鄭成勝， 藍(lán) 強(qiáng)， 張敬輝， 李公讓

（中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營(yíng) 257000）

近年來(lái)，瑪湖油田三疊系百口泉組、二疊系烏爾禾組勘探持續(xù)獲得新發(fā)現(xiàn)，新增有效勘探面積6 800 km2，發(fā)現(xiàn)了10億噸級(jí)礫巖油田?，敽吞铿?31井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷北斜坡區(qū)，從上到下依次鉆遇白堊系、侏羅系和三疊系，主要目的層為三疊系百口泉組[1]。該井區(qū)深井鉆井液必須滿足上部砂泥巖水化抑制、侏羅系硬脆性泥巖和煤層封堵防塌、三疊系目的層疏松礫巖防塌的要求，早期應(yīng)用了聚磺鉆井液，并采用胺類聚合物等提高鉆井液的抑制性，后來(lái)發(fā)展為鉀聚磺鉆井液。近年來(lái)，隨著環(huán)保要求的提高，無(wú)磺鉆井液的應(yīng)用逐漸增多，但是無(wú)磺鉆井液中無(wú)磺化材料，大量使用聚合物和天然高分子材料，封堵材料粒徑匹配不佳，導(dǎo)致鉆井液防塌能力較差并存在變質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)，一些井甚至出現(xiàn)鉆井液性能突變、下鉆漏失和坍塌卡鉆等井下故障[2]。

為了解決該油田無(wú)磺鉆井液性能不穩(wěn)定、防塌能力較差的問(wèn)題，在該區(qū)塊深井鉆井中首次提出了活度平衡穩(wěn)定井壁的技術(shù)思路，針對(duì)三疊系百口泉組的地層特點(diǎn)，通過(guò)優(yōu)選活度調(diào)節(jié)劑等處理劑，并采用D90理想充填理論，對(duì)不同粒徑封堵劑的配比進(jìn)行了優(yōu)化，選用特定分子胺基抑制劑與氯化鉀復(fù)配形成復(fù)合強(qiáng)抑制劑，形成了非磺化低活度鉆井液體系。該鉆井液在MaHW1602 井水平段鉆進(jìn)中取得較好的井壁穩(wěn)定效果，為解決該油田長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)中存在的坍塌掉塊等井下故障提供了技術(shù)手段。

1 井眼概況及鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

MaHW1602井位于瑪湖凹陷北斜坡區(qū)瑪131井區(qū)瑪133井?dāng)鄩K，該井鉆遇地層為：白堊系吐谷魯組大段泥巖地層，侏羅系頭屯河組、西山窯組地層為硬脆性泥巖和煤層，三工河組、八道灣組地層為易造漿泥巖段，八道灣組發(fā)育頁(yè)巖、砂泥巖，承壓能力低，三疊系地層巖石含礫，夾層多，克拉瑪依組、百口泉組地層存在異常高壓[3]。MaHW1602井設(shè)計(jì)為三開(kāi)水平井，二開(kāi)采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深2 800.00 m，三開(kāi)采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深4 692.71 m，造斜點(diǎn)井深2 840.00 m，A靶點(diǎn)井深3 291.78 m，水平段長(zhǎng)1 400.00 m。

結(jié)合鉆遇地層特點(diǎn)、井身結(jié)構(gòu)及鄰井實(shí)鉆情況，該井主要存在以下鉆井液技術(shù)難點(diǎn)：

1）φ311.1 mm 井段長(zhǎng) 500.00～2 800.00 m，巖性為砂泥巖，鉆屑易水化分散，鉆井液固相含量增長(zhǎng)較快，性能變化幅度大。

2）地層交界面多，地層疏松、滲透性強(qiáng)，漏層多，八道灣組、白堿灘組、克拉瑪依上組及目的層均可能發(fā)生漏失[4]，包括裂縫導(dǎo)致的失返性漏失、滲漏等。由于地層滲透性強(qiáng)，鉆井液補(bǔ)充量大，一旦鉆井液在井下靜止時(shí)間較長(zhǎng)，鉆井液易脫水，下鉆開(kāi)泵等易發(fā)生激動(dòng)壓力導(dǎo)致的漏失。

3）碳質(zhì)、硬質(zhì)泥巖，煤層及疏松礫巖容易垮塌形成大肚子井眼，侏羅系西山窯組地層含有多套煤層，受到擾動(dòng)易垮塌。

4）水平段攜巖、潤(rùn)滑性問(wèn)題突出，鄰井多次發(fā)生嚴(yán)重托壓、卡鉆等井下故障[5]。百口泉組為泥巖、疏松礫巖，在定向井段、水平段鉆進(jìn)時(shí)，易形成巖屑床，導(dǎo)致起下鉆阻卡，易發(fā)生壓差卡鉆，定向鉆進(jìn)托壓造成無(wú)法鉆進(jìn)的情況時(shí)有發(fā)生，鉆速低，鉆井周期長(zhǎng)，鉆井液性能維持困難，采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井工具鉆進(jìn)的風(fēng)險(xiǎn)較大。

2 非磺化低活度鉆井液研究

針對(duì)MaHW1602井鉆遇地層特點(diǎn)及鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，結(jié)合瑪湖油田鉆井液“去磺”的環(huán)保要求，通過(guò)優(yōu)選活度調(diào)節(jié)劑和抑制劑、優(yōu)化不同粒徑封堵劑配比，形成了非磺化低活度鉆井液。

2.1 技術(shù)思路

MaHW1602井目的層溫度為70～80 ℃，設(shè)計(jì)最大鉆井液密度為1.35 kg/L[6]。由于大多數(shù)環(huán)保鉆井液處理劑的抗溫能力均超過(guò)目的層溫度，所以不考慮去磺后鉆井液的抗溫性問(wèn)題，而主要考慮無(wú)磺化褐煤、無(wú)磺化瀝青的鉆井液如何形成致密濾餅的問(wèn)題[7]。結(jié)合鉆井實(shí)踐[8]和鄰井實(shí)鉆結(jié)果，該區(qū)塊鉆井過(guò)程中要維持鉆井液性能穩(wěn)定、形成致密濾餅，必須保證鉆井液具有強(qiáng)抑制性，并嚴(yán)控固相侵入。一旦抑制性不足，泥質(zhì)分散，固相侵入嚴(yán)重，容易導(dǎo)致井漏、卡鉆和托壓等井下故障[9]。

因此，針對(duì)該區(qū)塊鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，采取以下技術(shù)思路構(gòu)建非磺化低活度鉆井液體系：1）優(yōu)選復(fù)配活度調(diào)節(jié)劑，維持鉆井液處于較低活度，根據(jù)活度平衡理論，降低鉆井液濾液對(duì)井壁穩(wěn)定性的影響；2）根據(jù)D90理想充填理論，將剛性、軟性封堵顆粒相結(jié)合，提高鉆井液的封堵性能；3）優(yōu)選胺基抑制劑與無(wú)機(jī)鹽復(fù)配，增強(qiáng)鉆井液的抑制性，強(qiáng)化其抑制防塌能力；4）通過(guò)評(píng)價(jià)不同配方鉆井液的性能，優(yōu)選出最佳配方，并進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

2.2 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

2.2.1 活度調(diào)節(jié)劑

無(wú)機(jī)鹽對(duì)鉆井液性能影響較大，一些無(wú)機(jī)鹽可導(dǎo)致鉆井液失去膠體穩(wěn)定性，高濃度無(wú)機(jī)鹽對(duì)環(huán)境也有一定影響。因此，要選用小分子非鹽類活度調(diào)節(jié)劑。評(píng)價(jià)了不同非鹽類活度調(diào)節(jié)劑及其加量對(duì)水活度的影響，結(jié)果見(jiàn)表1。

表 1 非鹽類活度調(diào)節(jié)劑對(duì)水活度的影響試驗(yàn)結(jié)果Table 1 Test results of effect of non-salt activity regulator on water activity

從表1可以看出，隨著非鹽類活度調(diào)節(jié)劑加量增加，水活度均降低，但降低幅度不同。其中，乙二醇、丙二醇及丙三醇的水活度降低效果較好；20%乙二醇可使水活度降低至0.932，水活度降低效果最優(yōu)。

效果優(yōu)異的活度調(diào)節(jié)劑既要碳鏈短又要羥基多，而碳鏈增長(zhǎng)不利于水活度的降低。因此，考察了不同有機(jī)鹽活度調(diào)節(jié)劑對(duì)水活度的影響，結(jié)果見(jiàn)表2。

表 2 有機(jī)鹽活度調(diào)節(jié)劑對(duì)水活度的影響試驗(yàn)結(jié)果Table 2 The effect of organic salt activity regulator on water activity

從表2可以看出，隨著有機(jī)鹽活度調(diào)節(jié)劑加量增加，其水活度均降低，但降低幅度不同。其中，甲酸鈉、甲酸鉀及醋酸鉀水活度降低效果較好；20%甲酸鈉可使水活度降至0.891，其水活度降低效果最優(yōu)。

據(jù)此，優(yōu)選乙二醇和甲酸鈉為復(fù)合活度調(diào)節(jié)劑。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，復(fù)配形成的活度調(diào)節(jié)劑為35%乙二醇+65%甲酸鈉，命名為L(zhǎng)AA-1，20%LAA-1溶液的水活度為0.901。該活度調(diào)節(jié)劑不僅降低了有機(jī)鹽用量，同時(shí)符合現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用要求。因此，以下試驗(yàn)均使用LAA-1活度調(diào)節(jié)劑。

2.2.2 封堵劑

地質(zhì)資料顯示，目的層主要是粗碎屑砂礫巖，細(xì)碎屑砂巖含量較少，儲(chǔ)層孔隙度1.17%～16.64%，平均為7.69%；滲透率0.01～201.00 mD，平均為3.70 mD，屬于低孔-低滲儲(chǔ)層。該地區(qū)所用封堵劑主要為超細(xì)碳酸鈣、乳化納米石蠟、乳化瀝青和天然瀝青粉。為了減少封堵劑對(duì)環(huán)境的影響，剔除乳化瀝青和天然瀝青粉，主要采用超細(xì)碳酸鈣和乳化納米石蠟進(jìn)行封堵。

利用D90理想充填理論，根據(jù)目的層的滲透率和孔隙半徑優(yōu)選不同粒徑超細(xì)碳酸鈣和乳化納米石蠟的配比，1 000目超細(xì)碳酸鈣、600目超細(xì)碳酸鈣、400目超細(xì)碳酸鈣和乳化納米石蠟的最佳配比為40∶30∶20∶10（命名為 SA-1）。在此基礎(chǔ)上，采用靜態(tài)巖心流動(dòng)裝置，選取瑪131井區(qū)百一段巖心進(jìn)行封堵率評(píng)價(jià)試驗(yàn)，評(píng)價(jià)不同封堵劑對(duì)地層巖心的封堵能力。測(cè)試步驟如下：1）采用模擬地層水，定流量0.1 mL/min測(cè)壓，待壓力穩(wěn)定后，測(cè)得p1；2）用待測(cè)鉆井液在壓力4.2 MPa條件下污染巖心一端30 min；3）去掉鉆井液，重新用模擬地層水，以步驟1）的流量測(cè)得p2，用公式R=（1-p1/p2）×100%計(jì)算封堵率，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表3。

表 3 不同封堵劑的地層封堵能力測(cè)試結(jié)果Table 3 Test results of formation plugging by different plugging agents

從表3可以看出，不同粒徑的超細(xì)碳酸鈣對(duì)低滲儲(chǔ)層均有不同程度的封堵作用，其中1 000目超細(xì)碳酸鈣的封堵性較好，而納米乳化石蠟的封堵性能與1 000目超細(xì)碳酸鈣相當(dāng)；將SA-1的加量從5.0%降至3.0%，其對(duì)地層的封堵性能依然優(yōu)異，封堵率超過(guò)92%。因此，選SA-1作為低活度鉆井液的封堵劑。

2.2.3 抑制劑

MaHW1602井鉆遇大段泥巖、砂泥巖地層，而鄰井在鉆井過(guò)程中因鉆井液抑制性不足，導(dǎo)致泥巖在鉆井液中分散，鉆井液固相急劇升高，性能惡化，造成憋漏地層情況頻發(fā)。研究表明，有機(jī)胺類具有抑制性不足的缺點(diǎn)，無(wú)機(jī)鹽有長(zhǎng)效性不足的缺點(diǎn)，而不同類型抑制劑復(fù)配往往比單獨(dú)使用效果好[10]。筆者選用有機(jī)胺抑制劑（氯乙酸與二乙烯三胺合成物）與氯化鉀進(jìn)行復(fù)配，其抑制性評(píng)價(jià)結(jié)果如圖1所示。

圖1 氯化鉀/有機(jī)胺抑制黏土膨脹性能評(píng)價(jià)結(jié)果Fig. 1 Inhibition of potassium chloride/organic amine on clay swelling

從圖1可以看出，5.0%KCl抑制黏土膨脹的作用有限，但3.5%KCl與1.5%有機(jī)胺復(fù)配后，其抑制黏土膨脹的能力大幅度提高，黏土膨脹率從6.8%降至4.5%。筆者選用有機(jī)胺抑制劑是氯乙酸二乙烯胺合成物，其對(duì)黏土的作用以水化、嵌入層間作用為主，抑制黏土膨脹的能力不強(qiáng)；但是，其與氯化鉀復(fù)配后，抑制黏土膨脹的能力得到協(xié)同增強(qiáng)。因此，將KCl和有機(jī)胺復(fù)配作為抑制劑。

2.3 低活度鉆井液配方及性能評(píng)價(jià)

根據(jù)處理劑的優(yōu)選結(jié)果，研究形成了鉆井液基礎(chǔ)配方：水+0.5%堿類+3.5% KCl+0.8%聚合物降濾失劑+0.8%包被劑+0.5%復(fù)配銨鹽+0.5%天然高分子材料+0.2%聚合物降黏劑+1.5%有機(jī)胺抑制劑+0.5%CaO+3.0%隨鉆堵漏劑+1.0%膠凝劑+3.0%白油潤(rùn)滑劑+重晶石。在鉆井液基礎(chǔ)配方的基礎(chǔ)上，通過(guò)添加處理劑及調(diào)整其加量，形成了以下配方：配方2為基礎(chǔ)配方+4.0%膨潤(rùn)土；配方3為基礎(chǔ)配方+4.0%膨潤(rùn)土+6.0%封堵劑SA-1；配方4為基礎(chǔ)配方+4.0%膨潤(rùn)土+6.0%封堵劑SA-1+20.0%活度調(diào)節(jié)劑LAA-1。

評(píng)價(jià)了上述4種配方鉆井液老化前后的常規(guī)性能，結(jié)果見(jiàn)表4。老化條件是在80 ℃下滾動(dòng)16 h，下同。

設(shè)計(jì)要求鉆井液濾失量≤4.0 mL、濾餅厚度≤0.5 mm、80 ℃下高溫高壓濾失量≤10.0 mL。由表4可知，基礎(chǔ)配方無(wú)法形成致密濾餅，僅靠聚合物成膜控制濾失量，不能滿足設(shè)計(jì)要求；在單純?cè)黾油料嗟那闆r下，配方2的濾失性能有所改善，但仍不能滿足要求；在增加優(yōu)選封堵材料的條件下，配方3的濾失性能得到較大改善，但是由于固相增加，塑性黏度、漏斗黏度也顯著增加；配方4引入了活度調(diào)節(jié)劑，其黏切性能有所降低，濾餅變得薄而致密。測(cè)試了3種配方鉆井液老化后對(duì)巖心的封堵率，結(jié)果見(jiàn)表5。

表 4 不同配方鉆井液的常規(guī)性能測(cè)試結(jié)果Table 4 Test results of routine performance of different drilling fluid formula

表 5 不同配方鉆井液的巖心封堵率測(cè)試結(jié)果Table 5 Plugging rate test of different drilling fluid formula

由表5可知，鉆井液中加入優(yōu)選的封堵劑后對(duì)巖心的封堵率有較大幅度提高，其中以低活度鉆井液的封堵率最高，達(dá)到了92.32%。隨后，測(cè)試了不同配方鉆井液濾液的活度，配方4的水活度為0.863，低于要求的0.92，滿足現(xiàn)場(chǎng)鉆井液封堵防塌要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

MaHW1602井一開(kāi)完鉆井深505.00 m，完鉆后下套管，將水泥返至井口；二開(kāi)完鉆井深2 803.00 m（克拉瑪依上組），套管下深2 800.31 m，水泥返高2 300.00 m；三開(kāi)完鉆井深4 708.00 m，套管下深4 692.94 m，水泥返高2 600.00 m。該井三開(kāi)井段鉆進(jìn)中應(yīng)用了低活度鉆井液。

3.1 低活度鉆井液維護(hù)措施

MaHW1602井三開(kāi)井段為斜井段和水平段，應(yīng)用的低活度鉆井液配方為水+0.5%堿類+3.5%KCl+0.8%聚合物降濾失劑+0.8%包被劑+0.5%復(fù)配銨鹽+0.5%天然高分子材料+0.2%聚合物降黏劑+1.5%有機(jī)胺抑制劑+ 0.5%CaO+3.0%隨鉆堵漏劑+1.0%膠凝劑+3.0%白油潤(rùn)滑劑+20.0%活度調(diào)節(jié)劑LAA-1+6.0%封堵劑SA-1+4.0%膨潤(rùn)土+重晶石，主要維護(hù)處理措施為：

1）用二開(kāi)鉆井液鉆開(kāi)水泥塞，采用固控設(shè)備清除鉆井液中無(wú)用固相，按照上述鉆井液配方補(bǔ)充各處理劑，調(diào)整鉆井液性能達(dá)到設(shè)計(jì)要求后，開(kāi)始三開(kāi)鉆進(jìn)。

2）該井段設(shè)計(jì)鉆井液密度為1.25～1.35 kg/L。鉆井過(guò)程中加強(qiáng)隨鉆壓力監(jiān)測(cè)，根據(jù)實(shí)鉆情況調(diào)整鉆井液密度，以確保井下安全。實(shí)鉆鉆井液密度為1.28 kg/L，鉆至井深3 600.00 m后將密度逐步提高至1.33 kg/L；完井電測(cè)和下套管期間的鉆井液密度為 1.33～1.35 kg/L。

3）鉆井過(guò)程中根據(jù)鉆井速度及鉆井液的消耗量，預(yù)先將處理劑按比例配制成膠液，以細(xì)水長(zhǎng)流的方式補(bǔ)充到鉆井液中，避免鉆井液性能波動(dòng)過(guò)大。

4）采用KCl、胺基抑制劑增強(qiáng)鉆井液抑制能力；優(yōu)化各種封堵材料配比，以增強(qiáng)鉆井液的封堵防塌能力；采用白油潤(rùn)滑劑增強(qiáng)鉆井液的潤(rùn)滑性能；采用天然高分子材料、聚合物降黏劑和膠凝劑調(diào)整鉆井液的流變性，增強(qiáng)鉆井液的攜巖能力。

5）進(jìn)入造斜點(diǎn)（井深2 840.00 m）后，潤(rùn)滑劑白油加量維持在3.0%以上，鉆進(jìn)期間定時(shí)補(bǔ)充。該段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井工具鉆進(jìn)，鉆速較快，注意控制固相含量；K+質(zhì)量濃度控制在15 000 mg/L以上，以維持其抑制性。同時(shí)，活度調(diào)節(jié)劑LAA-1的加量要達(dá)到設(shè)計(jì)要求，控制鉆井液活度小于0.92。

6）在井斜角大于40°井段鉆進(jìn)時(shí)，鉆井液中封堵材料SA-1的加量維持在6.0%以上，以改善濾餅質(zhì)量，強(qiáng)化鉆井液的封堵能力；鉆井液靜切力維持在1.0～2.5 Pa/5.0～11.0 Pa，具備一定沖刷能力，避免形成巖屑床。

7）鉆至A靶點(diǎn)（井深3 108.00 m）以深后，嚴(yán)格按設(shè)計(jì)要求維持鉆井液性能，API濾失量不大于4.0 mL，濾餅厚度小于0.5 mm，Ca2+質(zhì)量濃度維持在400～700 mg/L，調(diào)整鉆井液的黏切性能，使之滿足沖刷攜巖要求；可適當(dāng)提高潤(rùn)滑劑白油的加量，鉆進(jìn)期間要定時(shí)補(bǔ)充，含砂量控制在0.3%以內(nèi)，水平段下放摩阻要小于196 kN。

8）控制起下鉆速度，減小壓力激動(dòng)，避免因壓力激動(dòng)造成井下漏失及垮塌。水平段鉆進(jìn)中，鉆井液中的隨鉆堵漏劑的含量維持在3.0%以上，防止因漏失造成儲(chǔ)層傷害。

9）保證全井段四級(jí)固控設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)良好，鉆進(jìn)中振動(dòng)篩（篩布120目以上）的開(kāi)動(dòng)率為100%，除砂器、除泥器的開(kāi)動(dòng)率在80%以上，離心機(jī)有效開(kāi)動(dòng)率應(yīng)滿足鉆井液性能的相關(guān)要求。

3.2 應(yīng)用效果

電測(cè)結(jié)果顯示，MaHW1602井三開(kāi)井段平均井眼直徑為230.1 mm，平均井徑擴(kuò)大率僅為6.5%，表明低活度鉆井液抑制性較強(qiáng)，滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。三開(kāi)電測(cè)數(shù)據(jù)表明，井徑比較規(guī)則，由于定向、水平段采用螺桿鉆進(jìn)，定向時(shí)間長(zhǎng)、復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)間短，鉆時(shí)慢，且鉆進(jìn)過(guò)程中不斷調(diào)整井斜角和方位角，導(dǎo)致井眼擴(kuò)大率較大。三開(kāi)鉆進(jìn)期間未出現(xiàn)掉塊現(xiàn)象，套管一次下到底，下放全過(guò)程摩阻小于196 kN，也表明低活度鉆井液完全滿足工程要求。

4 結(jié)論與建議

1）針對(duì)瑪湖油田MaHW1602井鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，提出了構(gòu)建非磺化鉆井液的技術(shù)思路：降低鉆井液活度，增強(qiáng)其抑制性和封堵性能。利用活度平衡理論，通過(guò)優(yōu)選活度調(diào)節(jié)劑，降低了鉆井液的活度；通過(guò)優(yōu)選抑制劑，增強(qiáng)了鉆井液的抑制性；根據(jù)D90理想充填理論并結(jié)合封堵性試驗(yàn)優(yōu)選封堵劑及不同粒徑封堵劑配比，增強(qiáng)了鉆井液的封堵能力，降低了鉆井液中液相對(duì)井壁穩(wěn)定性的不利影響，形成了非磺化低活度鉆井液。

2）非磺化低活度鉆井液形成的濾餅薄而致密，能夠滿足MaHW1602井百口泉組長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)要求，所鉆井段井徑規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率小于鄰井，完井作業(yè)順利。

3）建議繼續(xù)開(kāi)展非磺化低活度鉆井液技術(shù)研究，有針對(duì)性地提高目的層井壁的膜效率；進(jìn)一步提高非磺化低活度鉆井液的封堵、抗溫、環(huán)保等性能，并在類似區(qū)塊推廣應(yīng)用。