張志財（中國石化集團勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東 東營 257017）

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強抑制有機胺聚磺鉆井液體系的研究及應用

張志財
（中國石化集團勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東 東營 257017）

渤南義123和義173區(qū)塊是勝利油田2012年非常規(guī)區(qū)塊產(chǎn)能建設重點工程，油藏埋深平均在3 500 m左右。該地區(qū)上部地層泥巖黏土含量高，易水化分散、縮徑，下部含有大段泥頁巖及砂泥巖薄互層，需要采用鉆井液技術解決水化膨脹引起的井壁失穩(wěn)、井眼凈化和摩阻扭矩大等難題。室內(nèi)通過關鍵處理劑的優(yōu)選和評價，研制了強抑制有機胺聚磺鉆井液體系。室內(nèi)評價和多口井的現(xiàn)場應用結果表明，該體系性能穩(wěn)定，抑制能力和潤滑能力強，具有和油基鉆井液相近的巖屑回收率，成功解決了長水平段水平井的泥巖坍塌、大井眼攜巖、托壓、黏附卡鉆等問題，無井下復雜情況發(fā)生，保證了井下安全，使鉆井周期明顯縮短。

非常規(guī)水平井；井壁穩(wěn)定；抑制性；潤滑性；泥頁巖

0　引言

隨著石油資源的日益緊缺，非常規(guī)油氣資源的勘探開發(fā)備受矚目。非常規(guī)水平井一般水平段長，多數(shù)超過1 000 m，且含大段泥巖或砂泥巖薄互層，泥巖微裂縫發(fā)育，導致鉆井過程中易發(fā)生井壁垮塌、漏失、縮徑、起下鉆困難等井壁穩(wěn)定問題［1-3］，加之大斜度井段攜巖困難［4］，易形成巖屑床，引起摩阻扭矩大等難題［5-7］。因此，非常規(guī)水平井鉆井液關鍵技術分3個方面，即井壁穩(wěn)定技術、潤滑技術及井眼清潔技術。

近年來，國外不斷研制出符合現(xiàn)代環(huán)保要求的水基鉆井液，如美國貝克休斯公司開發(fā)的高性能水基鉆井液體系（HPWBM）［8-9］、麥克巴公司的ULTRA-DRILL體系［10］，它們具有和油基鉆井液相似的抑制性和潤滑性［11-14］，已獲得成功應用。為了降低鉆井液成本，提高安全及環(huán)保性能，滿足非常規(guī)水平井的現(xiàn)場施工需求，室內(nèi)開展了強抑制性水基鉆井液技術的研究。從抑制性、封堵性及潤滑性等性能評價入手，優(yōu)選出強抑制劑有機胺、高效潤滑劑LBJ，并確定強抑制有機胺聚磺鉆井液體系的配方。該體系具有較好的抑制性和潤滑性，在勝利油田渤南義123和義173區(qū)塊進行了應用，成功解決了非常規(guī)地層井壁穩(wěn)定問題，取得了良好效果。

1　室內(nèi)研究

1.1頁巖抑制劑

室內(nèi)優(yōu)選了一種有機胺抑制劑，利用巖屑滾動回收實驗和線性膨脹率實驗對有機胺抑制劑進行了評價。實驗結果如表1所示。

表1　頁巖抑制性評價實驗結果　%

由表1可以看出，2%有機胺抑制劑的線性膨脹率均小于7%KCl和7%KCl+2%聚合醇的混合物，一次回收率也明顯高于二者，這說明有機胺抑制劑具有較好的頁巖抑制性，能夠有效抑制頁巖的水化分散作用。

在5%膨潤土漿中分別加入2%有機胺抑制劑和7%KCl，養(yǎng)護24 h后利用激光粒度儀測試其粒度分布，測試結果如表2所示。

表2　頁巖抑制劑對基漿粒度分布的影響

由表2可看出，頁巖抑制劑的加入可顯著改變體系中黏土顆粒的大小分布和比表面積，黏土平均粒徑由大到小依次為有機胺、KCl和基漿，比表面積由大到小依次為基漿、KCl和有機胺。這說明有機胺更能有效抑制黏土顆粒的水化分散，使黏土顆粒保持較大粒徑。

1.2封堵劑

泥頁巖大多層理和微裂縫較發(fā)育，能對裂縫快速封堵是穩(wěn)定井壁的重要措施。利用封堵性顆?；蚰z體在裂縫內(nèi)迅速架橋、填充、封堵，在井壁表面建立不滲透保護層，以達到阻止水沿裂縫迅速深入地層的目的。

室內(nèi)優(yōu)選了幾種納米級封堵材料，通過高溫高壓濾失實驗（120℃，3.5 MPa）和壓力傳遞實驗（120℃，30.0 MPa）進行了性能評價，結果見表3、圖1。表3中，基漿配方為5%膨潤土漿+0.2%燒堿+0.3%PAM+3% SD-101+2%防塌降濾失劑+0.5%磺酸鹽+0.5%LV-CMC（以下同）?？梢钥闯觯耗z乳瀝青和納米乳液復配使用，可以明顯改善鉆井液的封堵性能，使鉆井液高溫高壓濾失量大大降低，減緩壓力傳遞。這是因為，通過不同粒徑的封堵顆粒進行架橋封堵地層孔隙，瀝青類材料在高溫軟化后擠入封堵顆粒之間的縫隙，并在井壁表面建立一層疏水性不滲透保護層，從而減少水相對泥頁巖的侵入。

表3　不同封堵材料的對比實驗

圖1　壓力傳遞實驗

1.3潤滑劑

1.3.1潤滑性的影響因素

影響鉆井液潤滑性的主要因素有鉆井液性能和潤滑劑。鉆井液性能包括黏度、切力、固相含量及類型、濾失量及泥餅質量。隨鉆井液密度、固相含量的增加，鉆井液的黏度、切力也會相應增大，鉆井液潤滑性能也隨之變差；同時固相含量增大，泥餅也會相應增厚，黏附系數(shù)增大，從而大大影響體系的潤滑性能；合理的粒度級配能夠形成薄且致密的泥餅，可以提高泥餅潤滑性；若固相顆粒分散太細，比表面積大大增加，也會使摩擦阻力大大增加。良好的潤滑劑可有效降低鉆井液的摩阻，提高體系的潤滑性，減小鉆具和井壁之間的摩擦力，從而減輕或避免托壓現(xiàn)象。

1.3.2潤滑劑的評價

室內(nèi)利用極壓潤滑儀和黏附系數(shù)測定儀對液體潤滑劑LBJ和其他常用潤滑劑進行了對比評價，實驗結果見圖2?？梢钥闯觯瑵櫥瑒㎜BJ的潤滑系數(shù)和黏附系數(shù)均最小，潤滑效果最好。1.3.3合理調整粒度級配

圖2　潤滑劑的對比評價

合理的粒度級配不僅可以提高鉆井液的封堵性，也可以通過提高泥餅質量，減小泥餅厚度，降低鉆具與泥餅的接觸面積，從而提高鉆井液的潤滑性。

利用激光粒度儀對添加不同粒徑材料的溶液進行粒度分析，結果見表4?？梢钥闯觯ㄟ^改善鉆井液中固相顆粒的粒度級配，形成更加致密且薄的濾餅，可以進一步降低鉆井液的摩擦因數(shù)，提高鉆井液潤滑性。

表4　粒度級配對鉆井液潤滑性的影響

1.4鉆井液配方及性能評價

在確定主處理劑（頁巖抑制劑和潤滑劑）之后，通過室內(nèi)評價實驗和正交實驗，得到了強抑制有機胺聚磺鉆井液體系的基本配方：基漿+0.3%PAM+（1.5%～2.0%）有機胺+（2.0%～2.5%）磺化酚醛樹脂+（2%～3%）防塌降濾失劑+（1.0%～1.5%）磺酸鹽共聚物+（1.5%～2.0%）超細碳酸鈣+2%膠乳瀝青+2%納米乳液+（6%～8%）原油+（2%～3%）LBJ+加重劑。

1.4.1基本性能評價

密度為1.45 g/cm3，實驗溫度為150℃，熱滾16 h前后該配方的基本性能如表5所示。可以看出，強抑制有機胺聚磺鉆井液體系完全滿足中壓濾失量不大于4.0 mL、高溫高壓濾失量不大于12.0 mL的設計要求，可減少濾液進入地層，有利于井壁穩(wěn)定，同時潤滑性能良好，有利于降低摩阻和扭矩，滿足水平井黏附系數(shù)小于0.1的基本要求。

表5　強抑制有機胺聚磺鉆井液體系的基本性能

1.4.2巖屑滾動回收實驗

分別對清水、油基鉆井液與強抑制有機胺聚磺鉆井液進行了巖屑滾動回收實驗。結果表明：清水的巖屑回收率較低（35.8%），說明巖屑易水化分散；強抑制有機胺聚磺鉆井液體系的巖屑回收率（89.3%）遠大于清水的回收率，與油基鉆井液（91.8%）比較接近，說明該體系具有良好的抑制頁巖水化膨脹的作用，有利于井壁穩(wěn)定。

2　現(xiàn)場應用

渤南義123、義173區(qū)塊是勝利油田非常規(guī)開發(fā)的重點區(qū)塊，強抑制有機胺聚磺鉆井液體系先后在該區(qū)塊的9口非常規(guī)水平井進行了現(xiàn)場試驗。井深最淺為4 666 m，最深為5 340 m，累計進尺43 982 m；水平段最短為932 m，最長為1 450 m。根據(jù)地層特點，該區(qū)塊非常規(guī)水平井均采用三開井身結構，在二開進入沙河街組前轉化為強抑制有機胺聚磺鉆井液體系，通過對該體系的不斷改進和鉆井技術的不斷完善，鉆井周期越來越短，所用成本越來越低，并且創(chuàng)出勝利油田非常規(guī)深井水平井多項施工紀錄，顯示了該鉆井液技術的良好應用效果。

2.1現(xiàn)場鉆井液維護與處理

1）保持有機胺加量的穩(wěn)定，強化鉆井液抑制性。上部地層采用有機胺抑制劑和絮凝劑聚丙烯酰胺的合理搭配，增強體系的整體抑制性；下部地層井底溫度較高，則使用抗溫性較好的磺酸鹽共聚物與有機胺配合使用。聚合物加量保持在0.3%～0.5%，有機胺加量在二開控制在1.0%～1.5%，三開控制在1.5%～2.0%，使鉆井液體系始終處于高抑制狀態(tài)。

2）提高鉆井液封堵能力。針對水平段裂縫發(fā)育的情況，通過加入樹脂、膠乳瀝青、納米乳液，配合1.5%超細碳酸鈣來提高鉆井液的封堵能力。

3）加強固相控制。全面開啟四級固控設備，采用高目數(shù)振動篩篩布，定時開啟離心機，及時高效地清除劣質固相，保證鉆井液中較低的固相含量，不僅有利于保持良好的鉆井液性能，而且可以降低固相引起的摩阻，提高泥餅質量。

4）提高鉆井液潤滑性。實鉆過程中，根據(jù)滑動鉆進的鉆壓監(jiān)測及起下鉆的摩阻分析，適當提高液體潤滑劑LBJ的加量，并補充原油含量，進而保持體系良好的潤滑性。在鉆進過程中，體系的泥餅黏附系數(shù)控制在0.05以下。在電測和下套管前，還要進一步增強鉆井液的潤滑性。電測前，在裸眼內(nèi)的鉆井液中補充1%潤滑劑LBJ；在下套管前，用1%液體潤滑劑LBJ和1%固體潤滑劑石墨粉來封閉整個裸眼段，以確保下套管作業(yè)的安全。

2.2應用效果

強抑制有機胺聚磺鉆井液體系在非常規(guī)長水平段水平井的成功使用，較好地解決了鉆井過程中的井壁穩(wěn)定、摩阻與扭矩以及井眼凈化等技術難題，達到了較理想的施工效果，完全可以滿足大段泥巖長水平段水平井的鉆井需求。

1）抑制性強，防塌效果好。義123區(qū)塊二開裸眼段長均超過3 000 m，最長為3 645 m（義123-1HF井），最短也有3 192 m，均沒有發(fā)生鉆井液引起的井壁穩(wěn)定問題，井徑規(guī)則，電測成功率達到100%，三開井徑擴大率均在6%以下。其中，義123-1HF井（斜井段長1 277 m、扭方位100°）軟測井創(chuàng)造了一次測井成功的最高指標，即軟測井能測到井深3 700 m，井斜70°，方位變化100°。

2）機械鉆速高，鉆井周期短。與本區(qū)塊其他非常規(guī)井相比，義123-10 HF井鉆井周期為62.42 d，全井機械鉆速為6.76 m/h，為該區(qū)塊鉆井周期最短、機械鉆速最快的紀錄；義123-11HF井三開鉆井周期為15 d，三開機械鉆速為5.58 m/h，為該區(qū)塊三開水平段鉆井周期最短、機械鉆速最快的紀錄。

3）潤滑效果好。泥餅黏附系數(shù)控制在0.04～0.07，二開斜井段鉆進摩阻在78.4～98.0 kN，三開水平段鉆進摩阻保持在58.8～78.4 kN，平均扭矩在10 kN·m以下，解決了長水平段井眼的潤滑和摩阻難題，同時有效解決了托壓難題，保證了純鉆時效，保障了鉆進和起下鉆的安全。

4）攜巖能力強，井眼凈化效果明顯。二開斜井段動塑比在0.5 Pa/（mPa·s）左右，動切力在10～16 Pa；三開水平段動塑比在0.6 Pa/（mPa·s）以上，動切力在12～18 Pa。合理的鉆井液流變參數(shù)保證了巖屑的充分攜帶，并配合短起下鉆等工程措施及推稠塞，確保了良好的井眼凈化效果。

3　結論

1）強抑制有機胺聚磺鉆井液體系具有較強的抑制性和穩(wěn)定性，解決了上部地層造漿、下部地層大段泥巖水化垮塌、起下鉆遇阻等問題，保證了井壁穩(wěn)定，降低了井徑擴大率，并提高了機械鉆速，縮短了鉆井周期，節(jié)約了成本。

2）針對非常規(guī)井具有水平段長、含大段泥巖或砂泥巖薄互層等特點，室內(nèi)研制出液體潤滑劑LBJ，可以顯著提高鉆井液的潤滑性，潤滑效果和油基鉆井液相近。鉆進過程中，摩阻和扭矩均大幅度降低，有效解決了潤滑和托壓難題，保證了純鉆時效和井下安全。

3）該體系具有良好的流變性，通過調整鉆井液流變參數(shù)、提高動塑比以及在不同井斜段調整鉆井液流態(tài)，保證了鉆井液的懸浮能力和攜巖能力，配合短起下鉆等工程措施，及時有效地清除了巖屑床，保證了井眼清潔。

4）通過勝利油田非常規(guī)水平井的順利施工，說明該鉆井液體系完全可以滿足泥頁巖水平井對鉆井液抑制性、井壁穩(wěn)定、井眼凈化和潤滑性能的要求，可以推廣應用。

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（編輯趙衛(wèi)紅）

Study and application of highly inhibitive organic amine polysulfonate drilling fluid

Zhang Zhicai
（Research Institute of Drilling Technology，Shengli Petroleum Engineering Co.Ltd.，SINOPEC，Dongying 257017，China）

Yi 123 and Yi 173 Areas are the major project of deliverability in unconventional areas of Shengli Oilfield.The average reservoir depth is about 3，500 m.In the upper formations，the caly content is much high in the mud rock，which will cause borehole instability caused by hydration expansion.While in the lower formations，there are interbeds of shale，sand and mud rocks.The drilling fluids should solve these problems such as bole instability caused by hydration expansion，hole cleaning，lubrication and friction.With agent optimization and evaluation experiments，a highly inhibitive organic amine polysulfonate drilling fluid is developed.The lab results and field application show that the drilling fluid system has stable properties，good inhibition and lubricity.Its shale recovery is close to that of oil-based drilling fluid.The problems such as borehole caving，sloughing，cuttings carrying and pipe sticking are effectively solved，which provides a reference for efficient development of unconventional oil and gas reservoirs.

unconventional horizontal well；borehole stability；inhibition；lubricity；mud shale

國家科技重大專項“斷塊油田特高含水期提高水驅采收率技術”課題“斷塊油藏復雜結構井鉆完井技術”（2011ZX05011-003）

TE254

A

10.6056/dkyqt201601024

2015-08-17；改回日期：2015-10-27。

張志財，男，1984年生，工程師，碩士，2010年畢業(yè)于中國石油大學（華東）油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田鉆井液研究及現(xiàn)場鉆井液技術服務工作。E-mail：zhangzc1@126.com。

引用格式：張志財.強抑制有機胺聚磺鉆井液體系的研究及應用［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：109-112.

Zhang Zhicai.Study and application of highly inhibitive organic amine polysulfonate drilling fluid［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23 （1）：109-112.