吳 爽

(中國(guó)石油遼河油田分公司冷家油田開發(fā)公司，遼寧盤錦 124010)

隨著開發(fā)程度的提高和開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步，高效開發(fā)低滲透油藏對(duì)老油田持續(xù)、穩(wěn)定發(fā)展具有重要意義[1]。遼河油田低滲透油藏儲(chǔ)量豐富，但主要分布于埋藏較深、構(gòu)造復(fù)雜的古近系沙河街組的沙三段和沙四段，其巖性主要為灰色、深灰色硬脆性泥頁巖夾淺灰色砂礫巖、細(xì)砂巖。硬脆性泥頁巖微裂縫隙、層理發(fā)育，鉆井過程中易發(fā)生縮徑、坍塌掉塊等井壁失穩(wěn)問題；低滲透地層還具有較強(qiáng)的水敏性，極易因外來流體侵入導(dǎo)致黏土礦物水化膨脹堵塞孔隙。此外，由于低滲透儲(chǔ)層孔吼細(xì)小，水鎖對(duì)其損害程度極其嚴(yán)重[2-4]。鉆進(jìn)低滲透地層時(shí)，常用常規(guī)無固相淡水鉆井液、有機(jī)硅聚磺鉆井液和油基鉆井液，但常規(guī)無固相淡水鉆井液的抑制性能相對(duì)較差，密度可調(diào)節(jié)范圍有限；有機(jī)硅聚磺鉆井液的抑制性不足，且會(huì)嚴(yán)重傷害儲(chǔ)層；油基鉆井液雖然能很好地穩(wěn)定井壁和保護(hù)儲(chǔ)層，但是成本高、廢棄物處理難度大等。為降低鉆進(jìn)低滲透地層井下故障的發(fā)生概率和有效保護(hù)油氣層，筆者以鹵水為基液，通過優(yōu)選聚胺抑制劑、油層保護(hù)劑和防水鎖劑等關(guān)鍵處理劑，形成了適合該油田低滲透油藏開發(fā)的無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液，并在坨62井低滲透儲(chǔ)層鉆進(jìn)中進(jìn)行了試驗(yàn)，與鄰井相比，井徑擴(kuò)大率和表皮系數(shù)大幅降低，產(chǎn)油量大幅升高。

1 無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液配方優(yōu)選

鹵水無固相鉆井液密度可調(diào)范圍大，抗污染能力強(qiáng)，能有效抑制儲(chǔ)層中黏土礦物水化，最大限度地減少固相侵入儲(chǔ)層。聚胺鉆井液是一類在水基鉆井液中加入聚胺抑制劑而得到的具有代替油基鉆井液潛力的高性能水基鉆井液，其抑制性能強(qiáng)，且具有抑制作用平緩而長(zhǎng)效、生物毒性小、環(huán)境相容性好的特點(diǎn)[5-8]。因此，筆者擬將鹵水無固相鉆井液和聚胺鉆井液的優(yōu)點(diǎn)結(jié)合在一起，以鹵水為分散相，通過加入聚胺抑制劑、油層保護(hù)劑、防水鎖劑及其他處理劑形成無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液，以滿足遼河油田低滲透儲(chǔ)層安全鉆進(jìn)及儲(chǔ)層保護(hù)的要求。

1.1 關(guān)鍵處理劑的優(yōu)選

1.1.1 聚胺抑制劑優(yōu)選

鹵水為海水制鹽后的母液，其主要成分有MgCl2、CaSO4、CaCl2及NaCl等多種鹽類物質(zhì)，密度為1.25 kg/L。以400 mL鹵水+0.40%Na2CO3+0.20%NaOH+0.60%PAC-LV+0.15%XC+6.00%KCl為基漿1，分別加入4 g DEP-1，Ultrahib和SDJA等3種聚胺抑制劑，然后加入20 g膨潤(rùn)土，在室溫(20 ℃)下測(cè)試基漿1的流變性，結(jié)果見表1。

由表1可以看出，3種聚胺抑制劑都能抑制膨潤(rùn)土造漿，但是DEP-1抑制膨潤(rùn)土造漿的性能相對(duì)較差，SDJA與Ultrahib相當(dāng)，不過Ultrahib在配制鉆井液高速攪拌時(shí)起泡嚴(yán)重，而且價(jià)格高，因此選擇SDJA作為無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的抑制劑。

表1不同抑制劑對(duì)基漿1流變性的影響

Table1Impactsofdifferentinhibitorsonrheologicalpropertiesofbasefluid1

配方表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/Pa靜切力/Pa基漿117.0125.01.0/1.5基漿1+20g膨潤(rùn)土30.0219.03.0/5.0基漿1+4gDEP-1+20g膨潤(rùn)土25.0187.02.0/4.0基漿1+4gUltrahib+20g膨潤(rùn)土19.5145.51.0/1.5基漿1+4gSDJA+20g膨潤(rùn)土18.0135.01.0/1.5

1.1.2 油層保護(hù)劑優(yōu)選

在基漿1中加入1.00%SDJA,配制成基漿2，然后分別加入納米乳液SD-NR、聚合物類封堵劑YDW-1和油層保護(hù)劑HY-268以及兩兩復(fù)配后的試劑，采用71型高溫高壓濾失量測(cè)定儀測(cè)定基漿2的高溫高壓濾失量(Vfhthp)，測(cè)完高溫高壓濾失量后，倒出加溫罐中的基漿2，再在加溫罐中加入90 ℃熱水，測(cè)定30 min高溫高壓滲透濾失量(Vfhthp,p)，再以同樣方法分別測(cè)定高溫高壓砂床濾失量(Vfshthp)和高溫高壓砂床滲透濾失量(Vfshthp,p)，結(jié)果見表2。

表2基漿2中加入不同油層保護(hù)劑后的濾失量

Table2Filtrationlossesofbasefluid2afteraddingdifferentpluggingagents

配方Vfhthp/mLVfhthp,p/mLVfshthp/mLVfshthp,p/mL基漿270.486.8145.0全失基漿2+4%SD-NR17.823.419.616.8基漿2+4%YDW-122.233.229.218.4基漿2+4%HY-26818.221.817.616.6基漿2+2%SD-NR+2%YDW-110.212.614.611.8基漿2+2%SD-NR+2%HY-2687.48.69.49.0基漿2+2%HY-268+2%YDW-112.814.215.614.8

注：測(cè)試條件為150 ℃、3.5 MPa。

由表2可知，納米乳液SD-NR和油層保護(hù)劑HY-268復(fù)配加入基漿2后的濾失量及砂床濾失量最低，說明二者復(fù)配封堵效果最好。其原因是二者復(fù)配能起到協(xié)同封堵的效果：首先納米乳液親水基與裂縫孔隙接觸，增大流動(dòng)阻力，提高封堵劑的滯留能力，油層保護(hù)劑在孔隙或裂縫處不斷累積形成足夠強(qiáng)度的堆積體；接著納米乳液親水基吸附在井筒周圍，憎水基朝向鉆井液，形成一層致密有韌性的薄膜，延緩鉆井液濾液向巖樣內(nèi)部滲濾。因此，將SD-NR和HY-268復(fù)配作為無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的油層保護(hù)劑。

1.1.3 防水鎖劑優(yōu)選

采用LYJZ-600全自動(dòng)界面張力測(cè)定儀，在室溫下測(cè)定煤油溶液分別加入SLF、ASN和FCS等3種常用防水鎖劑后的油水界面張力變化情況，結(jié)果如圖1所示。

圖1 油水界面張力與防水鎖劑加量的關(guān)系Fig.1 Relationship between oil water interfacial tension and adding volume of waterproof lock agent

從圖1可以看出，3種防水鎖劑添加到煤油后，油水界面張力均有所降低，其中FCS降低油水界面張力的優(yōu)勢(shì)明顯，能較大程度地減弱毛細(xì)管壓力，故選擇FCS作為無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的防水鎖劑。

1.2 無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液配方

針對(duì)遼河油田低滲透油藏的地質(zhì)特點(diǎn)，為滿足鉆井施工對(duì)鉆井液的要求，經(jīng)過優(yōu)選關(guān)鍵處理劑，最終形成了密度為1.05～1.50 kg/L的無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液，其基本配方為：鹵水+0.1%～0.2%NaOH+0.2%～0.5%Na2CO3+1.5%～2.0%抗鹽降濾失劑YLJ-1+1.5%～3.0%納米乳液SD-NR+0.1%～0.2%黃原膠XC+1.0%～2.0%聚胺抑制劑SDJA+1.5%～2.0%油層保護(hù)劑HY-268+0.5%～1.0%防水鎖劑FCS+5.0%～8.0%KCl+2.0%～5.0%極壓潤(rùn)滑劑SD-505+復(fù)合鹽密度調(diào)節(jié)劑。

2 無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液性能評(píng)價(jià)

2.1 基本性能

測(cè)試無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液老化前后的基本性能，結(jié)果見表3。

表3 無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的基本性能

注：老化條件為150 ℃下滾動(dòng)16 h，測(cè)試條件為室溫(20 ℃)。

由表3可知，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液老化前后的黏度和切力適中，濾失量低，而且流變性不隨密度變化發(fā)生較大波動(dòng)。分析認(rèn)為，其原因是無固相強(qiáng)抑制鉆井液所用的加重劑是可溶解的復(fù)合鹽，其加量對(duì)鉆井液流變性的影響相對(duì)較小。

2.2 耐溫性能

將密度為1.35 kg/L的無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液分別在不同溫度下熱滾16 h，測(cè)定老化后鉆井液的流變性和高溫高壓濾失量，結(jié)果見表4。

表4無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的耐溫性能

Table4Hightemperatureresistanceofsolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

溫度/℃塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/Pa靜切力/Pa流性指數(shù)稠度系數(shù)/(mPa·sn)高溫高壓濾失量/mL202712.03.0/5.00.615706.2902711.03.0/5.00.634836.4120259.52.5/4.00.653926.8150208.02.5/4.00.643457.4180186.02.0/3.00.682238.8

由表4可知，在溫度不高于180 ℃時(shí)，密度1.35 kg/L的無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液始終保持適中的黏度,且切力和濾失量較低，說明該鉆井液具有良好的高溫穩(wěn)定性[9-11]。遼河油田低滲儲(chǔ)層埋深均在4 000 m以淺，地溫梯度約為3 ℃/100m，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的耐溫性能完全滿足耐溫要求。

2.3 抑制性能

將取自遼河油田大民屯凹陷沙四段下亞段油頁巖巖屑過100目篩，分別放在油基鉆井液、有機(jī)硅鉆井液及無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液中，然后用CST毛細(xì)吸水時(shí)間測(cè)定儀器測(cè)試鉆井液濾液的毛細(xì)吸水時(shí)間(CST)，并測(cè)試150 ℃下滾動(dòng)16 h后巖屑的回收率，結(jié)果見表5。

表53種鉆井液的抑制性

Table5Inhibitionperformancesofthreedifferentdrillingfluids

鉆井液密度/(kg·L-1)CST/s回收率,%油基鉆井液1.3589.499.5有機(jī)硅鉆井液1.33115.790.4無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液1.3290.698.9

由表5可知，油基鉆井液的毛細(xì)吸水時(shí)間最短和回收率最高，而毛細(xì)吸水時(shí)間越短，回收率越高，表明鉆井液抑制巖屑水化分散的能力越強(qiáng)[12]，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的毛細(xì)吸水時(shí)間和回收率與油基鉆井液相當(dāng)，這表明無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液抑制巖屑水化分散的能力與油基鉆井液相當(dāng)。

采用頁巖膨脹儀測(cè)試頁巖在上述3種鉆井液中的線性膨脹率，結(jié)果如圖2所示。

從圖2可以看出，頁巖在無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的線性膨脹率與其在油基鉆井液中的線性膨脹率相差很小，說明其抑制頁巖水化膨脹的能力與油基鉆井液相當(dāng)。

圖2 頁巖在不同鉆井液中的線性膨脹率Fig.2 Expansion rate of shale in different drilling fluids

通過上述試驗(yàn)可知，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液具有超強(qiáng)的控制泥頁巖水化膨脹、分散的能力，其抑制性能與油基鉆井液相當(dāng)。分析認(rèn)為，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液中的聚胺抑制劑通過氫鍵作用縮小了黏土電極之間的距離，聚胺分子水解出的帶正電荷的銨離子通過靜電作用中和了黏土表面的負(fù)電荷，進(jìn)一步降低了黏土水化斥力[13-16]；鹵水中的無機(jī)陽離子壓縮黏土顆粒表面的擴(kuò)散雙電層，使水化膜變薄，電位下降，從而引起黏土晶片斷-面乃至面-面聚結(jié)，有效抑制地層黏土水化膨脹，保持井壁穩(wěn)定。

2.4 抗鉆屑污染性能

在密度為1.50 kg/L的無固相聚胺強(qiáng)抑制水基鉆井液中加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的油頁巖鉆屑(取自沈平1井沙四段下亞段)，在150 ℃溫度下熱滾16 h后測(cè)定其塑性黏度、動(dòng)切力和高溫高壓濾失量，結(jié)果見表6。

表6無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的抗鉆屑污染性能

Table6Theanti-cuttingcontaminationperformanceofsolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

鉆屑加量,%塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/Pa靜切力/Pa流性指數(shù)稠度系數(shù)/(mPa·sn)高溫高壓濾失量/mL02612.03.0/5.50.605916.8103513.53.5/6.00.655656.6153915.53.5/6.50.646656.4204517.04.0/7.00.656996.2255219.55.0/8.00.657976.2

由表6可知，隨鉆屑加量增大，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的塑性黏度和動(dòng)切力升高，加入25%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))鉆屑后，其塑性黏度、動(dòng)切力和高溫高壓濾失量仍滿足要求，說明該鉆井液具有較好的抗鉆屑污染性能。其原因是該鉆井液具有極強(qiáng)的抑制性，混入鉆井液中的鉆屑的水化程度小，不會(huì)對(duì)鉆井液性能產(chǎn)生太大影響。

2.5 封堵性能

利用高溫高壓封堵及返吐模擬評(píng)價(jià)裝置，在150 ℃下用無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液(密度為1.50 kg/L)封堵不同縫寬的巖心(取自坨56井沙四段)，然后測(cè)試巖心的正向承壓和鉆井液的抗返排能力，結(jié)果見表7。

表7無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的抗返排性能

Table7Theanti-refluxperformanceofsolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

裂縫寬度/mm濾餅厚度/cm濾餅質(zhì)量/g正向承壓/MPa抗返排壓力/MPa0.11.035918.45.20.21.446216.04.00.32.059210.23.6

由表7可知，裂縫寬度達(dá)0.3 mm時(shí)，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液在裂縫處形成的濾餅更加虛厚，正向承壓隨之下降，但在裂縫處形成的濾餅仍具有較高的正向承壓和抗返排能力。分析認(rèn)為，納米封堵劑在裂縫及孔隙處的滯留能力較強(qiáng)，填充的可變形油層保護(hù)劑不斷累積形成屏障，阻止固相和液相侵入，最終形成強(qiáng)度和致密性等滿足要求的濾餅。

2.6 儲(chǔ)層保護(hù)性能

在150 ℃、3.5 MPa條件下，選用不同物性的儲(chǔ)層巖心，結(jié)合地層水資料，利用JHLS高溫高壓巖心動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)系統(tǒng)模擬鉆井條件，評(píng)價(jià)無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液(密度為1.50 kg/L)對(duì)儲(chǔ)層巖心的損害程度，結(jié)果見表8。

表8無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液對(duì)儲(chǔ)層巖心的動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)結(jié)果

Table8Theevaluationresultfordynamicdamageonthereservoircoresbysolid-freeandstronglyinhibitivewater-baseddrillingfluid

巖心編號(hào)巖心來源孔隙度,%氣測(cè)滲透率/mD油相滲透率/mD污染前污染后滲透率恢復(fù)率,%C1紅29井11.89.165.324.9392.7C2于70井18.09.808.648.1494.2C3駕31井15.98.477.587.0993.6C4坨56井9.27.203.493.1490.1

由表8可知，即使是低孔特低滲儲(chǔ)層巖心被無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液污染后，其滲透率恢復(fù)率也在90%以上，說明無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液具有優(yōu)良的儲(chǔ)層保護(hù)性能。分析認(rèn)為，其原因是：該鉆井液不添加任何固相，不會(huì)形成固相堵塞；其濾失量較低、抑制性和封堵性較強(qiáng)，避免了黏土顆粒水化膨脹及外來流體給儲(chǔ)層造成的傷害[17-20]；加入防水鎖劑，減輕了低孔低滲透儲(chǔ)層由于毛細(xì)管效應(yīng)導(dǎo)致的油氣通道變窄的狀況。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

坨62井是部署在遼河?xùn)|部凹陷牛心坨構(gòu)造帶的重點(diǎn)預(yù)探井，完鉆井深3 380.00 m，主要目的層為沙四段高升油層，兼探沙四段牛心坨油層、杜家臺(tái)油層及沙三段下部油層。儲(chǔ)層平均孔隙度為9.2%，平均滲透率為5.11 mD，屬低孔低滲儲(chǔ)層，鉆井過程中極易因外來流體的侵入而造成污染，而且儲(chǔ)層一旦被損害，恢復(fù)難度較大。除此之外，沙三段和沙四段地層硬脆性泥頁巖的含量較高，鉆井過程中易發(fā)生掉塊、井壁坍塌，造成起下鉆、劃眼遇阻，甚至發(fā)生卡鉆等井下故障。為了更好地保護(hù)儲(chǔ)層，降低發(fā)生井下故障的概率，該井在三開鉆進(jìn)低孔低滲儲(chǔ)層時(shí)，采用了無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液，其配方為：鹵水+0.10%NaOH+0.30%Na2CO3+2.00%YLJ-1+2.00%SD-NR+0.15%XC+1.50%SDJA+2.00%HY-268+0.80%FCS+6.00%KCl+3.00%SD-505+復(fù)合鹽，密度為1.23～1.25 kg/L。

3.1 鉆井液維護(hù)處理措施

1)充分利用四級(jí)固控設(shè)備，將固相含量嚴(yán)格控制在5%以下，以減輕固相對(duì)鉆井液流變性的影響和對(duì)儲(chǔ)層的傷害；2)保證KCl和聚胺抑制劑加量達(dá)到要求，以防止或降低硬脆性泥頁巖發(fā)生水化坍塌、掉塊的概率；3)控制鉆井液的黏度和切力在較低水平，以利于攜巖、清洗井壁上的虛厚濾餅、提高鉆頭的水功率，以達(dá)到提高鉆速的目的；4)在保持流變性穩(wěn)定的前提下，將納米乳液的加量提高至2%，以改善濾餅質(zhì)量和提高井壁的穩(wěn)定性；5)揭開儲(chǔ)層前100.00 m，將油層保護(hù)劑和防水鎖劑加量提高至設(shè)計(jì)上限，以降低鉆井液濾液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

3.2 試驗(yàn)效果分析

3.2.1 井壁穩(wěn)定效果突出

圖5所示為坨62井與未使用無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的鄰井坨56井三開井段的井徑曲線。

圖3 坨62井與坨56井三開井徑曲線Fig.3 Borehole diameters of third spud sectiion in Well Tuo-62 and Well Tuo-56

由圖5可知：坨62井三開井段使用的無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的濾失量很低，抑制性和封堵性很強(qiáng)，井徑比較規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率僅為8.24%；而坨56井的三開井段未使用無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液，井徑波動(dòng)較大。

坨62井三開井段鉆進(jìn)過程中，起下鉆和采用單穩(wěn)定器鉆具組合通井未出現(xiàn)阻卡，測(cè)井工具和套管均自由下放到底。而未使用無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的鄰井坨56井、坨45井、坨47井及坨38井三開井段均在鉆井過程中發(fā)生井壁坍塌掉塊、測(cè)井遇阻等井下故障。

3.2.2 機(jī)械鉆速提高

由于無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液固相含量低，剪切稀釋性強(qiáng)，循環(huán)壓耗低，鉆頭水功率高，且攜巖效果好，能減少重復(fù)破巖，較強(qiáng)的抑制性可以避免泥頁巖水化造成的井下故障，因此使用該鉆井液的坨62井其三開機(jī)械鉆速(3.62 m/h)與未使用該鉆井液的鄰井坨56井(2.56 m/h)相比顯著提高。

3.2.3 儲(chǔ)層保護(hù)效果明顯

表9為坨62井與未使用無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液鄰井產(chǎn)油量的對(duì)比。

表9坨62井與鄰井產(chǎn)油量的對(duì)比

Table9ComparisonofoilproductionbetweentheWellTuo-62andadjacentwells

井名平均孔隙度,%平均滲透率/mD產(chǎn)油量/(t·d-1)表皮系數(shù)鉆井液坨62井9.25.112.830.16無固相強(qiáng)抑制鉆井液坨56井10.45.760.972.85有機(jī)硅聚磺鉆井液坨45井12.613.111.240.97有機(jī)硅聚磺鉆井液

由表9可知，與儲(chǔ)層相近的鄰井相比，其表皮系數(shù)大幅降低，產(chǎn)油量大幅升高。這表明無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)性能好，較大程度地減輕外來流體對(duì)低孔特低滲儲(chǔ)層造成的損害。

4 結(jié)論與建議

1) 室內(nèi)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液具有極強(qiáng)的抑制性和良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果，同時(shí)具有較好的高溫穩(wěn)定性、潤(rùn)滑性、封堵性及抗污染能力。

2) 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明,使用無固相強(qiáng)抑制水基鉆井液不但可以解決遼河油田鉆進(jìn)低滲透儲(chǔ)層井壁失穩(wěn)的問題，而且可以提高機(jī)械鉆速、降低鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

3) 為了解決深井超深井對(duì)高溫高密度鉆井液的需求，應(yīng)開展提高復(fù)合鹽加重劑在鹵水中溶解度方面的研究。

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