東方1-1氣田水基鉆井液技術優(yōu)化

崔應中，徐一龍，　黃凱文，陳洪，　王薦，　舒福昌，3，　向興金，3

東方1-1氣田水基鉆井液技術優(yōu)化

崔應中1，徐一龍2，黃凱文2，陳洪1，王薦1，舒福昌1，3，向興金1，3

（1.湖北漢科新技術股份有限公司荊州市漢科新技術研究所，湖北荊州434000；2. 中海油湛江分公司南海西部石油研究院，廣東湛江524057；2.長江大學石油工程學院，湖北荊州434023）

崔應中等.東方1-1氣田水基鉆井液技術優(yōu)化［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：65-68.

東方1-1氣田為我國海上最大的自營氣田，由于地層的復雜性，且由于區(qū)塊已開采多年，導致地層壓力衰竭，φ311.15 mm井段存在著憋漏、溢流和卡鉆等作業(yè)風險。針對東方1-1氣田現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液抑制性能和封堵性能的不足，通過引入胺基硅醇PF-HAS和潤濕轉向劑PF-HWR，將鉆井液體系的抗鉆屑污染能力提高了近一倍；通過大量實驗優(yōu)選出強化封堵的材料PF-LSF和PF-HFD，增強了鉆井液對滲漏和微裂縫漏失的封堵能力，形成的封堵層承壓能力強，滲漏量小。優(yōu)化后的體系有利于保障類似區(qū)塊和地層鉆井作業(yè)安全，降低作業(yè)風險。

水基鉆井液；抑制；封堵；衰竭氣藏

東方1-1氣田主要以水平井方式開發(fā)，水平井段使用常規(guī)PRD鉆開液，φ311.15 mm井段使用PLUS/KCl鉆井液。在φ311.15 mm井段作業(yè)過程中出現(xiàn)了井漏、卡鉆、憋泵、溢流等較多的復雜情況，通過分析地層巖性和現(xiàn)場資料，認為主要有2方面原因：地層存在大段活性泥巖，這些軟泥巖易分散造漿，鉆屑黏附井壁和鉆具，造成井眼臟、憋阻和憋漏，進而誘發(fā)阻卡和溢流；由于開采多年，地層壓力衰竭，漏失壓力較低，容易壓漏地層，也會造成漏失、溢流，甚至帶來壓差卡鉆。東方1-1氣田地層壓力系數(shù)最低已至0.46，鉆井過程中鉆井液與地層間的最高壓差達9 MPa以上。因此，認為有必要加強鉆井液的抑制能力和封堵能力，以減少鉆屑造漿和憋漏。因此，室內針對現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液體系的抑制性能和封堵性能進行評價分析，并進行了優(yōu)化改進［1-8］。

1　現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液性能評價

1）基本性能?，F(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液配方：3%海水膨潤土漿+0.15%Na2CO3+0.2%NaOH+0.3%PFPAC-LV+0.4%包被劑PF-PLUS+1.50%降濾失劑PF-FLO+5%KCl+0.10%增黏劑XC，重晶石加重至1.20 g/cm3。由表1可知，現(xiàn)場鉆井液流變性好，濾失量小。

表1　東方1-1氣田前期作業(yè)現(xiàn)場使用的PLUS/KCl鉆井液基本性能

2）抑制性能。如果鉆井液的抑制性能不足，進入鉆井液的鉆屑容易分散造漿，導致鉆井液增稠，造成現(xiàn)場鉆井液性能維護困難，對于大段活性泥巖地層而言，更容易帶來泥團、泥包現(xiàn)象，進而引起壓差卡鉆、憋泵和憋漏問題。由于獲取的現(xiàn)場巖樣很少，因此用造漿性強的八嶺山鉆屑代替現(xiàn)場鉆屑開展鉆井液抗鉆屑污染實驗，結果見表2。

表2　東方1-1氣田前期現(xiàn)場使用的PLUS/KCl鉆井液抗鉆屑污染性能（90 ℃、16 h）

現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液具有良好的抑制性能，在20%鉆屑污染條件下，體系的黏度和切力雖然增加，但是仍具有較好的流變性，然而隨著鉆屑污染量的繼續(xù)增大，體系的黏度、切力、φ3和φ6值急劇增大，呈現(xiàn)為明顯絮凝狀態(tài)。說明大量鉆屑污染會帶來流變性能的惡化，進而容易帶來憋泵、憋阻、井眼臟、憋漏問題。

3）封堵性能。常規(guī)漏失分為滲透性漏失和裂縫性漏失。滲透性漏失室內模擬評價方法：采用高溫高壓砂床模擬（砂床選用200 g粒徑為0.28～0.45 mm砂，滲透率在10 μm2水平），將砂床填入高溫高壓失水儀的失水桶中壓實，倒入鉆井液，測得現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液在90 ℃、3.5 MPa、30 min條件下的砂床漏失量為全部漏失。

裂縫性漏失室內模擬評價方法：采用鋼質微裂縫巖心模擬（縫寬為100、200、300、400 μm，縫長為2 mm，深度為5 cm），將微裂縫巖心裝入高溫高壓動失水儀的巖心夾持器，測定90 ℃、30 min不同壓差條件下的微裂縫漏失量。結果顯示，現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液能夠封堵的最大微裂縫尺寸為100 μm，封堵后最高承壓達20 MPa；對于200 μm的微裂縫，4 MPa以下沒有明顯漏失，但壓差增大到5 MPa時，隨著壓力升高發(fā)生漏失，漏失后壓力下降，再升壓又發(fā)生漏失；對于更大的300 μm的微裂縫，現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液不能形成有效封堵，3.5 MPa壓差下就會發(fā)生持續(xù)性漏失。

由以上可知，在不加封堵材料的情況下，現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液不能封堵較大的微裂縫和滲透性強的地層，當遇到類似地層時，容易帶來漏失問題。

2　現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液主要問題及技術對策

1）大段活性泥巖地層鉆井作業(yè)中的鉆井液抑制問題，可通過改善鉆井液抑制性、提高鉆井液固相容量限、穩(wěn)定鉆井液性能，來減少強造漿地層鉆井液增稠，防止井眼臟、泥包、壓差卡鉆、憋泵、憋扭矩情況發(fā)生。室內通過胺基硅醇PF-HAS和潤濕轉向劑PF-HWR，來削弱黏土水化分散、預防黏結，從而增強鉆井液的抑制性能，穩(wěn)定鉆井液的流變性。

胺基硅醇PF-HAS分子結構中含胺基和硅羥基，使其具有較好的抑制性和疏水能力，由于硅羥基的疏水作用削弱了胺基對鉆井液中黏土顆粒的絮凝作用，因此胺基硅醇對鉆井液的流變性和濾失量均無明顯影響，且與各類鉆井液配伍性好，有助于改善抑制性能和保護儲層。東方1-1氣田地層與渤海區(qū)塊明化鎮(zhèn)組地層情況相似，都存在大段活性泥巖，目前胺基硅醇PF-HAS已在渤海區(qū)塊類似活性泥巖地層鉆井作業(yè)中大規(guī)模使用，使用后鉆井時效提高，鉆井液性能更易維護，降低了綜合作業(yè)成本。

潤濕轉向劑PF-HWR是一種表面活性劑，分子具有親油和親水極性基團，能對井壁巖石和鉆屑潤濕反轉，阻礙其水化膨脹和水化分散，從而有助于穩(wěn)定井壁和改善鉆井液的抑制性。潤濕轉向劑PF-HWR與胺基硅醇PF-HAS協(xié)同使用，可增強鉆井液抑制能力。

2）井漏問題。通過改善鉆井液封堵性能，強化對薄弱易漏地層包括低壓衰竭儲層井壁的封堵，提高其承壓能力，預防漏失，減少污染。對于正常鉆進而言，室內優(yōu)選隨鉆封堵材料增強鉆井液的封堵承壓能力，對于漏失采用常規(guī)堵漏材料或堵漏漿的方式解決。

3　PLUS/KCl鉆井液體系性能優(yōu)化

3.1抑制性能

如表3所示，在PLUS/KCl鉆井液體系中加入1.5%胺基硅醇PF-HAS和2%潤濕轉向劑PF-HWR后，在40%的鉆屑污染條件下仍具有較好的流變性，抑制性得到改善，提高了固相容量限。

表3　優(yōu)化后的PLUS/KCl鉆井液的抗鉆屑污染性能

3.2封堵性能

1）封堵劑單劑優(yōu)選。評價鉆井液在90 ℃老化16 h后對滲透性砂床的封堵效果，結果見表4。由表4可知，封堵劑PF-HFD和PF-HMF-6具有較好的封堵性能。

2）封堵劑復配效果。以PF-HFD為主，將其與封堵效果較好的PF-LSF、PF-HMF-6及現(xiàn)場常用的封堵防塌劑PF-DYFT-Ⅱ復配，評價封堵材料復配后的封堵效果，結果見表5。

表4　PLUS/KCl鉆井液的封堵性能優(yōu)化

表5　復配封堵性能數(shù)據(jù)

表5實驗結果顯示，2%PF-HFD與2%PF-LSF復配后，具有更好的封堵效果，體系的濾失量和高溫高壓砂床漏失都明顯降低。最終選定封堵劑為“2%PF-HFD+2%PF-LSF”。封堵劑PF-HFD是一種彈性封堵材料，能較好地封堵充填孔喉和微裂縫，PF-LSF是具有一定軟化能力的瀝青樹脂類封堵材料，可黏結和封堵間隙，2者結合形成的封堵層致密穩(wěn)定，因此滲漏小、承壓能力強。

3）封堵后體系的封堵承壓效果。實驗條件為90 ℃、30 min，對封堵后體系進行高溫高壓砂床實驗，測得壓差為3.5、4、6、8、10 MPa時，高溫高壓砂床漏失量為3.6、3.7、4.0、5.2和6.0 mL。由此可知，壓差提高到10 MPa也沒有出現(xiàn)壓漏現(xiàn)象，30 min內只有6.1 mL的漏失。由表6可知，對于不同尺寸微裂縫鋼制巖心，鉆井液封堵微裂縫的尺寸從原來的只能封堵100 μm 提高到封堵300μm ，且在400 μm 的微裂縫上也能承壓到5 MPa壓差而無明顯漏失。優(yōu)化封堵后的PLUS/KCl 鉆井液封堵孔隙和微裂縫的能力得到明顯提高，承壓能力也很強，有助于減少滲漏、憋漏。

表6　微裂縫封堵性能數(shù)據(jù)

4　結論

1.東方1-1氣田前期作業(yè)主要復雜情況為井漏、卡鉆、憋泵、溢流，這主要是因為地層存在大段易分散造漿的活性軟泥巖和多年開采導致地層壓力衰竭。

2.針對東方1-1氣田現(xiàn)場PLUS/KCl鉆井液抑制性能和封堵性能的不足，通過引入胺基硅醇PF-HAS和潤濕轉向劑PF-HWR，將鉆井液體系的抗鉆屑污染能力提高了近一倍；通過大量實驗優(yōu)選出強化封堵的材料PF-LSF和PF-HFD，增強了鉆井液對滲漏和微裂縫漏失的封堵能力，形成的封堵層承壓能力強，滲漏量小。

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Optimization of Water Based Drilling Fluid Technology for Dongfang1-1 Gas Field

CUI Yingzhong1， XU Yilong2， HUANG Kaiwen2， CHEN Hong1， WANG Jian1， SHU Fuchang1，3， XIANG Xingjin1，3
（1. Hubei Hanc New-Technology Co. Ltd.， Jingzhou， Hubei 434000；2. NanhaiXibu Petroleum Research Institute， The Zhanjiang Branch of CNOOC， Zhanjiang，Guangdong 524057；3. School of Petroleum Engineering， Yangtze University， Jingzhou， Hubei 434023）

The Dongfang1-1 gas field is the largest offshore gas field in China. Complexity of the formations plus a long time of production， result in depleted formation， and mud losses （at overpressure）， well flow and pipe sticking are thus risks that might be encountered in the 311.15 mm interval. Presently the drilling fluid used in the Dongfang1-1 gas field is Plus/KCl， which is weak in inhibitive capacity and mud loss control. PF-LSF， an amine based silanol， and PF-HWR， a wetting alteration agent， are introduced into the Plus/KCl fluid to double the drilled cuttings tolerance of the fluid. PF-LSF and PF-HFD， plugging agents selected through extensive laboratory studies， are added into the fluid to improve its performance of mud loss control， and the barrier to mud losses generated by these plugging agents also enhance the resistance of weak formations to pressure， which is beneficial to safe operation in similar blocks and formations.

Water based drilling fluid； Inhibit； Plugging； Depleted gas reservoir

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0065-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.013

崔應中，工程師，1978年生，2008年獲得長江大學石油與天然氣開發(fā)專業(yè)工程碩士學位，現(xiàn)在從事鉆井液方面的研究工作。電話 （0716）8326974；E-mail：my01god@163.com。

（2016-3-7；HGF=1603N10；編輯王小娜）