一种强抑制型钻井液在坪1-2-9 井的应用

郝少军，薛 成，段宝虹，曾立军，窦红梅

（中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院，甘肃敦煌 736202）

东坪地区位于柴达木盆地阿尔金山前东段，储层储渗性能差，储层砂岩孔隙结构整体差，该区块的储层存在强速敏、中等偏强盐敏、无酸敏、中等偏强碱敏特性。该区块下干柴沟组上部（E32）存在高压水层，钻井液易气水侵，钻井液的水侵溶量限较低，易使钻井液密度降低，发生溢流。

为了更好更快的加大东坪地区油气的勘探开发，对现场钻井液进行分析，针对钻井液存在的漏失较大，抑制性较差和对储层保护效果不理想等突出问题，亟需一种适应该地区的强抑制性钻井液体系。在钻井液的密度提高的过程中，既要保证钻井液体系的抑制性，同时还要具备良好的流变性及储层保护效果[1]，设计采用具有强抑制能力的聚胺[2-4]有机盐钻井液体系。

1 室内实验研究

1.1 材料与仪器

提黏剂XC（青海油田诚信助剂厂）、降滤失剂A（河南辉县航天化工一厂）、防塌剂FT-401（河南金马石油科技）、降滤失剂HMP-21（北京奥凯立）、有机盐WYJ、聚胺WX、润滑剂PGCS-1、重晶石（其余均为西部钻探青海分公司提供）。

3500 型直读式黏度计（美国千德乐），XS204 型电子天平（西安劳特）、四轴变频高速搅拌器（青岛同春）、YMS0.01-7.0 型数显式液体密度计（青岛同春）、XGRL-4 型数显式滚子加热炉（青岛海通达）、API 滤失仪（青岛海通达）、GGS-42-2A 高温高压滤失仪（青岛海通达）。

1.2 实验方法

钻井液的配置：按照一定量称取各种添加剂，按照配方顺序依次加入，搅拌均匀，备用。

流变性测试：利用ZNN-D6 旋转黏度计测试钻井液在不同剪切速率下的读数。

抑制性测试：称取40.0 g 6～10 目岩屑（选取东坪区块2 100 m～2 350 m 岩屑），放入装有400 mL 钻井液的陈化釜中，在120 ℃下热滚16 h 后，过40 目标准筛，烘干，称量。

2 室内实验结果与分析

2.1 现场钻井液室内分析

对东坪区块已钻完井次统计，钻井液主要使用聚磺成膜低渗透钻井液。取东坪现场聚磺成膜低渗透钻井液进行室内评价。实验结果（见表1）。

从表1 中可以看出，现场钻井液的流变性能良好，FLHTHP偏大，该钻井液体系的pH=10，该区块属于强碱敏性地层，易引起储层碱敏，不利于保护储层。两口井现场钻井液的岩屑回收率均较低，最高为21.66 %，表明该区块的岩屑极易分散，目前使用的聚磺成膜低渗透钻井液体系对该地区岩屑的抑制性较差，应尽量提高钻井液体系的抑制性。

2.2 强抑制性钻井液的优选

针对现场钻井液使用情况分析，钻井液的酸碱性、抑制性、储层保护性能有待解决。为了能提升钻井液的密度及钻井液体系的抑制性，同时，使体系具有良好的流变性及良好的保护储层效果，设计采用具有强抑制能力的聚胺有机盐钻井液体系。

强抑制型钻井液初始配方：水+10.0 %有机盐WYJ+0.40 %提黏剂XC+0.50 %降滤失剂A+5.0 %聚胺WX+1.0 %降滤失剂HMP-21+1.0 %润滑剂PGCS-1+2.0 %防塌剂FT-401。

室内主要就聚胺WX、有机盐WYJ 对体系性能的影响进行了研究。

2.2.1 聚胺WX 对钻井液体系的影响 聚胺WX 主要影响钻井液体系的抑制性，因此选择合适加量是非常必要的。聚胺有机盐钻井液体系的其他添加剂的量不变，改变WX 的加量，测试钻井液体系的抑制性，实验结果（见表2）。

从表2 可以看出：加重后的钻井液岩屑回收率要高于加重前；随着WX 加量增大，岩屑的回收率均相应的增加；WX 加量由1.0 %增加到5.0 %，加重后的钻井液体系的岩屑回收率提升至92.94 %；继续增加WX加量至8.0 %时，岩屑回收率仅比WX 加量为5.0 %时上升0.52 %。考虑钻井液的抑制效果和成本经济，WX的加量选择为5.0 %。

表1 现场钻井液性能Tab.1 Properties of field drilling fluid

表2 WX 的加量对钻井液体系的抑制性的影响Tab.2 Effects of WX on drilling fluids inhibition

表3 WYJ 的加量对钻井液体系流变性影响Tab.3 Effects of WYJ on drilling fluids rheological property

2.2.2 有机盐WYJ 对钻井液体系的影响 有机盐钻井液主要有以下特点：（1）固相含量低；（2）抑制性强；（3）滤失造壁好；（4）抗温能力强；（5）保护油气层效果好。因此，添加一定量的有机盐，既可以提高钻井液的密度又可以改善钻井液体系的性能。

2.2.2.1 WYJ 加量对钻井液体系流变性的影响 改变WYJ 的加量，其他添加剂的量固定：水+0.40 %提黏剂XC+0.50 %降滤失剂A+5.0 %聚胺WX+1.0 %降滤失剂HMP-21+1.0 %润滑剂PGCS-1+2.0 %防塌剂，测试有机盐对钻井液体系流变性能的影响。实验结果（见表3）。

由表3 可以看出：WYJ 的加量为10.0 %、20.0 %加重后的钻井液体系的流变性、API 滤失、HTHP 滤失均能满足现场钻井要求。随着有机盐的加量增大，钻井液体系在加重前后表观黏度、塑性黏度、动切力、静切力性能的变化要稍小，钻井液体系的黏切力稍有下降。这种现象主要因为有机盐的加入，钻井液的密度得到提高，随之加重所需的重晶石相应减少，固相含量则相应降低，减少了固相对钻井液的影响。

2.2.2.2 WYJ 加量对钻井液体系抑制性的影响 改变有机盐WYJ 的加量，测试其对钻井液体系的抑制性的影响，岩屑回收率实验结果（见表4）。

表4 实验结果显示，随着WYJ 加量的增加，岩屑回收率相应的有所提升；WYJ 加量为10.0 %时，加重后的岩屑回收率高达90.94 %，继续增加有机盐的加量，岩屑回收率仅增加2.53 %。

根据WYJ 对钻井液体系流变性和抑制性影响实验结果，考虑钻井成本的经济性最终确定有机盐WYJ的加量为10 %。

表4 有机盐加量对钻井液体系的抑制性影响Tab.4 Effects of WYJ on drilling fluids inhibition

表5 聚胺有机盐钻井液体系的流变性能Tab.5 The rheological properties of poly-amine organic-salt drilling fluid

2.3 优化的聚胺有机盐钻井液性能评价

由上述室内实验结果，确定最终配方为：水+10 %WYJ+0.4 %提黏剂XC+0.5 %降滤失剂A+5.0 %WX+1 %降滤失剂HMP-21+1 %润滑剂PGCS-1+2 %防塌剂+重晶石，对其性能进行测试。

2.3.1 流变性能 对优化的聚胺有机盐钻井液体系加重至不同密度后，进行流变性能测定，实验结果（见表5）。

从表5 实验数据可知，聚胺有机盐钻井液体系加重到1.50 g/cm3和1.80 g/cm3后，体系在140 ℃热滚16 h后，各项流变性能均非常稳定，具有较好的抗温性能。

2.3.2 抗0.3 %CaCl2溶液容量限 对东坪区块高矿化度的要求，对优选配方进行抗CaCl2溶液稀释性能测试，实验结果（见表6）。

从表6 中可以看出，该聚胺有机盐钻井液体系在0.3 %CaCl2水溶液加量为55.0 %时，黏度保留率能达到60 %左右，说明该聚胺有机盐体系在经过盐水层时流变性表现比较稳定。

2.3.3 储层保护性能评价 就储层保护而言，最有效的方法就是阻止外来物（固、液相）不进入或少进入储层。选用东坪1 井天然岩心，取东坪天然岩心，参照《SY/T6540- 2002 钻井液完井液损害油层室内评价方法》，在压差3.5 MPa，污染时间2 h 的实验条件下进行聚胺有机盐体系保护储层性能评价实验，实验结果（见表7）。

从表7 实验结果可知，东坪1 井岩心的平均渗透率恢复值高达87.43 %，表明该聚胺有机盐钻井液体系对东坪区块具有良好的保护储层特性。

3 现场试验部分

3.1 试验井概括

坪1-2-9 井由西部钻探青海钻井公司50572 钻井队承钻，属于青海省柴达木盆地东坪气田的一口井，用以了解东坪气田的含气性和流体分布特征，为东坪构造优化产能部署提供依据，建成一定产能的开发井。该井设计井深3 650 m，实际完钻井深3 650 m（见表8）。

表6 聚胺有机盐体系抗0.3 % CaCl2 溶液容量限Tab.6 Poly-amine organic-salt drilling fluid capacity limitation of 0.3 % CaCl2 solution

表7 岩心渗透率的恢复值Tab.7 Recovery value of core permeability

表8 坪1-2-9 井井深结构Tab.8 Well depth structure of Ping 1-2-9 well

3.2 强抑制性钻井液体系的现场应用

一开（0 m～300 m）：钻井液体系为聚合物体系。

钻井液配方：H2O+0.3 %NaOH+0.3 %Na2CO3+5.0 %膨润土+0.3 %LV-CMC+0.5 %BNG+0.4 %K-HPAN+0.3 %HT-301+2.0 % FT-1A+重晶石。

钻井液技术措施：按照设计要求，配制5 %土浆充分预水化，用LV-CMC、BNG 调整钻井液性能，黏度达到60 s 后开钻，钻进过程中保持钻井液黏度45 s～65 s、密度1.12 g/cm3～1.30 g/cm3，用BNG 强化钻井的抑制性。一开完钻后将地面所有钻井液放掉，并将地面循环罐清理干净。

二开（300 m～2 400 m）：钻井液体系为强抑制性钻井液体系（见表9）。

钻井液技术措施：二开后转化为强抑制性钻井液体系，该区块岩性以棕红色、棕黄色、棕褐色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩为主，针对以上地层特性，钻井液处理上先加入了足够量的抑制性材料，如加入WYJ、WX 保持钻井液的强抑制性，防止二开长泥岩段的水化膨胀和分散。以降失水剂A 和HMP-21 降低钻井液的滤失量，白沥青改善泥饼质量，PGCS-1 改善钻井液的润滑性，降低钻进及起下钻摩阻保证了大井眼钻进的低黏切、低失水等常规性能的设计要求，正常维护中按等浓度、细水长流的原则来处理。

三开（2 400 m～3 650 m）：继续使用强抑制性钻井液体系，钻至3 164 m，出现3 m 较纯石膏层，随后为棕红色泥岩夹杂少量石膏，钻井液性能稳定，没有变化，总体钻井液性能平稳，泥饼质量优良、薄、致密、韧性好，起下钻顺畅，直至顺利完钻。

3.3 现场试验效果评价

（1）该强抑制性钻井液使用了可溶性有机盐WYJ，降低了钻井液总固相含量10 %以上，尤其是在二开高密度钻井液中，更为明显。钻井液总固相的降低，不仅是钻井液的性能受固相的影响大大减少，钻井液性能稳定，现场处理次数减少；同时钻井液中固相的减少，能大大提高机械钻速。

（2）该强抑制性钻井液大幅提高了抑制性，在坪1-2-9 井二开前期泥岩地层上效果更为明显，配合胺基聚醇的使用，最大限度抑制泥岩地层的水化膨胀，保证了长裸眼井壁稳定，钻井过程中岩屑整齐、棱角分明。

表9 二开钻井液分段性能Tab.9 The properties of drilling fluid was used between 300 m～2 400 m

（3）该强抑制性钻井液材料种类数量少，针对性强，性能稳定，现场配制和处理工艺流程简单，便于现场操作。钻井液抗盐、抗钙、抗黏土污染能力强，减少了钻进过程中钻井液处理次数，有效防止钻井液因受污染造成的井下复杂情况。

（4）聚胺有机盐钻井液使用了可溶性盐WYJ，一方面降低了钻井液滤液的活度，另一方面降低钻井液的总固相含量，最大限度降低固相对油气层损害。

4 结论

（1）优选研制出适应于东坪区块的强抑制性钻井液配方为：水+10 %WYJ+0.4 %提黏剂XC+0.5 %降滤失剂A+5.0 %WX+1 %降滤失剂HMP-21+1 %润滑剂PGCS-1+2 %防塌剂。

（2）该聚胺有机盐钻井液体系在室温及140 ℃下热滚16 h 后具有良好的流变性能，抗温性能优良，抑制性能优良，各项指标均能满足现场施工要求。

（3）该聚胺有机盐钻井液体系加重到1.5 g/cm3和1.80 g/cm3后，体系各项性能稳定，完全能满足东坪钻井的需要。

（4）该聚胺有机盐钻井液体系在东坪区块的室内岩心渗透率恢复值为87.43 %，表明聚胺钻井液体系有良好的保护储层特性，有利于油气层的发现，提高勘探开发效益，增加油气产量。

（5）现场试验表明，该体系具有极强的抑制性，最大限度抑制了泥岩地层的水化膨胀，保证了长裸眼井壁稳定，现场配制和处理工艺流程简单，便于现场操作。钻井液抗盐、抗钙、抗黏土污染能力强，减少了钻进过程中钻井液处理次数，有效防止钻井液因受污染造成的井下复杂情况，对于岩膏层地层，该体系具有极高的推广价值。

［1］ 吕开河，邱正松，徐加放.强抑制性多元醇海水钻井液研究及应用［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2006，30（3）：

59-62.

［2］ 钟汉毅，邱正松，黄维安，等.聚胺水基钻井液特性实验评价［J］.油田化学，2010，27（2）：119-123.

［3］ 张克勤，何纶，安淑芳，等.国外高性能钻井液介绍［J］.钻井液与完井液，2007，（3）：24-30.

［4］ 王荐，舒福昌，等.强抑制聚胺钻井液体系室内研究［J］.油田化学，2007，24（4）：296-300.