准噶尔盆地南缘高性能水基钻井液研究及应用

舒义勇，孙俊，陈俊斌，祝学飞，查凌飞

（1.川庆钻探工程有限公司新疆分公司，新疆库尔勒841000；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300）

准噶尔盆地南缘安集海河组地层复杂，阻卡问题突出。霍10井发生卡钻事故9次，损失时间高达104 d；霍001井阻卡频繁、钻具卡死5次；霍002井频繁发生阻卡；霍003井发生阻卡85次，10次钻具卡死。由于复杂事故的存在，钻井时效大幅降低、钻井周期延长、钻井液成本居高不下，严重制约了南缘的勘探进程。随着霍101和霍11井油基钻井液技术的应用，解决了南缘安集海河组钻井诸多井下复杂难题[1-3]。但油基钻井液也存在成本高昂、油基钻屑处理难和环境污染风险大等棘手问题。而常规井[4-16]用的高性能水基钻井液因抑制性不足，不能满足安集海河组地层安全钻井的需要。针对安集海河组钻井过程中存在的技术难题，开展了强抑制高性能水基钻井液体系研究，并在玛河气田MN1006井进行了现场应用。

1 强抑制高性能水基钻井液作用机理

准噶尔盆地南缘安集海河组地层压力系数高达2.20，事故复杂频繁，称之为“死亡之海”。地层黏土矿物含量高，伊/蒙混层黏土含量超过30%，“遇水即溶”形成劣质土混入到钻井液中，固控设备难以清除，劣质土相的增加导致钻井液流变性能迅速恶化，影响钻井作业的安全进行。常规井用的高性能钻井液存在钻头泥包、机械钻速慢、钻屑堵塞出口管、井壁垮塌、钻井液的膨润土含量值增长快、性能稳定周期短等钻井难题，归根到底是因为钻井液的抑制封堵性能不足造成的。据此，在常规高性能水基钻井液的基础上，引入了双胺基、键合剂和刚性+柔性两种微纳米级封堵剂，强化了体系的抑制封堵性能。主要处理剂的作用机理：胺基硅醇HAS通过在黏土表面形成疏水层，减缓和阻止黏土表面的水化作用；胺基抑制剂SIAT则是镶嵌在黏土层间，拉近黏土层间距离，限制黏土吸水膨胀[17]；键合剂HBA与水分子通过氢键形成网架结构[18-22]，一方面减少钻井液中的自由水，降低活度，一方面提高钻井液的悬浮稳定性；双胺基抑制剂和键合剂的协同作用增强了体系的抑制性能；微纳米石蜡TYRF-1和微纳米封堵剂HSM则是通过对地层孔隙进行有效封堵，改善泥饼质量，阻止滤液渗入地层，保持井壁稳定。

2 室内实验

2.1 抑制剂复配

安集海河组伊/蒙混层黏土具有极强的造浆性，在以7%KCl+20%Weigh3+2%SIAT为抑制剂的基础上，复配了2%HAS和15%HBA，进一步增强体系的抑制性，通过岩屑滚动回收率对其抑制泥岩水化造浆性能进行评价，结果见表1。从表1可知，清水的岩屑滚动回收率只有12.1%，说明安集海河组泥岩具有很强的水化特性，随着试验液中抑制剂种类的增加，试验液的抑制性明显增强，岩屑回收率也大幅增加；5#试验液配方岩屑回收率达到96.24%，能有效抑制泥页岩水化膨胀分散造浆。

表1 岩屑滚动回收率实验结果

2.2 封堵性能

为了提高钻井液的封堵性能，引入了刚性+柔性2种微纳米级的封堵剂，2种封堵剂的粒度分布特征值和封堵性能评价见表2、表3。

表2 2种封堵剂粒度分布特征值

表3 加入2种封堵剂（1%HSM+1%TYRF-1）前后对钻井液流变性和封堵性的影响

从表2和表3可以看出，封堵剂的加入能显著降低钻井液的中压滤失量和高温高压滤失量，且对钻井液流变性能的影响很小，2种微纳米封堵剂的粒径均小于泥页岩的平均孔隙，通过架桥和填充作用，对泥页岩孔隙进行封堵。

2.3 强抑制高性能水基钻井液体系构建

依托钻井液公司已有技术积累，在已有钻井液技术、文献调研的基础上，优选了天然高分子强包被抑制剂IND30作为强抑制高性能水基钻井液的包被剂，针对安集海河组泥岩强水敏特性，以无机盐和有机盐，复配2种胺基抑制剂提高体系的抑制性，引入HBA增强体系的抑制性，降低活度。以TYRF-1和HSM 2种微纳米级封堵剂提高体系的封堵性能。采用L9（34）正交实验，将膨润土、IND30、Redu1和HBA作为考虑的4个因素，以漏斗黏度、切力值和滤失量作为指标来衡量，对强抑制高性能水基钻井液配方进行了优化，通过综合分析方法确定其配方如下，性能见表4。

1%膨润土+0.2%NaOH+0.8%IND30+1.5%Redu1+15%HBA+7%KCl+20%Weigh3+2%SIAT+2%HAS+1%HSM+1%TYRF-1+高密度重晶石粉

表4 强抑制高性能水基钻井液的基本性能

3 强抑制高性能水基钻井液体系评价

3.1 抑制性能

通过页岩滚动回收率和线性膨胀率实验，研究强抑制高性能水基钻井液的抑制性能，结果见表5。

表5 页岩滚动回收率和线性膨胀率实验结果

从表5可以看出，强抑制水基钻井液的一次岩屑回收率达到98.60%，比常规高性能水基钻井液高；8 h线性膨胀量仅2.19 mm，比常规高性能水基钻井液低。

3.2 抗污染性能

在钻井过程中，钻井液不可避免地会受到地层流体、劣质土等污染，钻井液的性能会发生相应变化，严重时会导致钻井液性能恶化，影响钻井作业的安全进行。主要从抗盐、膏及抗黏土污染3方面对强抑制高性能水基钻井液的抗污染性能进行室内评价，结果见表6和表7。

表6 高性能水基钻井液抗 NaCl能力

表7 高性能水基钻井液抗钠膨润土污染能力

从表6可以看出，强抑制高性能水基钻井液具有很强的抗盐和抗石膏污染能力，滤失量变化小，盐浓度达到过饱和的时候，盐发生重结晶析出，影响泥饼质量，滤失量有所上升；当CaSO4加量达到2%时，钻井液的流变性和滤失量有所上升，但仍在合理范围内。在钻井过程中，为了防止盐发生重结晶造成井下复杂，在钻井液中添加0.2%～0.4%的盐重结晶抑制剂NTA-2。

从表7可以看出，强抑制高性能水基钻井液具有良好的抑制性能，钠膨润土在钻井液中基本不水化，对钻井液的φ6/φ3和静切力影响很小；随着钠膨润土加量的增加，塑性黏度和动切力值有所上升，主要是因为低密度固相增加的原因造成的；在加入20%的钠膨润土后，钻井液表观黏度和塑性黏度增加，但φ6/φ3和静切力增加幅度不大，钻井液性能仍能满足钻井作业的要求。

3.3 抗温性能

测定强抑制高性能水基钻井液在不同温度下热滚后的性能变化，实验结果见表8。可以看出，强抑制高性能水基钻井液具有良好的抗温性能，在120 ℃以下热滚各项性能基本无变化，满足南缘安集海河组钻井的要求。

表8 强抑制高性能水基钻井液在不同温度下热滚后的性能

3.4 沉降稳定性

将老化后的钻井液用高速搅拌器搅拌10 min，静置24 h后测量上下密度差为0.02～0.03 g/cm3，老化罐中钻井液表面无自由水，说明强抑制高性能水基钻井液具有良好的沉降稳定性能。

4 现场应用

准噶尔盆地南缘玛河气田MN100X井四开完钻井深2614 m。三开安集海河组专打专封，为本井的复杂地层（700～2379 m），岩性为大段灰绿色泥岩，伊/蒙混层黏土含量超过30%。钻井过程中出现钻头泥包、岩屑堵塞防溢管、钻井液膨润土含量增加快，性能稳定周期短（3～4 d性能恶化，需大型处理一次钻井液，每次处理置换钻井液费用15～20万）等复杂情况。转换前钻井液配方：1%膨润土+0.2%NaOH+0.8%IND30+1.5%Redu1+7%KCl+20%Weigh3+2%SIAT+2%润滑剂+重晶石粉。该井在井深1200 m转换成强抑制高性能水基钻井液，钻井液性能稳定（转换前后钻井液性能见表9），无排放，岩屑代表性好，掉块少，中途完钻电测和下套管等特殊作业均安全进行。

表9 准噶尔盆地南缘玛河气田MN100X井转换前后的钻井液性能

5 结论与认识

1.安集海河组地层伊/蒙黏土含量超过30%，常规井用的高性能水基钻井液体系不适应该地层的安全快速钻井。优选了对伊/蒙混层黏土抑制性能好的抑制剂，保证一次岩屑滚动回收率在90%以上，有效抑制了伊/蒙混层黏土的水化分散造浆，TYRF-1和HSM两种微纳米封堵剂的平均粒径均小于泥页岩的平均孔隙，两者的加入能显著降低钻井液的中压滤失量和高温高压滤失量，且对钻井液流变性能影响很小。通过正交实验，形成了一套强抑制高性能水基钻井液体系。

2.现场应用表明，强抑制高性能水基钻井液能满足准噶尔盆地南缘安集海河组强水敏性地层安全快速钻井的需要，钻头无泥包现象，岩屑代表性好，井眼稳定，电测和下套管作业顺利。

3.转换体系前钻井液抑制能力不足，膨润土含量增加快，钻井液性能稳定周期短，反复处理钻井液，成本高昂。转换后钻井液抑制性能明显增强，钻井液稳定周期长，无排放，节约了钻井液维护处理成本。

4.钻井液中没有添加褐色有毒的添加剂，钻屑便于处理，环境更友好，为南缘安集海河组的安全钻井提供了新的钻井液技术思路。