANG Xiaopeng， XU Jie， HE Ruibing， DONG Pinghua
（Tianjin Branch Company， CNOOC， Tianjin 300452）

In the adjustment wells drilled in recent years in Block Suizhong， Bohai Oilfield， the percentage of highly deviated wells and horizontal wells have been increasing every year. This leads the formation pressure to deplete seriously， and the low molecular weight cationic polymer drilling fluid （JFC） is becoming unsuitable for the drilling operation because of the deficiencies of JFC in inhibitive capacity， rheology， contamination tolerance， and reservoir protection. To solve these problems， laboratory studies were conducted on the issues such as reservoir characteristics， the physical-chemical property of shales drilled， and the adaptability of drilling fluid to the formations penetrated. A drilling fluid additive， HAS， was selected through laboratory experiments to treat the drilling fluid presently in use. It was found that， compared with low molecular weight cationic polymers， polyamines and organic MMH etc.， HAS was much stronger in inhibiting the hydration and swelling of clay minerals. Another additive PF-VIF was selected to replace the filter loss reducer RS-1 and XC， and the rheology and cuttings carrying capacity were improved. A combination of PAC-HV， PAC-LV and HAS can prevent the drilling fluid from becoming flocculated， and increase the solids tolerance of the drilling fluid. The use of plugging agents LPF and HTC together reduced the filtration rate of the drilling fluid， and enhanced the performance of the drilling fluid to protect the reservoir formations. In field application of this drilling fluid， drilling efficiency was greatly enhanced. The rate of back reaming in the conglomerate section below the Guantao Formation was increased by 30%， and drilling time was saved by 41.08 d. Wells drilled with this drilling fluid had oil production rates reached or exceeded the forecast.

Adjustment well； Drilling fluid； Drilling efficiency； Oil well production rate； Bohai Oilfield

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0045-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.009

“十二五”國家重大科技專項“多枝導(dǎo)流適度出砂及海上油田叢式井網(wǎng)整體加密鉆采技術(shù)示范”（2011ZX05057-002）。

王曉鵬，工程師，碩士， 1982年生，畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)（北京），主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)研究工作。電話 （022）25804534；E-mail：wangxp5@163.com。

（2016-3-10；HGF=1604M5；編輯馬倩蕓）