适用于北部湾盆地易坍塌地层的水基钻井液研究

朱志潜 管 申 陈 力 任冠龙 刘贤玉

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 )

北部湾盆地存在大量易坍塌地层，特别是在涠州组和流砂港组地层，钻井过程中容易发生井壁失稳问题。涠洲组地层的岩性以灰色、褐灰色泥岩及粉砂岩为主，储层的层理和微裂缝也十分发育。泥岩水敏性较强，易产生水化膨胀分散；钻井液滤液进入微裂缝，又会产生较大的膨胀压力[1-2]，加速井壁岩层的剥落和破碎，诱发井壁坍塌。流砂港组地层的硬脆性页岩发育，据全岩矿物分析，黏土矿物含量在25%～34%，部分井段黏土矿物含量超过50%。在黏土矿物中，又以伊/蒙混层和伊利石为主，伊蒙混层与伊利石相对含量平均值超过60%。岩心水敏实验结果显示，流砂港组的水敏指数为66.60%～92.96%。流砂港组的硬脆性页岩表面为纵横交织的微裂缝，在压差作用下，钻井液滤液易进入微裂缝。伊蒙混层及伊利石等膨胀性黏土矿物与滤液接触后会发生水化膨胀，造成泥岩受力不均匀，加剧滤液侵入和微裂缝扩张，导致井周岩石水化剥落掉块[3-5]。经过长期的实践探索，形成了一套适用于北部湾盆地易坍塌地层的油基钻井液体系，可有效解决涠洲组和流砂港组的井壁稳定问题。但采用油基钻井液需要及时处理油基废弃物，环保方面的难度很大，因此后来改用了水基钻井液。

针对北部湾盆地W油田的实际情况，研究改进了水基钻井液体系，并就配套的完井液进行了实验优选。实验结果表明，改进后的水基钻井液在抑制性、封堵性等关键指标上接近油基钻井液，可以有效抑制易坍塌泥页岩的水化分散，封堵效果较好。现场应用结果表明，改进型水基钻完井液能够满足钻完井作业需求，对储层的保护效果较好。

1 钻井液配方改进

北部湾盆地W油田使用的钻井液，原配方为：海水+3 kg/m3烧碱+1.5 kg/m3纯碱+7 kg/m3PF-PACLV(低黏聚阴离子纤维素)+30 kg/m3PF-LSF(沥青树脂)+70 kg/m3KCl+4 kg/m3PF-PLUS+重晶石加重。该钻井液体系的封堵性较差，液相活度较低，静态稳定性较差，储层保护效果较差。针对易坍塌地层的特性，对钻井液体系进行了优化。

1.1 封堵剂优选

封堵剂优选实验，共设计10组单剂配方与7组复配配方。其中，基浆配方为：2.5%海水般土浆+2.5 kg/m3烧碱+2 kg/m3纯碱+6 kg/m3PF-PACLV+50 kg/m3KCl+3 kg/m3PF-PLUS+普通重晶石加重(至密度1.40 g/cm3)。各组实验所用配方见表1和表2。

表1 封堵剂单剂实验配方

表2 封堵剂复配实验配方

测试结果显示，PF-NRL、PF-TEX I、PF-LSF、SOLTEX和PF-FT-1降滤失剂，其API滤失量VAPI及高温高压(120 ℃，3.5 MPa)滤失量Vhthp较低(见表3)，封堵效果较好。将优选的封堵剂复配使用时，VAPI与Vhthp相差不大(见表4)。现场作业时，可根据实际情况，对上述封堵剂进行复合搭配使用。

表3 封堵剂单剂配方优选实验结果

表4 复配封堵剂配方优选实验结果

1.2 抑制剂优选

原钻井液体系中使用KCl作为抑制剂。KCl可以有效降低富含蒙脱石的水敏性页岩地层的膨胀压，但无法有效阻止滤液和钻井液侵入页岩，不能堵塞孔吼或者改变页岩的渗透性。NaCl可以有效阻止钻井液水相进入地层泥页岩，从而起到抑制泥岩分散的作用。因此，在钻井液体系中引入NaCl，让它与KCl一起协同作用。

实验结果表明，在钻井液中引入12%NaCl，可有效提高钻井液的液相黏度，较好地降低侵入泥页岩的滤液量，有助于稳定井壁。从滚动回收率指标来看，12%NaCl的抑制岩屑分散效果等同于2%KCl的效果(见图1)，其防膨胀率可达90%以上。试样中加入5%KCl时造浆抑制率为96.8%，而加入12%NaCl后造浆抑制率为95.6%，相差不大。

图1 抑制剂KCl和NaCl的滚动回收率对比

1.3 静态稳定性优化

一般钻井液的变质是由于地层、地面、空气的细菌侵入，对钻井液部分材料如淀粉、纤维素、树胶或类似物质等造成细菌污染，使钻井液发生恶臭，pH值降低，从而影响钻井液的静态稳定性。通过加入NaCl而改变水的渗透压，可以有效对付钻井液中的细菌(微生物)。高浓度盐水会提高钻井液水相与细菌(微生物)渗透压，让细菌脱水，导致细菌失水死亡。因此，在改进型钻井液中引入无机盐NaCl，能有效防止钻井液变质，提高钻井液的静态稳定性。

1.4 储层保护效果优化

在钻井液中引入12%NaCl能有效降低钻井液活度，使钻井液活度与地层水达到平衡，减少滤液浸入地层，甚至使地层水反向侵入钻井液，这有助于保护储层。同时，12%NaCl的加量能将钻井液密度由1.03 g/cm3提高至1.09 g/cm3，相当于能够降低3.7%的惰性加重材料的固相含量。惰性固相含量低，有利于储层保护。另外，引入NaCl后，原体系中作为降虑失剂的改性淀粉，在高矿化度的钻井液中变得更加不容易发酵变质，较高的矿化度体系可有效抑制细菌的侵蚀。

1.5 完井酸化储层改造液优化

改进常规的隐形酸体系，通过增加孔道疏通剂、双效型固体酸破胶剂、降压助排剂等处理剂，研制了酸化储层改造液体系。形成的新体系配方为：海水+10%双效型固体酸破胶剂+8%孔道疏通剂+20%～30%降压助排剂+4%防水锁剂+2.5%黏土稳定剂+4.25%～5.0%高温缓蚀剂。

相比隐形酸体系，储层改造液的主要改进有：(1) 引入既降解聚合物又能溶蚀喉道矿物的复合有机酸。相比多氢酸，复合有机酸具有较好的深部酸化能力，且不会造成溶蚀矿物微粒运移，无二次伤害。(2) 引入防水锁剂HAR，这是一种含氟的非离子表面活性剂，可通过降低气-液表面张力和改变储层岩石润湿性，有效解除水锁伤害。(3) 引入降压助排剂，它可与储层中残余水混合形成低沸点的共沸物，有效降低返排压力。(4) 优选黏土稳定剂HTA，并优化了黏土稳定剂的加量。新体系中，黏土防膨胀率可达95%。

2 钻井液体系性能评价

2.1 新体系的基本性能

改进后的水基钻井液体系的基本配方为：海水+3 kg/m3烧碱+1.5 kg/m3纯碱+5 kg/m3PF-FLOTORL(改性淀粉)+30 kg/m3PF-LSF+30 kg/m3PF-NRL+70 kg/m3KCl+120 kg/m3NaCl+4 kg/m3PF-PLUS+20 kg/m3PF-UHIB+20 kg/m3PF-HLUB+重晶石加重。

根据实验测试结果(见表5)，改进后的钻井液体系的滤失量更低，具有更好的封堵性能，且携砂能力更优。钻井作业过程中，根据井壁稳定情况可调整钻井液密度和封堵材料加量，提高钻井液体系的包被抑制性和润滑性，形成质量良好的泥饼。

表5 优化前后钻井液的基本性能

2.2 新体系的抑制性

通过引入PF-UHIB(聚合胺)及PF-HLUB(防泥包润滑剂)来提高钻井液的抑制性。改进前后的钻井液页岩膨胀率实验结果如图2所示。新体系的24 h页岩膨胀率仅为11.3%，而原体系的页岩膨胀率为16.1%，蒸馏水的页岩膨胀率为90.5%。从防泥包性能来看，据防泥包实验结果，新体系具有较高的防泥包能力，泥包率仅为3%，而原体系的泥包率为15%左右。

图2 钻井液体系页岩膨胀率实验结果

2.3 新体系的储层保护效果

为测试改进型钻井液的渗透率恢复值，共进行了13组渗透率恢复评价实验。相比原钻井液体系，改进型钻井液保护油气储层的效果更好。表6所示为其中一组实验的结果。

表6 优化前后钻井液体系的储层保护效果

据储层改造液和隐形酸的岩屑酸化率评价实验结果(见表7)，储层改造液的酸化效果较好，酸液溶蚀率在4.24%～9.46%。这与储层岩屑酸溶物的含量有一定的关系。隐形酸液的溶蚀效果为负值。隐形酸反应后，相当于岩屑中的碳酸钙(分子量为100)被酸液溶蚀，置换成了石膏(分子量为172)，所以溶蚀率为负值。

表7 溶蚀实验结果

储层改造液、隐形酸的渗透率恢复值实验结果见表8。储层改造液对岩心的煤油渗透率恢复值超过120%，对储层的岩心具有一定的溶蚀和增大孔喉的作用。隐形酸对岩心的煤油渗透率恢复值处于78%～90%的范围，对储层岩心的溶蚀与孔喉增大作用较弱。

表8 酸化液岩心渗透率恢复值测试结果

3 现场应用情况

北部湾W油田二期开发项目共计有30口井，分3批实施。主要目的层为涠州组三段与流沙港组，油田的地层压力系数为1.0～1.46。压力系数跨度较大，不确定性因素多，且需用大井斜穿越钻遇涠二段大套灰色泥岩及流沙港组大段硬脆性页岩，井壁稳定、井控和储层保护方面压力大。第一批与第二批开发井均采用油基钻井液作业，第三批开发井因为环保的要求而改用水基钻井液作业。

针对W油田的特点，采用改进后的水基钻井液体系，提高钻井液的封堵性与抑制性。表9反映了第三批开发井B30井钻井过程中泥浆性能维护的情况。

表9 B30井钻进过程中钻井液的基本性能

开钻时，钻井液密度为1.3 g/cm3；进入涠州组二段后，钻井液密度加大为1.34～1.36 g/cm3，维持封堵材料浓度(20～30 kg/m3PF-LSF+20～30 kg/m3PF-NRL+10 kg/m3PF-EZCARB)，同时提高钻井液黏度与动切力，维持泥浆携砂能力，保证泥浆具有合适的包被抑制性，返出岩屑以不粘筛、不粘手为准。在流沙港组一段，钻井液密度提升至1.42～1.44 g/cm3；进入流二段前，提高了封堵材料浓度(60～70 kg/m3PF-LSF+40～50 kg/m3PF-NRL+10～15 kg/m3PF-FT-1+15～20 kg/m3PF-EZCARB)；进入油页岩前，钻井液密度提高为1.46 g/cm3，坚持加入碳酸钙、沥青材料，刚性和软性封堵材料搭配，以加强对页岩、油页岩微裂缝和层理的封堵。钻进期间，密切关注筛面返出。每钻进150～200 m，扫8～10 m3稀塞+8～10 m3重稠浆，充分利用高目数振动筛(140目)和三台高转速离心机，勤检查更换破损筛布，加强固相控制。钻进、循环期间，少有剥落、掉块，井壁稳定较好，起下钻、下套管较为顺利，作业效率接近第一批、第二批开发井。

第三批开发井的产量数据如图3所示。油藏配产650 m3/d，而实际测试结果，各井的日产量合计为1 030 m3，远远超过配产量，取得了较好的实践成果。

图3 W油田第三批开发井的产量

4 结 语

针对北部湾盆地易坍塌地层的特点，为解决井壁失稳问题，减小对储层的伤害，满足环保要求，研究改进了水基钻井液配方，形成新型水基钻井液体系和储层改造液。通过实验，测试了新型水基钻井液体系和储层改造液的性能。新型水基钻井液体系具有良好的封堵性、抑制性和携砂能力，可以有效保护储层；可有效抑制泥岩水化分散、膨胀，页岩膨胀率仅为11.3%；可形成质量良好的泥饼，有利于井壁稳定。储层改造液对储层岩心具有一定溶蚀作用，可有效增大孔喉，酸化效果较好，岩心渗透率恢复值较高。在北部湾W油田二期开发项目的第三批开发井，尝试采用改进后的水基钻井液体系，提高钻井液的封堵性与抑制性。结果在易坍塌地层的钻进过程中，井壁稳定性较好，起下钻和下套管都较为顺利；同时，储层保护效果较好，油田实际产量远远超过油藏配产。