低活度强抑制封堵钻井液研究与应用

低活度强抑制封堵钻井液研究与应用

赵瑞莹

中海油田服务股份有限公司天津塘沽300459

摘要：近年来，低活度强抑制封堵钻井液在钻井工程中得到了广泛应用。某区块凹陷中央断裂背斜带，区块平均井深在3300米以上，具有上部松软地层易缩径、沙河街地层垮塌掉块严重、设计密度高、主力油层压力系数低易发生井漏、斜井段长易粘卡、沙三段主力油层附近含有高压盐水层等技术难点，在该区块钻井施工中，易发生井涌井漏、起下钻遇阻、高压盐水侵、完井电测不到底、井眼扩大率高、固井质量不合格等一系列问题。该区钻井施工中，在聚磺钻井液体系基础上完善形成了强抑制、强封堵钻井液体系，提高了井壁稳定性，电测成功率，缩短了建井周期，取得了良好经济效益。

关键词：低活度；强抑制；封堵钻井液：研究应用

1.地层特点

该区块基本处于山区，黄土层厚度为180-220米，钻进时易发生井漏失返。洛河670-1153米，厚度为480米左右，渗漏较为严重，有时发生井漏失返，漏点在700-760米左右，直罗1233-1675米，砂样灰绿紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层，上为泥岩，底部为沙岩，厚度为380米不等，上部坍塌，井径扩大较为突出。延安1660-1790米左右，厚度为380米，延长1850-2600米，厚度为700米左右，在环492-63井从直罗到延安延长就发生了不同层位井段井漏失返现象，地层构造比较特殊复杂。(1)一开采取PAM+CMP配制胶液进行排量控制，防漏钻进，钻具组合:PDC+螺杆+钻铤+钻杆。泵压保持在1-4mpa之间。(2)二开钻进:钻井液性能粘度保持在28s左右，在工程定向时，采取稠浆清扫，提高定向效果，防止因钻屑沉积过多定向困难，工具面不稳定，定向效果差。(3)钻至安定前50-100米增大防塌剂含量，保持分段清扫，粘度30-32s，特别在直罗底砂岩工程定向，采取稠浆在定向前的清扫，保持井眼净化，同时上下活动钻具，确保定向施工中工具面的稳定性。

2.低活度强抑制封堵钻井液的构建

2.1构建思路

根据活度平衡理论，当存在较高效率半透膜时，钻井液与泥页岩中水存在活度差就能在较长时间内控制水的迁移。若岩层中水活度低于钻井液中水活度，水就以分散的水滴向岩屑或岩层中运移；反之，若钻井液中水的活度低于岩层中水的活度，则水的运移方向相反。研究表明，受到较强压实作用的泥页岩或孔隙度低的泥页岩，其自身可以起到半透膜作用。因此，降低钻井液中水的活度，就能够减少水向泥页岩地层近井地带的扩散、渗透，并降低其与地层矿物发生物理化学反应的趋势，有利于井壁稳定。由于油泥岩地层存在半透膜，且易产生裂缝，因此构建钻井液时，应降低钻井液的活度，增强其抑制性和封堵性。降低钻井液活度，可减缓钻井液对地层渗透水化。选用具有独特分子结构和优异抑制性能的聚胺抑制剂，可利用聚胺分子与层间水分子层间交换作用降低黏土水化。

2.2配方优选

2.2.1活度调节剂加量优化

鉴于有机盐对钻井液性能影响小的特点和钾离子独特的抑制页岩水化作用，选择甲酸钾作为钻井液活度调节剂。取胜利油田某井沙3段油泥岩岩心用模拟地层水饱和，测得其活度为0.953，然后配制了不同活度的甲酸钾溶液，考察了不同活度甲酸钾溶液抑制油泥岩岩心膨胀的能力，结果见图1。

图１油泥岩岩心在不同活度甲酸钾溶液中的线性膨胀率

由图1可知，对于活度为0.953的油泥岩岩心，其膨胀率随甲酸钾溶液活度的降低先降低再升高，甲酸钾溶液最佳活度应控制在0.900~0.950。综合考虑性能、成本等因素，确定甲酸钾加量为15%。

2.2.2抑制剂优选

利用胜利油田油泥岩岩心和岩屑分别进行岩心线性膨胀率试验和岩屑回收率试验，结果见表1。

由表1可知，岩屑在1.0%聚胺抑制剂中的回收率最高，达到了96.3%，远高于其他抑制剂，岩心在其中的线性膨胀率也较低。因此，确定以聚胺抑制剂为钻井液的抑制剂，加量为1.0%。

表1油泥岩岩心和岩屑在不同抑制剂中的线性膨胀率和回收率

2.2.3封堵剂优选

首先根据理想充填理论，利用暂堵颗粒粒径优化软件确定超细碳酸钙的粒度和配比；再复配胶乳沥青、纳米乳液和铝基聚合物，达到多元协同封堵的目的。胜利油田油泥岩的微裂缝的缝宽大多为2~28μｍ，因此以D90＝20μｍ优化超细碳酸钙的粒度和配比，结果为：选用800目、1500目和3000目的超细碳酸钙，配比为3:1:6。配制配方为5.0%膨润土浆＋0.2%聚丙烯酸钾＋0.5%铵盐＋0.5%低黏羧甲基纤维素钠盐的基浆，再将配方为5.0%超细碳酸钙＋2.0%胶乳沥青＋2.0%纳米乳液＋0.5%铝基聚合物的封堵体系加入到基浆中。选用缝宽20μｍ的陶瓷盘模拟微裂缝，测试基浆加入封堵体系前后的滤失量，结果为基浆加入封堵体系前后的滤失量分别为8.8和4.ml。利用激光粒度仪测定了基浆加入封堵体系后的粒径分布，基浆中加入封堵体系后的D90＝20.30μｍ，符合理想充填理论。基浆加入封堵体系后的滤失量由加入前的8.8ml降为4.8ml，说明粒度优化后的固相与多元协同封堵相结合可以有效封堵微裂缝。

3.结果讨论

该井侧钻过程中，采取了以下钻井液维护处理措施：实时监测钻井液的活度，及时补充甲酸钾，保持钻井液活度低于0.92；定期测定钻井液的粒度分布，保持钻井液粒度分布与地层孔喉、微裂隙直径相匹配；保持各种处理剂的含量达到要求，并根据消耗情况及时补充，严格控制钻井液性能符合设计要求；定向钻进过程中，根据摩阻扭矩变化情况，及时补充极压润滑剂。该井侧钻过程中钻井液性能稳定，未再发生掉块、坍塌等井壁失稳问题。

4.结束语

1）利用油泥岩和泥页岩半透膜作用，根据活度平衡原理，通过优化活度调节剂加量降低钻井液活度，提高其抑制性，并结合“钻井液全固相粒度优化＋多元协同封堵”技术提高钻井液的封堵性，形成了低活度强抑制封堵钻井液。2）室内试验表明，低活度强抑制封堵钻井液的抑制性和封堵性能强，能抑制油泥岩和泥页岩吸水膨胀和水化分散，封堵微裂缝。3）现场试验表明，应用低活度强抑制封堵钻井液能解决斜井段、水平井段油泥岩和泥页岩坍塌、掉块等井壁失稳问题。4）对钻井液活度与井壁稳定之间的关系缺乏明确的认识，建议进行深入研究，建立钻井液活度与地层活度间的定量理论。

参考文献

[1]谢冰．济阳坳陷页岩油测井评价方法研究[D]．荆州：长江大学，2015.

[2]韩来聚．胜利油田钻井完井技术新进展及发展建议[Ｊ]．石油钻探技术，2017，45（1）：1－9．