李治衡，林 海，董平華，張 磊，唐啟勝.

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，天津 300459)

渤海灣盆地歧口凹陷、黃河口凹陷、遼中凹陷、萊州灣凹陷等盆地巖漿活動頻繁[1]，均廣泛發(fā)育火成巖，且?guī)r性的類型多樣，主要分布特點是沙河街組零星分布，東營組廣泛發(fā)育、連片存在[2]。根據渤海灣盆地的構造、巖漿演化及已發(fā)現(xiàn)油氣藏的性質和特點可知，火成巖地層井壁穩(wěn)定性主要受構造因素和巖性控制[3]，同時火成巖地層具有強烈的非均質性。渤中區(qū)塊火成巖地層復雜情況主要為井壁坍塌掉塊、井徑擴大、漏失、卡鉆和電測困難，井眼長時間浸泡后掉塊現(xiàn)象加劇，且火成巖地層可鉆性差、研磨性強、機械鉆速低，導致鉆井周期延長[4-6]?，F(xiàn)場三開12-1/4"井段使用的PEM鉆井液是一種強抑制性防塌體系，具有良好的流變性和濾失性能，但其降濾失劑和封堵劑材料種類較多；火成巖存在節(jié)理和微裂縫，鉆井液濾液侵入地層導致破碎巖體發(fā)生坍塌，過多的降濾失劑和封堵劑不能有效保證良好的降失水和封堵效果，且增加了固相含量，同時造成鉆井液成本的增加[7-9]。本文通過對火成巖地層巖樣全巖礦物、黏土礦物組成及理化分析，并對降濾失劑和封堵劑材料及復配效果的室內實驗評價，對PEM鉆井液進行優(yōu)化，保證其具有良好的封堵造壁和流變性能，滿足火成巖地層的定向井安全鉆進要求[10-15]。

1 巖性特征及理化分析

渤中區(qū)域的火成巖地層巖性包括沉凝灰?guī)r、凝灰?guī)r、玄武巖、玄武質泥巖、凝灰質泥巖。以渤中-A井的2 053～2 779 m(東營組)井段巖屑為研究對象進行XRD衍射實驗，測定其礦物組分含量。實驗結果證明火成巖地層組成礦物主要包括石英、鉀長石、斜長石、方解石、黏土礦物等。全巖分析可知石英含量為16.9%～40.7%、黏土礦物含量為33.7%～54.8%；黏土礦物中含少量蒙脫石，主要為伊/蒙混層，相對含量為49%～76%，其中沉凝灰?guī)r、玄武質泥巖、凝灰質泥巖伊/蒙混層中的蒙脫石比例約為30%[16-18]。

火成巖地層黏土礦物含量較高，凝灰?guī)r、凝灰?guī)r泥巖高約50%，且伊/蒙混層中的蒙脫石比例約為30%。

同樣取A井玄武巖進行掃描電鏡分析，如圖1所示。

圖1 玄武巖掃描電鏡Fig.1 Scanning electron microscope of basalt

由圖1可知，樣品較為致密，但粒間存在孔縫，孔縫寬度為5～10 μm。粒間及粒表多被泥質和碳酸鹽充填，泥質間填充方解石，伊/蒙混層成層狀或片狀，玄武巖質地硬脆，存在微裂隙和微裂縫，容易剝落掉塊坍塌。

通過熱滾動回收率實驗評估巖石在鉆井液中的水化分散能力，計算一次滾動回收率，如圖2所示。

圖2 火成巖滾動回收率實驗結果Fig.2 Experimental results of rolling recovery of igneous rocks

由圖2可知，沉凝灰?guī)r、玄武質泥巖、凝灰質泥巖在海水和PEM泥漿中的滾動回收率分別為15.84%～36.32%、57%～64%，說明該類地層在海水中的分散性強，且受PEM泥漿浸泡后具有較強的分散能力；玄武巖、凝灰質砂巖在海水和PEM泥漿中的滾動回收率分別為57.6%～80.84%、84.4%～90%，說明該類地層在海水中具有一定的分散能力，而PEM泥漿中玄武巖的水化分散性較弱。

玄武巖分散性弱，屬于硬地層；而凝灰質和玄武質泥巖地層遇水后將發(fā)生軟化，硬地層轉變?yōu)椤败浀貙印?，造成火成巖地層可鉆性差，并易發(fā)生水化失穩(wěn)。

2 鉆井液優(yōu)化實驗研究

通過巖性特征和理化分析可知，火成巖地層黏土礦物含量高，且存在微裂隙和微裂縫，極易發(fā)生井壁失穩(wěn)。渤中火成巖地層使用的PEM鉆井液是在KCl聚合物鉆井液的基礎上，由JLX進一步提高鉆井液的抑制性和防塌性而成。通過包被劑PLH來阻礙巖屑水化分散。PEM抗污染能力強，流變性易于調節(jié)，鉆井液最大使用密度為1.80 g/cm3，最高使用井溫為150 ℃。其室內評價結果見表1。由表1可知，PEM鉆井液具有良好的流變性和濾失性能[19-20]?，F(xiàn)場PEM鉆井液體系的原配方如下：

3.0%海水膨潤土漿+0.2%NaOH+ 0.3% Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.5%包被PLH +2.0%降濾失劑TEMP +2.0%降濾失劑SMPC +2.0%封堵劑DYFT-Ⅱ+2.0%封堵劑LPF(W)+1.0%封堵劑EPF+3.0%聚合醇JLX-C+5.0%KCl+0.1%增黏劑XC+重晶石加重材料。

表1 現(xiàn)場配方性能評價結果Table 1 Evaluation results of drilling fluid performance

注：老化條件為120 ℃×16 h；流變性測定溫度為50 ℃；HTHP失水測定條件為120 ℃×3.5 MPa。

現(xiàn)場使用PEM鉆井液的降濾失劑和封堵劑材料種類較多，且缺少相應的評價，實現(xiàn)降濾失的同時反而增加了固相含量，影響流變性能，增加了鉆井液成本。為達到較好的降濾失封堵效果和降低成本的目的，對降濾失劑和封堵劑進行了對比優(yōu)選評價，采用GB/T 29170—2012《石油天然氣工業(yè)鉆井液實驗室測試》對該體系進行優(yōu)化評價實驗。

2.1 降濾失劑的優(yōu)選與優(yōu)化

針對溫度較高的地層，海上常用的降濾失劑為TEMP、SMPC和RS-1。改變PEM體系中的降濾失劑類型，對降濾失劑單劑進行對比評價，結果見表2。

表2 降濾失劑單劑對比評價Table 2 Comparison of filtrate reducer

由表2可知，從流變性能來看，降濾失劑材料加入后，黏切力略有增加；從濾失性能來看，同等加量條件下，加入降濾失劑后，鉆井液的API濾失量有所下降，而高溫高壓濾失量均明顯減少，尤其降濾失劑RS-1加入后鉆井液的高溫高壓濾失量只有17 mL，明顯優(yōu)于其他兩種降濾失劑。

選擇降濾失效果更好的降濾失劑RS-1作為PEM鉆井液體系的降濾失劑主劑，由于體系的高溫高壓濾失量仍偏高，因此對降濾失劑進行了復配評價，結果見表3。

表3 降濾失劑復配效果評價Table 3 The compound effect evaluation of filtrate reducer

由表3可知，通過降濾失劑復配的效果來看，體系的濾失量均下降；而降濾失劑RS-1與降濾失劑TEMP復配后，高溫高壓濾失量明顯下降，為13.6 mL，具有較好的控制濾失的效果，因此選定降濾失劑RS-1與降濾失劑TEMP作為PEM鉆井液的降濾失劑。

將選定的降濾失劑RS-1與降濾失劑TEMP進行了加量優(yōu)選評價，結果見表4。

表4 降濾失劑加量評價Table 4 Evaluation of filtration reducer addition

由表4可知，隨著降濾失劑加量的減少，鉆井液濾失量增大，在“2.0%降濾失劑RS-1與2.0%降濾失劑TEMP”加量配比條件下，PEM鉆井液的API濾失量為4.5 mL，高溫高壓濾失量為13.6 mL，濾失量較小，最終選定PEM鉆井液體系的降濾失劑及其加量為2.0%降濾失劑RS-1與2.0%降濾失劑TEMP。

2.2 封堵劑的優(yōu)選與優(yōu)化

室內實驗對海上常用的封堵劑DYFT-Ⅱ、封堵劑LPF(W)、瀝青樹脂LSF及封堵劑EPF進行了對比分析，從改善濾失性能方面優(yōu)選出合適的封堵劑單劑材料。封堵劑單劑的優(yōu)選結果見表5。

表5 封堵劑單劑對比性能評價Table 5 Single agent contrast performance comparison of plugging agent

由表5可知，封堵劑DYFT-Ⅱ與其他封堵劑相比，鉆井液的濾失量最小，API濾失量為3.3 mL，高溫高壓濾失量為12 mL，進一步改善了鉆井液的泥餅質量，增強了鉆井液的封堵性能。

以封堵劑DYFT-Ⅱ作為PEM鉆井液體系的封堵劑主劑，評價復配情況下其他封堵劑材料的輔助改善泥餅而降低失水效果，結果見表6。

由表6可知，封堵劑LPF(W) 與封堵劑DYFT-Ⅱ復配后，鉆井液的API濾失量和高溫高壓濾失量最小，提高了鉆井液的泥餅質量。

對封堵劑LPF(W)和封堵劑DYFT-Ⅱ進行封堵劑加量評價，結果見表7。

表6 封堵劑復配對比評價Table 6 Contrast evaluation of plugging agent combination

表7 封堵劑加量性能評價Table 7 Performance evaluation of plugging agent with various additions

由表7可知，隨著封堵劑加量的下降，體系的濾失量會有所增加，在“2.0%封堵劑DYFT-Ⅱ+2.0%封堵劑LPF(W)”加量配比條件下，PEM鉆井液的API濾失量只有2.8 mL，高溫高壓濾失量只有10.4 mL，濾失量較小，因此選擇封堵劑配比為“2.0%封堵劑DYFT-Ⅱ+2.0%封堵劑LPF(W)”。

PEM鉆井液優(yōu)化后的配方如下：

3.0%海水膨潤土漿+0.2%NaOH+ 0.3%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.5%包被劑PLH +2.0%降濾失劑RS-1+2.0%降濾失劑TEMP+2.0%封堵劑DYFT-Ⅱ+2.0%封堵劑LPF(W)+3.0%聚合醇JLX-C + 5.0%KCl+0.1%增黏劑XC+重晶石加重。

優(yōu)化后鉆井液的基本性能見表8。由表8可知，鉆井液體系高溫老化前后流變性穩(wěn)定，API濾失量和高溫高壓濾失量分別為2.8 mL和10.4 mL。

表8 優(yōu)化后鉆井液性能評價結果Table 8 Evaluation results of drilling fluid performance after optimization

注：老化條件為120 ℃×16 h；流變性測定溫度為50 ℃；HTHP失水測定條件為120 ℃×3.5 MPa。

3 現(xiàn)場應用

3.1 優(yōu)化后的PEM體系解決了原體系的弊端

渤中區(qū)塊共計鉆6口井，三開井段鉆井液使用優(yōu)化后的PEM體系，在東營組鉆遇火成巖地層，見X-1井綜合錄井圖，如圖3所示。

玄武質泥巖：性中硬，巖屑呈塊狀；玄武巖：東營組玄武巖疏松或致密，巖屑呈塊狀。

現(xiàn)場應用情況表明，通過對PEM鉆井液的降濾失劑和封堵劑材料進行對比評價，采取兩種降濾失劑和兩種封堵劑復配的方式滿足PEM鉆井液的性能要求，井壁表面形成良好的泥餅質量，維持了井壁穩(wěn)定性，并降低了鉆井液的成本。

圖3 X-1井綜合錄井圖Fig.3 Comprehensive logging map of well X-1

3.2 優(yōu)化后的PEM體系保證了火成巖地層的施工安全

現(xiàn)場6口井的井徑擴大情況如圖4和圖5所示。由圖4和圖5可知，12-1/4″井段主要為上部擴徑，下部井段的井徑較規(guī)則，最小井徑平均擴大率為2.8%，最大井徑平均擴大率為15%?；鸪蓭r地層鉆井過程中無井壁坍塌，無卡鉆事故，起下鉆順暢，鉆井時效得到極大提高。本文提出的PEM鉆井液優(yōu)化配方在現(xiàn)場取得了良好的應用效果。

圖4 井徑測井曲線Fig.4 Caliper log curves

圖5 井徑平均擴大率Fig.5 Average borehole enlargement rate

3.3 優(yōu)化后的PEM體系滿足了火成巖地層的性能需求

鉆井液懸浮攜砂效果好，可使用增黏劑XC來調節(jié)鉆井液的流變性，滿足鉆井過程中懸浮攜砂井眼清潔的基本需要。同時鉆井液具有良好的抑制性能，明顯降低巖屑的水化分散，清水中巖屑的熱滾回收率為16.5%，而優(yōu)化PEM中巖屑的熱滾回收率為85.4%，表現(xiàn)出良好的抑制效果。

4 結論

(1)火成巖地層黏土礦物含量較高，凝灰?guī)r、凝灰?guī)r泥巖高約50%，伊/蒙混層中的蒙脫石比例約30%，與鉆井液接觸后將產生吸水膨脹；且原體系降濾失劑和封堵劑材料種類較多，鉆井液成本高，因此需優(yōu)化鉆井液的抑制性。

(2)火成巖地層微裂隙、裂縫等弱面結構發(fā)育，通過綜合性能對比和配方優(yōu)化，采取2.0%降濾失劑RS-1和2.0%降濾失劑TEMP、2.0%封堵劑DYFT-Ⅱ和2.0%封堵劑LPF(W) 復配的方式，實現(xiàn)了API濾失量和高溫高壓濾失量分別為2.8 mL和10.4 mL，有效地封堵微裂隙和微裂縫，增強井壁穩(wěn)定性。

(3)該鉆井液現(xiàn)場已實施6口井作業(yè)，火成巖地層最大井徑平均擴大率為15%，同時具備良好的抑制性，巖屑熱滾回收率為85.4%，保證火成巖井段的高效鉆進及井壁規(guī)則。