張冬明

（中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413）

大慶油田歷時40 年的探索和研究表明，松遼盆地中上部地層資源儲量豐富，具有廣闊的開發(fā)前景。由于地層巖性以泥巖為主，且孔縫發(fā)育，鉆井液極易侵入地層發(fā)生水化作用，造成井壁失穩(wěn)。現(xiàn)有鉆井液體系雖可有效抑制粘土礦物水化，但封堵能力與地層情況不匹配，無法有效保證地層的井壁穩(wěn)定性。首輪水平井施工過程中，起下鉆阻卡、剝落掉塊問題頻發(fā)，其中類油基鉆井液施工的SY-2H 井和油基鉆井液施工的LY-平1井均因發(fā)生嚴重井壁垮塌被迫提前完鉆。另外，由于地層壓力系數(shù)最高可達1.58，為滿足力學支撐，鉆井液密度維持在1.60～1.75kg/L 之間，并且水平井水平段長度普遍大于1500m，沉降穩(wěn)定性與流變性控制間的矛盾導致鉆井液攜巖能力不足，鉆井施工后期，隨著有害固相的不斷侵入，致使鉆井液流變性控制更加困難。為此，筆者以強封堵、高觸變?yōu)檠芯磕繕耍纬蛇m用于松遼盆地中上部泥巖地層的高密度油基鉆井液體系，在6口長水平段水平井應用過程中，表現(xiàn)出良好的防塌能力和攜巖效果，應用效果顯著。

1 鉆井液技術難點

（1）井壁失穩(wěn)嚴重。由于地層巖石平均粘土礦物含量高達47%，且富含親油性含鐵綠泥石和有機質(zhì)，巖石表面油水兩親，導致油基鉆井液和水基鉆井液均可侵入地層內(nèi)部，劣化巖石強度[1-4]。另外，地層巖石孔縫發(fā)育，極大地增加了鉆井液的濾失通道，在鉆井液濾液水力尖劈的作用下，地層巖石內(nèi)部應力分布發(fā)生變化，導致井周巖石強度降低，最終造成井壁失穩(wěn)[5-13]。

（2）高密度鉆井液的流變性控制與井眼凈化能力間的矛盾突出。為保證鉆井液對地層井壁的力學支撐，松遼盆地中上部地層鉆井液施工密度一般維持在1.60～1.75kg/L，固相含量高達30%～35%，加重材料間的摩擦力、范德華力進一步增加了體系粘度和切力。另外，為實現(xiàn)加重材料的有效懸浮能力，體系中有機土含量相對較高，降低了體系抗污染能力，隨著低密度固相的侵入，體系流變性的控制更加困難。在水平段長普遍大于1500m 的水平井施工過程中，體系的高粘高切導致泵壓升高，排量下降，極大地限制了體系的返砂能力，增加了井下復雜的發(fā)生。

2 鉆井液體系配方研究

為有效抑制地層水化膨脹，以乳化穩(wěn)定、低濾失和滿足地層溫度要求為目標，進行了乳化劑、有機土和降濾失劑的優(yōu)選，形成了抗溫150℃、破乳電壓大于600V、高溫高壓濾失量小于4mL的油基鉆井液基礎體系，其配方為：（油水比85:15）4.0%主乳化劑ZGQC+2.0%輔乳化劑ZNQS+4.0%有機土HFOL+4.0%降濾失劑HFNX+2.0%CaO+15%CaCl2水溶液（質(zhì)量體積比20%）。在高密度油基鉆井液基礎配方的基礎上，進一步優(yōu)選油溶性剛/彈性封堵材料,提高體系的封堵防塌能力；優(yōu)選強極性潤濕劑，改善加重材料在油相中的分散效果，降低體系的粘度和切力；并對體系基礎配方進一步優(yōu)化完善，最終形成強封堵、高觸變的高密度油基鉆井液體系。

2.1 封堵材料優(yōu)選

將封堵材料樣品在柴油中配制成2%溶液，利用Horiba 激光粒度儀對樣品粒度進行分析，最終優(yōu)選出了軟彈性材料FHKL、剛性材料CXG-1和復合型材料DLQH，粒度分布如圖1 所示。結果顯示，封堵材料FHKL 和CXG-1的粒度中值分別為10.09μm 和8.57μm，滿足地層微米級孔縫的封堵寬度；封堵材料DLQH 的粒度中值為174.22μm，可對縫寬更大的構造裂縫形成有效填充。

圖1 封堵材料粒度分布

配制鉆井液基漿，加入1.0%FHKL、2.0%CXG-1和1.0%DLQH，150℃熱滾16h，利用PPA 高溫高壓濾失性封堵儀，測試鉆井液在150℃、3.5MPa條件下通過孔徑3μm、5μm、10μm陶瓷片的漏失量，數(shù)據(jù)見表1。

表1 封堵儀高溫高壓漏失量

實驗結果表明，加入封堵材料后，基漿在高溫高壓條件下通過不同孔徑陶瓷片的漏失量明顯降低，證明了所選封堵材料對3～10μm 孔隙具備有效的封堵能力。

2.2 潤濕劑優(yōu)選

按照基礎配方配制密度為1.80kg/L 的鉆井液體系，加入200目的巖屑粉，加量10%，形成高固相含量鉆井液體系，再以2%加量加入潤濕劑樣品，150℃熱滾16h，評價樣品對體系流變性的影響。與此同時，將熱滾后的鉆井液體系在150℃環(huán)境中靜止3d，量取上下層鉆井液密度，計算體系靜態(tài)沉降因子SF，SF=下層密度/(上層密度+下層密度)，當SF=0.50 時，說明未發(fā)生靜態(tài)沉降，SF＞0.52 時，說明靜態(tài)沉降穩(wěn)定性較差，數(shù)據(jù)見表2。

表2 潤濕劑對高密度基漿流變性和沉降穩(wěn)定性的影響

結果顯示，潤濕劑JYTC 對高密度基漿的降粘切效果最為突出，表觀粘度降低17.4%，終切降低41.5%，并且體系的高溫靜態(tài)沉降穩(wěn)定性得到明顯改善。其原因在于，強極性潤濕劑JYTC 可對加重材料進行表面改性，削弱水橋作用，減少顆粒間的相互聚集和結構強度。

2.3 高密度油基鉆井液配方

以低濾失、低粘高切和乳化穩(wěn)定為目標，在原基礎體系中引入優(yōu)選的封堵材料和潤濕劑，并進一步優(yōu)化各核心處理劑加量，最終優(yōu)選出了適用1.55～1.80kg/L密度范圍的鉆井液體系，其配方為：4.0%主乳化劑ZGQC+2.0%輔乳化劑ZNQS+1.0%潤濕劑JYTC+3.0%有機土HFOL+4.0%降濾失劑HFNX+2.0%CaO+1.0%封堵劑FHKL+2.0%封堵劑CXG-1+1.0%封堵劑DLQH+15.0%CaCl2水溶液（質(zhì)量體積比20%）+重晶石 粉（油水比85∶15）,性能如表3所示。

表3 不同密度體系常規(guī)性能

3 鉆井液性能評價

通過開展高密度油基鉆井液封堵性、高溫高壓流變性和抗污染性室內(nèi)評價實驗，驗證其在松遼盆地中上部地層井底條件下的綜合性能。

3.1 封堵性能

將地層巖芯安裝在模擬實驗裝置的巖芯室內(nèi)，分別倒入清水、1.55kg/L和1.80kg/L密度的油基鉆井液，圍壓穩(wěn)定在5MPa，上游驅(qū)動壓力穩(wěn)定在3MPa，下游壓力加載至2MPa后關閉試液通道，以此在巖芯兩側形成1MPa的初始驅(qū)動壓差，記錄下游壓力隨時間的變化情況，繪制壓力傳遞測試曲線，以壓力傳遞平衡時間衡量待測流體對地層巖樣的封堵能力，平衡時間越長封堵效果越好，結果如圖2所示。

圖2 壓力傳遞曲線

實驗結果顯示，清水在42min 時達到上下游壓力平衡，而1.55kg/L 和1.80kg/L 密度油基鉆井液分別驅(qū)替4.3h和4.6h達到平衡，油基鉆井液與清水相比，壓力傳遞速率被極大放緩，表明該油基鉆井液可有效封堵地層巖石孔縫，阻緩濾液在巖樣中的傳遞速率，有利于保證井壁穩(wěn)定性。

3.2 高溫高壓流變性

配制1.80kg/L 密度油基鉆井液體系，150℃熱滾16h，冷卻后12000轉(zhuǎn)高攪20min,保證待測鉆井液性能穩(wěn)定。利用Fan ix77型全自動高溫高壓流變儀模擬不同井深對應的溫度和壓力，對鉆井液體系流變性進行評價。實驗溫度80℃～150℃，實驗壓力為各設置溫度對應地層垂深條件下鉆井液產(chǎn)生的液柱壓力，數(shù)據(jù)見表4。

表4 高溫高壓流變性

實驗結果表明，在高溫高壓環(huán)境當中，該體系在高剪切速率條件下具有較低的粘度，低剪切速率條件下具有較高的粘度，表現(xiàn)出良好的剪切稀釋性；在模擬3700m 井深150℃、66MPa 條件下，體系塑性粘度20mPa·s、動切力8Pa，具有低粘高切的流變特性。

3.3 抗污染性

3.3.1 抗巖屑侵

鉆井施工過程中，低密度固相的侵入將影響乳狀液的油水界面張力和體系結構強度，從而影響體系性能。為驗證體系抗巖屑侵能力，配制1.80kg/L 密度油基鉆井液，加入5%～25%巖屑粉（200 目），150℃熱滾16h，對體系流變性、乳化穩(wěn)定性和濾失性進行評價，結果見表5。

表5 抗巖屑污染評價

實驗結果表明，當巖屑粉加量在5%～20%時，體系粘度、切力增加，破乳電壓降低，高溫高壓濾失量基本無影響，整體性能在可接受范圍內(nèi)，但巖屑粉加量達到25%時體系流變性發(fā)生明顯惡化。分析原因在于體系的潤濕性改變了巖屑粉的表面特性，提高了其在油相中的分散程度，但當固相含量超出了體系潤濕能力時，顆粒間作用力增強，導致體系粘切急劇升高。

3.3.2 抗鹽水侵

地層水侵入將導致油基鉆井液含水量增高，影響乳狀液滴的穩(wěn)定性和分散狀態(tài)，從而導致體系性能惡化。為分析該高密度油基鉆井液體系抗水侵能力，配制1.80kg/L 密度油基鉆井液體系，以5%～15%體積分數(shù)加入飽和鹽水溶液，150℃熱滾16h后，評價體系流變性、乳化穩(wěn)定性和濾失性，結果見表6。

表6 抗飽和鹽水污染評價

數(shù)據(jù)顯示，隨著飽和鹽水體積分數(shù)的增加，體系粘度、切力明顯升高，破乳電壓降低，濾失量略有增加，但飽和鹽水體積分數(shù)到達15%時，體系破乳電壓依然保持在400V以上，證明了該體系具有較好的抗飽和鹽水污染能力。

以上實驗結果表明，形成的高密度油基鉆井液體系具有優(yōu)異的封堵能力，在高溫高壓條件下流變性低粘高切，抗污染能力突出，具有較好的綜合性能。

4 現(xiàn)場應用

4.1 總體應用效果

高密度油基鉆井液體系在松遼盆地中上部水敏性地層共完成6口水平井的現(xiàn)場試驗，該體系憑借出色的封堵防塌能力和攜巖能力保證了長水平段水平井的井壁穩(wěn)定性和井眼清潔。6口井平均完鉆井深4977.5m，平均水平段長2133.8m，三開平均鉆井周期17.7d。其中D1-G1 井平均井徑擴大率僅為8.4%，D1-G2 井三開平均機械鉆速達到19.75m/h，D1-Q2等三口井下套管施工前均未進行通井作業(yè)，套管順利下至井底。

4.2 D1-G2井

D1-G2 井完鉆井深4658m，完鉆垂深3156m，水平段長2005m。高密度油基鉆井液完成了該井三開?215.9mm 井段的鉆井施工。施工過程中，鉆井液性能維護的重點是保證體系切力和封堵劑的有效加量。為防止巖屑床的形成，當井斜角超過60°后，體系動切力維持在10Pa 以上；進入水平段后，嚴格控制封堵材料加量4%以上，高溫高壓濾失量小于2.0mL；加重過程中按重晶石/潤濕劑質(zhì)量比1000/1的比例補充潤濕劑，保證加重材料的沉降穩(wěn)定性，鉆井液具體性能如表7所示。該井完井起鉆無任何刮卡顯示，起鉆后直接下套管，一次下到底，無阻卡情況發(fā)生。

表7 D1-G2井現(xiàn)場鉆井液基本性能

5 結論

（1）松遼盆地中上部地層粘土礦物含量高，孔縫發(fā)育，巖石表面親油親水，導致鉆井液極易侵入地層，降低巖石強度，誘發(fā)井壁失穩(wěn)。與此同時，高密度鉆井液中大量加重材料導致體系粘切偏高，限制了體系在長水平段水平井的井眼凈化能力。

（2）針對松遼盆地中上部地層鉆井液施工難點，重點優(yōu)選封堵材料和潤濕劑，形成了一套高密度油基鉆井液，該體系最高密度可達1.80kg/L，破乳電壓大于800V，可有效阻緩液柱壓力在地層巖石中的傳遞，高溫高壓條件下低粘高切。

（3）高密度油基鉆井液技術現(xiàn)場應用效果良好，施工過程中未發(fā)生井壁剝落、卡鉆等復雜，三開平均機械鉆速最高可達19.75m/h，解決了松遼盆地中上部水敏性地層井壁穩(wěn)定性差和長水平段水平井攜巖困難的難題，具有廣闊的應用前景。