1、强抑制性钻井完井液研究与应用隋跃华 成效华 高建礼 赵小平 梁国昌 牛国连（胜利石油管理局钻井工程技术公司钻井液公司山东东营）摘要: 胜利油田郑 408 区块储层埋藏浅胶结疏松，粘土含量为 0.3% 13.2%,粘土矿物以易分散运移的高岭石和易膨胀的伊蒙混层为主，属强、中水敏性储层，而且存在碱敏现象。针对该地层特点，在大量室内实验的基础上，通过使用黑色正电胶和复合无机盐抑制剂，研制了适合强水敏性储层的水基钻井完井液体系，并将 pH 值控制在 7.08.5 之间。室内评价结果表明，该体系具有很强的抑制包被能力，能有效防止粘土水化膨胀和造成高岭石分散运移，钻井液各种处理剂之间有较好的相容性，滤液与
2、储层内流体有很好的相容性，保护油气层效果与油基钻井液相当；能抑制钻屑分散，有利于发挥固控设备效率和提高钻井速度；具有良好的携岩性、润滑性能、防塌抑制性和造壁性能，摩擦系数小于 0.05 ; 可抗 13O 的高温。在郑 408 区块用强抑制性水基钻井完井液代替油基钻井液用于强水敏储层钻进后，保护了油气层，提高了原油采收率，降低了成本，缩短了钻井周期，而且对环境无污染。关键词：强水敏储层 防止地层损害 水基钻井液 黑色正电胶 复合无机盐抑制剂胜利油田的郑家油田储层属强、中水敏性储层。应用普通水基钻井完井液钻井，储层岩石易产生水敏反应，堵塞油气孔道，对储层产生较大的污染，使储层产能得不到有效开发。过
3、去在这些区块用水基钻井液钻的井产油很少，甚至不出油。 19941998 年用油基钻井液钻 16 口井，取得了较好的油层保护效果，但油基钻井液存在着成本高、施工难度大、污染环境、安全性差等一系列问题，其推广应用受到了制约。因此针对该地区的储层物性，研究开发了一种适合于强水敏性储层的水基钻井完井液体系，并应用于现场，取得了良好的经济和社会效益。储层特点胜利油田的王庄油田处于东营凹陷北部陡坡带西段，是太古界基岩潜山油藏与下第三岩性一地层油藏的复合式油田，下第三系的稠油层控制含油面积为 10.00km2 。王庄油田主要含油层为沙三段上部的含砾砂岩、砾状砂岩夹砂质泥岩，平均粒径中值为 0.26 mm ，
4、储层孔隙类型以粒间孔和微孔隙为主，并含有少量的次生溶孔，储层平均孔隙度为25%29%，平均渗透率为 909.2103 m 2，含油饱和度为 63 . 7 。储层埋藏浅，胶结疏松，平均泥质含量为 2 . 93 。郑 408 区块砂砾岩体连通性好，储层上部以中性一亲油为主，下部以亲水为主。沙三段上部储层粘土含量为 0 . 3 13 . 2 % ，粘土矿物以易分散运移的高岭石和易膨胀的伊蒙混层为主。原油性质较差，地面原油密度为 0 . 9480 1 . 02249 / cm3 ，粘度为 149 9195 mPa S 。地层水型为 CaC12 型。郑 408 区块砾岩体油藏类型是常温常压条件下受边水影
5、响的中、高渗构造性油藏。钻井液配方优选针对胜利油田郑 408 区块储层具有的特点，在优选钻井液配方时主要考虑的问题有： 选用的处理剂有良好的粘土稳定性，对产层内流体性能无影响，与产层矿物具有良好配伍性，而且处理剂之间有较好的相容性； 钻井液应具有强包被性能，防止造成高岭石分散运移，侵人储层的滤液不会使粘土矿物发生膨胀、运移，不会对储层造成伤害； 钻井液具有携岩性、润滑性、防塌抑制性和造壁性能，以稳定井壁、防止坍塌；pH 值控制在一定范围内。通过测量钠膨润土岩心和郑 408 区块地层岩心在各种介质中的膨胀率，评价了抑制剂、处理剂及各种钻井液体系的抑制能力和强包被能力，并以膨胀率作为其中一个标准优
6、选了抑制剂、包被剂的浓度及体系的配方，通过室内一系列实验确定了强抑制性钻井完井液配方（如下所示） 。1 #4 膨润土0.3 % K-PAM +0.3% 80A-510.3%SK-+(0.1% 0.3%)903-A（提粘降滤失剂）+(0.1% 0.3%)SL-l +(0.2% 0.3%)SK-2 + (1% 3%)OXAM（腐殖酸钾）+(1% 2%)SMP +3% 复合强抑制剂(1.5%k 2HPO4+0.3%CaCl2+1.0%KCl+0.5%Na2SO4)+2%BPS室内评价实验参与比较评价的钻井液体系如下。 2 “ 油基钻井液 3 “油包水钻井液 4 “ 普通水基钻井液 1 页岩回收率取配
7、制好的各种钻井液 350 mL ，倒人高温老化罐中，加人制备好的岩心（ 309 ) ，在 70C 下滚动 6 h ，测定岩心的回收率，结果见表 1 。从表 1 可以看出，岩心在强抑制性钻井完井液体系中的回收率最高。在该实验中，岩心在油基钻井液中的回收率较低，其原因是由于所选用岩心胶结物为油砂，但是从岩心块形状看，滚动后岩心块棱角分明，保持原状，也能证明油基钻井液的抑制能力很好。表 l 强水敏性储层岩心在不同体系中的回收率配方 回收率 备注 1 “ 99 . 0 岩心块无明显变化，基本保持原状 2 “ 76 . 5 棱角分明，但出现碎块 3 “ 86 .0 棱角分明，出现碎块4 “ 62 , 5
8、 出现碎块 2 线性膨胀值评价了实验岩心在不同钻井液体系中的线性膨胀值，结果见表 2 。表 2 说明，强抑制性水基钻井完井液体系的抑制能力强。表 2 郑 408 区块岩心在不同体系中的线性膨胀值配方 线性膨胀值 mm 1 h 2 h 3 h 4 h 5 h 6 h 7 h 8h l # 0 0 0 0 . 01 0 . 02 0 . 02 0 . 03 0 . 042# 0 0 . 01 0 . 01 0 . 02 0 . 02 0 . 02 0 . 03 0 . 03 3 # 0 . 02 0 . 03 0 . 03 0 . 03 0 . 03 0 . 03 0 . 04 0 . 044#
9、0 . 03 0 . 06 0 . 09 0 . 10 0 . 13 0 . 16 0 . 18 0 . 20 3 润滑性用极压润滑仪对不同体系的润滑性进行了评价，试验数据见表 3 。表 3 说明，强抑制性钻井完井液摩擦系数小于 0 . 05 。强抑制性钻井完井液中加人了无荧光润滑剂和乳化剂，完井液能在井壁上形成一层很薄的乳化油膜，起到降低摩阻和扭矩的作用。表 3 不同钻井液体系润滑性能评价配方 PV mPa . s YP Gel Pa / Pa FL ml 滤饼 mm Kfl # 26 11.0 2 . 5 / 5 . 0 6 . 4 0 . 2 0 . 0341 2# 120 2 . 5
10、1 . 0 / 1 . 0 3. 6 0 . 8 0 . 0380 4# 2 1 7 . 0 3 . 0 / 7 . 0 13 . 0 1 . 5 0 . 8900 4 抗温性能强抑性钻井完井液在不同温度下静态老化后的流变参数和滤失量如表 4 所示。由表 4 可以看出，在 12oC 时，该体系的滤失量基本保持不变，在 130C 时，钻井液仍具有好的流变性。表 4 强抑制性水基钻井完井液的抗温性条件 g / cm 3 PV mPa . s YP Gel Pa / Pa FL ml 滤饼 mm未老化 1 . 09 35 15.0 4.5/5.0 4 0.5 120 16h 1 . 09 32 17
11、.0 4.5/ 5 0.5 133 16h 1 . 09 35 17.5 8.2/8.0 5 0.5 5 . pH 值对体系性能的影响胜利油田强水敏储层普遍存在碱敏现象，因此在确定配方时，要优选体系 pH 值的范围。评价结果见表 5 。表 5 中基浆配方如下。 5# 1.5L 水+4 膨润土0.3 % K-PAM +0.3% 80A-510.3%SK-+(0.1% 0.3%)903-A（提粘降滤失剂）+(0.1% 0.3%)SL-l + (1% 3%)OXAM（腐殖酸钾）+(1% 2%)SMP +3% 复合强抑制剂+ 2%DYZ（聚合物稀释剂）+3%BPS5 pH 值对钻井液性能的影响处理剂及
12、加量 PH FL ml YP Gel Pa / Pa PV mPa . s基浆 7.0 6.8 12 2.0/4.0 260.3%Na2CO3+5%页岩粉 7.5 6.0 13 2.0/4.0 250.8%Na2CO3+5%页岩粉 8.5 6.2 12 2.5/6.0 29 1.3%Na2CO3+5%页岩粉 10.5 6.0 14 4.0/8.5 35注：页岩粉加人钻井液中后在常温下搅拌 30 min 测性能由表 5 可以看出，当钻井液 pH 值为 7 . 5 时，加人 5 页岩粉后钻井液性能无明显变化，但随 pH 值表的增大，体系的粘度、切力及屈服值变化较大，尤其是 pH 值为 10 . 5
13、 时，粘度、切力急剧上升，体系的抑制性明显降低，因此在不影响完井液正常性能指标时，体系 pH 值应调整在 7 . 0 一 8 . 5 之间。 6 岩心渗透率恢复值用郑 408 一 1 井岩心，对优选出的强抑制性钻井完井液与油基钻井液进行渗透率恢复值实验，测定岩心在动态条件下被污染前后渗透率的变化，结果见表 6 。表 6 说明，强抑制性水基钻井完井液与油基钻井液的渗透率恢复值接近。表 6 中配方如下。 6# 抑制性水基钻井液 4复合盐抑制剂 7# 6# + 3 % BPS 表 6 岩心在动态条件下被污染前后渗透率变化配方 Ka103m Ko103m 2 P0MPa Kro103m 2 ProMP
14、a Krd% FLmL2# 1120 197.72 0.0105 191.78 0.0546 97 3.06# 1120 190.53 0.0122 163.86 0.0685 86 5.07# 1120 188.41 0.0114 167.68 0.0656 89 4.8注： Kro 为气测渗透率； K 。 、 Kr 。为污染前、后油相渗透率； Krd = Kro / K 。为渗透率恢复值； p 。 、 Pr 。为污染前、后平衡压力现场应用郑 408 区块地层分段岩性为： 平原组底垂深为 3osm ，以粘土及松散砂层为主； 明化镇组底垂深为 980 ? 985m ，上部为浅灰、灰黄色砂岩夹泥
15、岩，下部为棕红色泥岩夹砂岩； 馆陶组底垂深为 1170 ? 119om ，上部以紫红色泥岩为主，夹灰色砂砾岩，下部为粉砂岩砂砾岩泥岩互层； 东营组底垂深为 1200 一 123om ，上部为棕红色泥岩、砂质泥岩与灰白细砂岩，下部为暗棕色泥岩、砂质泥岩； 沙一段底垂深为 1270 ? 129om ，以灰色泥岩为主，夹浅灰色白云岩、生物灰岩、灰白色含砾砂岩； 沙三段底垂深为 134om ，中、上部以灰色深灰色泥岩、砂质泥岩为主，下部以深灰色泥岩为主。从地层岩性来看，平原组、明化镇组和馆陶组地层段较长，地层较软，极易造浆，一般采用大循环钻进，至馆陶组底前 100m 改为小循环（斜井除外） ，一般在井
16、深 120om 处将普通水基钻井液替换为强抑制性钻井液。斜井一般在垂深 1200m 时替换钻井液。1 施工工艺 ( l ）替换钻井液前，要求清洁循环罐和循环槽，防止强抑制性钻井液被普通水基钻井液污染。采用吊打的方式替换钻井液，在一个单根内完成。尽量避免定点循环以免造成井下不正常，减少接单根次数，以减少混浆量。替换过程中当混浆返出后，尽量将混浆夹带从井壁上冲刷下来的坏泥饼放掉，以减小无用固相对强抑制性钻井液造成的污染。( 2 ）强抑制性钻井液按胜利石油管理局钻井工程技术公司钻井液公司研究的室内配方，使用专用设备配制。在替换钻井液前，由专用灌车送到井场。在钻进过程中，要随时检测钻井液的性能，尽可能
17、降低钻井液的滤失量（毛 4mL ) ；充分利用好固控设备，以降低钻井液的密度（ l . 07 一 1 . 089 / c m3 ) ，清除钻井液中的劣质固相；在确保钻井液防水敏性地层颗粒分散运移的前提下，调整钻井液性能，保证井下安全。现场处理一般使用复合抑制剂、聚合物、降滤失剂和黑色正电胶 BPS 等钻井液处理剂，以满足钻井液和油气层保护的要求。 ( 3 ）尽可能避免油层段定点循环，减少油气层浸泡时间。下筛管前循环好钻井液，对钻井液进行特殊处理后封油层段，封井配方为：5m3 井浆十 50 水 2 . 5 % BPS + 3 复合抑制剂 1 % PA -l + 1 % SMP + 3 % OXA
18、M这样既保护油气层，又能防塌和更好地悬浮岩屑，减小堵筛管的几率。自 1999 年 9 月至 2000 年 3 月底，在该区块共进行了 9 口直井和 3 口斜井的钻井施工。 12 口井钻速快、安全，电测顺利，下套管一次成功，说明该钻井液具有优异性能。应用井完井数据见表 7 。表 7 郑 408 区块几口强抑制性钻井液应用井完井数据 序号 g / cm 3 FV YP/Pa PV mPa . s Gel Pa / Pa FL ml PH Krd%1 1.08 54 19.0 11.0 3.0/7.0 4 7.5 812 1.08 120 18.5 16.0 13.0/23.0 3 7.0 803
19、1.06 77 13.0 12.0 8.0/18.0 4 7.5 794 1.06 63 14.0 28.0 3.0/6.0 4 7.5 78注： krd 为岩心渗透率恢复值； 1 号为郑 408 一 17 井，完钻井深为 1340m ; 2 号为郑 408 一 32 井，完钻井深为 1340m ; 3 号为郑 408 X33 井，完钻井深为 1415m ; 4 号为郑 408 一 30 井，完钻井深为 1340m2 维护处理措施 ( l ）维护处理原则维持抑制包被剂的有效含量以达到超强抑制的功效，同时保持钻井液性能基本稳定；根据地层情况，在维护钻井液性能的同时，提前加人足量特种防塌材料，确保
20、其有效含量达到或超过室内配方的水平，以较强防塌能力减轻由于采用低密度钻井液而带来的井壁不稳定因素；尽可能降低 API 滤失量和高温高压滤失量，合理调整固相粒度分布，以改善泥饼质量，增强防塌能力。( 2 ）具体维护处理情况钻井过程中，在馆陶组以前主要以抑制为主，采用 K 一 PAM 、 80A 一 51 、 SK 一 l 等包被剂配制胶液，细水长流地加人钻井液中，以保持钻井液具有较高的抑制包被剂含量。同时加入适量的防塌降滤失剂，增强钻井液的防塌能力。最大限度地使用好固相控制设备，保持低密度和较低的劣质固相含量。东营组至沙二段，钻井液处理以防塌降滤失为主，定期加人防塌降滤失剂，增强井壁的稳定性；同
21、时加入由 K 一 PAM 、 80A 一 51 、 SK 一 l 等抑制包被剂配制成的胶液，抑制地层造浆和粘土矿物分散运移，改善钻井液的润滑性能。进人油层前，加人 3 的 BPS 黑色正电胶，调整好钻井液性能，充分作好防塌和保护油气层工作。从郑 408 一 3 井电测井径图分析，该井使用强抑制性钻井液钻进的井段井径为 230 mm ，比钻头直径 ( 215 . 9 mm ）仅大 14 . 1 mm ，井径扩大率为 6 % ，说明该钻井液体系具有很强的抑制能力。钻进中钻井液粘度从 425 上升到 525 ，其它性能变化不大，说明该体系在进尺较快的情况下体系比较稳定。该井投产后日产油量在 st 左右。使用该体系不仅解决了环保问题，而且降低了钻井成本。 ABSTRACT 结论1 强抑制性水基钻井完井液体系具有很强的抑制能力和包被性能。 2 应用强抑制性水基钻井完井液体系，提高了原油采收率，保护油气层效果与油基钻井液相当。 3 用强抑制性水基钻井完井液体系代替油基钻井液用于强水敏储层钻进，降低了成本，缩短了钻井周期，而且对环境无污染。作者简介隋跃华，工程师， 1956 年生，现任胜利石油管理局钻井工程技术公司钻井液公司研究所副所长。
