松辽盆地中上部水敏性地层高密度油基钻井液研究

张冬明

（中国石油大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江 大庆 163413）

大庆油田历时40 年的探索和研究表明，松辽盆地中上部地层资源储量丰富，具有广阔的开发前景。由于地层岩性以泥岩为主，且孔缝发育，钻井液极易侵入地层发生水化作用，造成井壁失稳。现有钻井液体系虽可有效抑制粘土矿物水化，但封堵能力与地层情况不匹配，无法有效保证地层的井壁稳定性。首轮水平井施工过程中，起下钻阻卡、剥落掉块问题频发，其中类油基钻井液施工的SY-2H 井和油基钻井液施工的LY-平1井均因发生严重井壁垮塌被迫提前完钻。另外，由于地层压力系数最高可达1.58，为满足力学支撑，钻井液密度维持在1.60～1.75kg/L 之间，并且水平井水平段长度普遍大于1500m，沉降稳定性与流变性控制间的矛盾导致钻井液携岩能力不足，钻井施工后期，随着有害固相的不断侵入，致使钻井液流变性控制更加困难。为此，笔者以强封堵、高触变为研究目标，形成适用于松辽盆地中上部泥岩地层的高密度油基钻井液体系，在6口长水平段水平井应用过程中，表现出良好的防塌能力和携岩效果，应用效果显著。

1 钻井液技术难点

（1）井壁失稳严重。由于地层岩石平均粘土矿物含量高达47%，且富含亲油性含铁绿泥石和有机质，岩石表面油水两亲，导致油基钻井液和水基钻井液均可侵入地层内部，劣化岩石强度[1-4]。另外，地层岩石孔缝发育，极大地增加了钻井液的滤失通道，在钻井液滤液水力尖劈的作用下，地层岩石内部应力分布发生变化，导致井周岩石强度降低，最终造成井壁失稳[5-13]。

（2）高密度钻井液的流变性控制与井眼净化能力间的矛盾突出。为保证钻井液对地层井壁的力学支撑，松辽盆地中上部地层钻井液施工密度一般维持在1.60～1.75kg/L，固相含量高达30%～35%，加重材料间的摩擦力、范德华力进一步增加了体系粘度和切力。另外，为实现加重材料的有效悬浮能力，体系中有机土含量相对较高，降低了体系抗污染能力，随着低密度固相的侵入，体系流变性的控制更加困难。在水平段长普遍大于1500m 的水平井施工过程中，体系的高粘高切导致泵压升高，排量下降，极大地限制了体系的返砂能力，增加了井下复杂的发生。

2 钻井液体系配方研究

为有效抑制地层水化膨胀，以乳化稳定、低滤失和满足地层温度要求为目标，进行了乳化剂、有机土和降滤失剂的优选，形成了抗温150℃、破乳电压大于600V、高温高压滤失量小于4mL的油基钻井液基础体系，其配方为：（油水比85:15）4.0%主乳化剂ZGQC+2.0%辅乳化剂ZNQS+4.0%有机土HFOL+4.0%降滤失剂HFNX+2.0%CaO+15%CaCl2水溶液（质量体积比20%）。在高密度油基钻井液基础配方的基础上，进一步优选油溶性刚/弹性封堵材料,提高体系的封堵防塌能力；优选强极性润湿剂，改善加重材料在油相中的分散效果，降低体系的粘度和切力；并对体系基础配方进一步优化完善，最终形成强封堵、高触变的高密度油基钻井液体系。

2.1 封堵材料优选

将封堵材料样品在柴油中配制成2%溶液，利用Horiba 激光粒度仪对样品粒度进行分析，最终优选出了软弹性材料FHKL、刚性材料CXG-1和复合型材料DLQH，粒度分布如图1 所示。结果显示，封堵材料FHKL 和CXG-1的粒度中值分别为10.09μm 和8.57μm，满足地层微米级孔缝的封堵宽度；封堵材料DLQH 的粒度中值为174.22μm，可对缝宽更大的构造裂缝形成有效填充。

图1 封堵材料粒度分布

配制钻井液基浆，加入1.0%FHKL、2.0%CXG-1和1.0%DLQH，150℃热滚16h，利用PPA 高温高压滤失性封堵仪，测试钻井液在150℃、3.5MPa条件下通过孔径3μm、5μm、10μm陶瓷片的漏失量，数据见表1。

表1 封堵仪高温高压漏失量

实验结果表明，加入封堵材料后，基浆在高温高压条件下通过不同孔径陶瓷片的漏失量明显降低，证明了所选封堵材料对3～10μm 孔隙具备有效的封堵能力。

2.2 润湿剂优选

按照基础配方配制密度为1.80kg/L 的钻井液体系，加入200目的岩屑粉，加量10%，形成高固相含量钻井液体系，再以2%加量加入润湿剂样品，150℃热滚16h，评价样品对体系流变性的影响。与此同时，将热滚后的钻井液体系在150℃环境中静止3d，量取上下层钻井液密度，计算体系静态沉降因子SF，SF=下层密度/(上层密度+下层密度)，当SF=0.50 时，说明未发生静态沉降，SF＞0.52 时，说明静态沉降稳定性较差，数据见表2。

表2 润湿剂对高密度基浆流变性和沉降稳定性的影响

结果显示，润湿剂JYTC 对高密度基浆的降粘切效果最为突出，表观粘度降低17.4%，终切降低41.5%，并且体系的高温静态沉降稳定性得到明显改善。其原因在于，强极性润湿剂JYTC 可对加重材料进行表面改性，削弱水桥作用，减少颗粒间的相互聚集和结构强度。

2.3 高密度油基钻井液配方

以低滤失、低粘高切和乳化稳定为目标，在原基础体系中引入优选的封堵材料和润湿剂，并进一步优化各核心处理剂加量，最终优选出了适用1.55～1.80kg/L密度范围的钻井液体系，其配方为：4.0%主乳化剂ZGQC+2.0%辅乳化剂ZNQS+1.0%润湿剂JYTC+3.0%有机土HFOL+4.0%降滤失剂HFNX+2.0%CaO+1.0%封堵剂FHKL+2.0%封堵剂CXG-1+1.0%封堵剂DLQH+15.0%CaCl2水溶液（质量体积比20%）+重晶石 粉（油水比85∶15）,性能如表3所示。

表3 不同密度体系常规性能

3 钻井液性能评价

通过开展高密度油基钻井液封堵性、高温高压流变性和抗污染性室内评价实验，验证其在松辽盆地中上部地层井底条件下的综合性能。

3.1 封堵性能

将地层岩芯安装在模拟实验装置的岩芯室内，分别倒入清水、1.55kg/L和1.80kg/L密度的油基钻井液，围压稳定在5MPa，上游驱动压力稳定在3MPa，下游压力加载至2MPa后关闭试液通道，以此在岩芯两侧形成1MPa的初始驱动压差，记录下游压力随时间的变化情况，绘制压力传递测试曲线，以压力传递平衡时间衡量待测流体对地层岩样的封堵能力，平衡时间越长封堵效果越好，结果如图2所示。

图2 压力传递曲线

实验结果显示，清水在42min 时达到上下游压力平衡，而1.55kg/L 和1.80kg/L 密度油基钻井液分别驱替4.3h和4.6h达到平衡，油基钻井液与清水相比，压力传递速率被极大放缓，表明该油基钻井液可有效封堵地层岩石孔缝，阻缓滤液在岩样中的传递速率，有利于保证井壁稳定性。

3.2 高温高压流变性

配制1.80kg/L 密度油基钻井液体系，150℃热滚16h，冷却后12000转高搅20min,保证待测钻井液性能稳定。利用Fan ix77型全自动高温高压流变仪模拟不同井深对应的温度和压力，对钻井液体系流变性进行评价。实验温度80℃～150℃，实验压力为各设置温度对应地层垂深条件下钻井液产生的液柱压力，数据见表4。

表4 高温高压流变性

实验结果表明，在高温高压环境当中，该体系在高剪切速率条件下具有较低的粘度，低剪切速率条件下具有较高的粘度，表现出良好的剪切稀释性；在模拟3700m 井深150℃、66MPa 条件下，体系塑性粘度20mPa·s、动切力8Pa，具有低粘高切的流变特性。

3.3 抗污染性

3.3.1 抗岩屑侵

钻井施工过程中，低密度固相的侵入将影响乳状液的油水界面张力和体系结构强度，从而影响体系性能。为验证体系抗岩屑侵能力，配制1.80kg/L 密度油基钻井液，加入5%～25%岩屑粉（200 目），150℃热滚16h，对体系流变性、乳化稳定性和滤失性进行评价，结果见表5。

表5 抗岩屑污染评价

实验结果表明，当岩屑粉加量在5%～20%时，体系粘度、切力增加，破乳电压降低，高温高压滤失量基本无影响，整体性能在可接受范围内，但岩屑粉加量达到25%时体系流变性发生明显恶化。分析原因在于体系的润湿性改变了岩屑粉的表面特性，提高了其在油相中的分散程度，但当固相含量超出了体系润湿能力时，颗粒间作用力增强，导致体系粘切急剧升高。

3.3.2 抗盐水侵

地层水侵入将导致油基钻井液含水量增高，影响乳状液滴的稳定性和分散状态，从而导致体系性能恶化。为分析该高密度油基钻井液体系抗水侵能力，配制1.80kg/L 密度油基钻井液体系，以5%～15%体积分数加入饱和盐水溶液，150℃热滚16h后，评价体系流变性、乳化稳定性和滤失性，结果见表6。

表6 抗饱和盐水污染评价

数据显示，随着饱和盐水体积分数的增加，体系粘度、切力明显升高，破乳电压降低，滤失量略有增加，但饱和盐水体积分数到达15%时，体系破乳电压依然保持在400V以上，证明了该体系具有较好的抗饱和盐水污染能力。

以上实验结果表明，形成的高密度油基钻井液体系具有优异的封堵能力，在高温高压条件下流变性低粘高切，抗污染能力突出，具有较好的综合性能。

4 现场应用

4.1 总体应用效果

高密度油基钻井液体系在松辽盆地中上部水敏性地层共完成6口水平井的现场试验，该体系凭借出色的封堵防塌能力和携岩能力保证了长水平段水平井的井壁稳定性和井眼清洁。6口井平均完钻井深4977.5m，平均水平段长2133.8m，三开平均钻井周期17.7d。其中D1-G1 井平均井径扩大率仅为8.4%，D1-G2 井三开平均机械钻速达到19.75m/h，D1-Q2等三口井下套管施工前均未进行通井作业，套管顺利下至井底。

4.2 D1-G2井

D1-G2 井完钻井深4658m，完钻垂深3156m，水平段长2005m。高密度油基钻井液完成了该井三开∅215.9mm 井段的钻井施工。施工过程中，钻井液性能维护的重点是保证体系切力和封堵剂的有效加量。为防止岩屑床的形成，当井斜角超过60°后，体系动切力维持在10Pa 以上；进入水平段后，严格控制封堵材料加量4%以上，高温高压滤失量小于2.0mL；加重过程中按重晶石/润湿剂质量比1000/1的比例补充润湿剂，保证加重材料的沉降稳定性，钻井液具体性能如表7所示。该井完井起钻无任何刮卡显示，起钻后直接下套管，一次下到底，无阻卡情况发生。

表7 D1-G2井现场钻井液基本性能

5 结论

（1）松辽盆地中上部地层粘土矿物含量高，孔缝发育，岩石表面亲油亲水，导致钻井液极易侵入地层，降低岩石强度，诱发井壁失稳。与此同时，高密度钻井液中大量加重材料导致体系粘切偏高，限制了体系在长水平段水平井的井眼净化能力。

（2）针对松辽盆地中上部地层钻井液施工难点，重点优选封堵材料和润湿剂，形成了一套高密度油基钻井液，该体系最高密度可达1.80kg/L，破乳电压大于800V，可有效阻缓液柱压力在地层岩石中的传递，高温高压条件下低粘高切。

（3）高密度油基钻井液技术现场应用效果良好，施工过程中未发生井壁剥落、卡钻等复杂，三开平均机械钻速最高可达19.75m/h，解决了松辽盆地中上部水敏性地层井壁稳定性差和长水平段水平井携岩困难的难题，具有广阔的应用前景。