低自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

郭海峰， 付顺龙， 陈波， 黄召， 张海山， 王磊， 廖江东

（1.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部上海作业公司，上海 200335； 2.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200335）

低自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

郭海峰1， 付顺龙1， 陈波1， 黄召2， 张海山2， 王磊2， 廖江东2

（1.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部上海作业公司，上海 200335； 2.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200335）

东海某气田φ311.15 mm井段主要使用低自由水钻井液体系，总体作业顺利，但是由于地层存在大量的泥岩和砂泥岩互层，导致前期钻井作业过程中存在一定的起下钻遇阻和憋扭矩问题。后期该气田钻井更多地采取了大斜度井方式开发，由于井斜角大、裸眼段长，井壁稳定和井眼清洁问题更加突出。依据泥岩地层失稳机理，通过在低自由水钻井液体系中引入氯化钠，降低体系的活度和增强体系的抑制性，减少了滤液侵入和地层泥岩膨胀。现场应用结果显示，在加入氯化钠后，优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定，现场钻进过程中钻井液性能变化较小，井壁稳定，实现了直接起下钻，提高了起下钻效率，很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题，缩短了钻井工期，提高了钻井时效，为东海类似井型和岩性地层的钻井提供了良好的技术支持。

低自由水钻井液；大斜度井；活度；反渗透

东海某气田开发井设计皆为水平井，该区块上部地层以砂泥岩互层为主，且井身结构设计该井段主要以大斜度井段φ311.15 mm井眼为主，钻穿大段泥岩后，于砂岩储层水平着陆，该大斜度井眼平均井深为4 100 m，平均井底温度为135 ℃。大斜度井段存在大量的泥岩和砂泥岩互层，对钻井液的井壁稳定性及井眼清洁能力要求较高，若采用的技术措施不当，将会引起井下复杂情况和事故等问题，进而影响整个气田的开发进程和开发效果[1-2]。

1 存在问题与钻井液技术对策

1.1 井身结构难题

该气田的φ311.15 mm井段以大斜度井眼为主，井斜平均从10°到90°水平着陆；裸眼段长，平均2 300 m进尺；地层岩性又以泥岩和砂泥岩互层为主（井身结构见表1），因此钻井难度较大，重点存在井眼清洁和井壁稳定问题。

表1 气田已钻3口井φ311.15 mm井身结构参数

1.2 已钻井存在的问题

低自由水钻井液体系是针对东海地层特点研发的一套钻井液体系，具有较好的流变性能、滤失造壁性能及携砂性能，能够有效提高井壁稳定性及起下钻效率，提高钻井的整体时效[3]。低自由水钻井液通过自由水络合剂分子结构中疏水基团相互聚集形成聚合物胶束方式，导致分子内和分子间缔合，形成连续的网状结构，使络合剂具有较强的水束缚能力和封堵能力，同时降低钻井液中自由水含量，降低整个钻井液体系对地层岩石的液相侵入和提高钻井液封堵能力[4-5]。但该气田前期使用低自由水钻井液钻的3口井均出现了井下复杂问题，尤其以起下钻遇阻和起钻倒划眼问题为主，在划眼起下钻过程中，依然会出现频繁遇阻与憋扭矩现象，说明在此种井身结构和地质条件下，现用钻井液体系需要进一步强化井壁稳定。

1.3 技术对策

目前水基钻井液井壁稳定措施主要为：①控制滤失量低和加强封堵减少滤液侵入；②采用无机盐或阳离子抑制剂抑制黏土水化膨胀；③采取活度控制减少钻井液中自由水向地层的迁移，以减少水相的侵入[6]。从泥岩失稳机理来看[7]，钻井液滤液侵入地层和侵入滤液与地层中黏土矿物接触引起水化膨胀，导致地层原始力学状态发生改变，进而造成膨胀缩径、剥落掉块坍塌，是造成阻卡的主要原因。通过分析该区块地层岩性特征，结合现场实际情况，对大斜度井段钻井液井壁稳定技术进行了研究。

1）地层泥岩岩性分析。取A5M井井深3 800 m岩屑进行了分析，结果见表2。由表2可知，该井段以泥岩为主，黏土矿物含量达到了65%，并且以伊蒙混层和伊利石为主，虽然不含蒙脱石，但由于黏土矿物总量较高，且黏土矿物中含有较多的伊蒙混层，因此泥岩具有一定的水化膨胀性。

表 2 地层岩性分析 %

2）钻井液技术对策。前3口井在钻进过程中，通过使用高效降滤失剂材料、微纳米封堵剂及随钻封堵材料强化了降滤失性能和封堵性能，同时通过调整体系中氯化钾的含量加强了抑制性，但是在应用中并不能完全解决起下钻划眼等问题。分析认为，这2种措施虽然有助于减少滤液侵入和地层泥岩水化膨胀，但是不能完全解决自由水的迁移，因而钻井过程中在液柱压差和毛管自吸等作用下，仍会有液相尤其自由水向地层迁移，从而不利于井壁稳定。

温航，陈勉等[8]在“硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定力化耦合研究”中提到了对外界滤液活度的控制直接影响地层岩石的吸水量，能够减少自由水向地层的迁移。因此，在相同地质条件下，如果将钻井液活度控制在活度窗口内，则有利于保持井壁稳定，所以结合前期3口井作业情况，要解决井壁稳定，必须考虑钻井液的活度。如表3所示，各类盐都可能降低溶液的活度，从成本考虑，选择氯化钠作为活度调节的材料[9-10]。该区块地层泥岩活度约为0.92，因此选择氯化钠的加量大于12%。

2 低自由水体系优化与评价

1）低自由水体系优化。引入15%的活度调节剂氯化钠，对低自由水钻井液进行对比评价，钻井液配方如下。

基本配方：3%海水膨润土浆+0.15%Na2CO3+0.2%NaOH+1.0%自由水络合剂PF-HXY-3+2%降滤失剂PF-SMP-2+2%降滤失剂PF-TEMP+2%封堵剂PF-DYFT-Ⅱ+2%温压成膜剂PF-HCM+2%胶束剂PF-HSM+2%纳米固壁剂PF-HGW+3%KCl（重晶石加重至钻井液密度为1.3 g/cm3）。优化配方：基本配方+15%NaCl。

从表4可知，加入氯化钠对钻井液的流变性和滤失性能影响不大，且钻井液的水活度明显下降。

表3 氯化钠/氯化钾不同加量下对活度的影响

表4 优化前后低自由水体系性能对比

2）抑制性能。滚动回收率实验采用A5M井井深3 800 m处钻屑，将其粉碎，取粒径为2.0～3.2 mm的岩屑，热滚条件为140 ℃、16 h。如表5所示，对现场钻屑，优化配方的滚动回收率和防膨率均要明显优于基本配方，这说明优化后的低自由水钻井液具有更好的抑制性能。

表5 优化前后的钻井液抑制性能对比

3 现场应用

优化后的低自由水钻井液在邻近的A9M井进行了应用。该井井身结构与优化前的3口井（A1H、A4H和A5M井）类似，设计φ311.15 mm井段井深 4 050 m，裸眼段长 2 440 m，最大井斜为 84.5°。

3.1 钻井液性能稳定

与前期3口井相比，A9M井的低自由水钻井液优化后的漏斗黏度、塑性黏度更低，而动切力保持相当，随井深变化平缓，说明该体系性能更稳定。

表6 A9M应用井与优化前3口井的低自由水钻井液性能

3.2 降低了区块钻井液的密度

优化后的低自由水体系能够在稳定井壁的同时，降低该区块钻井液的密度，避免了因过高的密度而导致的压漏地层的风险。优化后4口井的低自由水钻井液密度与井深的关系见图1。如图1所示，与A1H和A4H井相比而言，A9M井的钻井液密度要小很多，A9M井的井壁也非常稳定，井径规则，说明优化后的低自由水钻井液体系通过引入活度控制剂，结合常规性能控制措施，解决了井壁稳定问题。需要说明的是，由于A5M井是第1口开钻井，实际密度过低，作业中出现了井壁垮塌，而A1H与A4H井密度相对较高，但是还是存在井壁失稳和阻卡，说明密度并非解决该区块地层井壁稳定的根本措施。

图1 A9M应用井与优化前3口井的低自由水钻井液密度与井深的关系

3.3 提高了起下钻时效

如图2所示，A9M井的平均起下钻速度明显要高于其他几口井，尤其是后续的3趟起下钻，效率达到了前2口井的一倍以上，并且A9M井为直接起钻，其他3口井无法直接起钻，需要倒划眼起钻。这说明了优化后的低自由水钻井液体系适合该区块地层特征。

图2 A9M应用井与优化前3口井的低自由水钻井液起下钻效率对比

4 结论与认识

1.氯化钠能够降低低自由水钻井液体系的活度，并且提高体系的抑制性能，从而有利于减少自由水的迁移，有利于井壁稳定。

2.优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定，现场钻进过程中钻井液性能变化较小，井壁稳定，实现了直接起下钻，提高了起下钻效率。

3.优化后的低自由水钻井液体系很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题，缩短了钻井工期，提高了钻井时效，为东海类似的井型和岩性地层钻井提供了良好的技术支持。

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Optimization and Application of Drilling Fluid with Low Free Water in High Angle Well Section

GUO Haifeng1, FU Shunlong1, CHEN Bo1, HUANG Zhao2, ZHANG Haishan2, WANG Lei2, LIAO Jiangdong2
(1. Shanghai Division of the Oilf i eld Chemistry Department of COSL, Shanghai 200335;2. Shanghai Branch of CNOOC, Shanghai 200335)

Low free water drilling f l uid was required to drill the φ311.15 mm hole section in a gas f i eld in East China Sea. The drilling operation was successful, but the existence of interbedded mudstone and sandstone has resulted in high friction when RIH and excessive torque in the early stage of development. In later stage development of the oilf i eld, more and more highly deviated wells were drilled,borehole wall instability and borehole cleaning were becoming increasingly urgent because of high well angle and long open hole. In dealing with these problems, sodium chloride was introduced into the low free water drilling f l uid to reduce the activity of water base and to enhance the inhibitive capacity of the drilling f l uid. Other measures taken included reducing f i ltration rate to minimize shale swelling. Field operation showed that after the introduction of sodium chloride, the property of the low free water drilling f l uid became more stable, and the stability of wellbore was improved, realizing smooth tripping of drill pipes. With these measures, problems in drilling high angle well section through thick shale formation have been resolved, drilling time saved, and the eff i ciency of drilling operation increased. The technology has provided good technological support for drilling wells with similar borehole prof i le through formations of the same rock type in East China Sea area.

Low free water drilling f l uid; High angle well; Activity; Reverse osmosis

郭海峰，付顺龙，陈波，等.自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用[J].钻井液与完井液，2017，34（5）：50-53.

GUO Haifeng, FU Shunlong, CHEN Bo, et al. Optimization and application of drilling f l uid with low free water in high angle well section[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（5）：50-53.

TE254.3

A

1001-5620（2017）05-0050-04

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.009

郭海峰，工程师，2005年毕业于中国石油大学（华东）应用化学专业，现任中海油田服务股份有限公司油化事业部上海作业公司泥浆作业主管。电话13821255209；E-mail：guohf@cosl.com.cn。

2017-7-22；HGF=1703N7；编辑 王小娜）