崔貴濤， 李寶軍， 王兆政

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室(中國石油川慶鉆探工程有限公司)，陜西西安 710018；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司厄瓜多爾分公司，四川成都 610051)

微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液在SACHA區(qū)塊的應(yīng)用

崔貴濤1,2， 李寶軍1,2， 王兆政3

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室(中國石油川慶鉆探工程有限公司)，陜西西安 710018；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司厄瓜多爾分公司，四川成都 610051)

厄瓜多爾SACHA區(qū)塊φ215.9 mm井段在鉆井過程中經(jīng)常出現(xiàn)鉆頭泥包、井壁坍塌、起下鉆遇阻、測井和下尾管阻卡等問題，在分析原因的基礎(chǔ)上，選擇有利于環(huán)保的有機(jī)抑制劑SUPHIB、半透膜劑MS和隔離膜劑EX等材料，優(yōu)選出微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液配方，并通過室內(nèi)試驗(yàn)評(píng)價(jià)了其性能，結(jié)果表明：該鉆井液在100 ℃條件下熱滾16 h后仍具有良好的基本性能；具有良好的抑制性能和封堵性能，對(duì)TENA層巖屑的回收率達(dá)到90%以上，膨脹率僅有1.32%，對(duì)高孔高滲儲(chǔ)層巖心的封堵率達(dá)到99%。微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液已經(jīng)在厄瓜多爾SACHA區(qū)塊的8口井進(jìn)行了應(yīng)用，均沒有出現(xiàn)鉆頭泥包、起下鉆遇阻、測井和下尾管阻卡等問題，且φ215.9 mm井段平均井徑擴(kuò)大率降至10%以下。這表明，微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液能夠有效解決厄瓜多爾SACHA區(qū)塊φ215.9 mm井段的一系列井下復(fù)雜問題。

鉆井液 微乳狀液 抑制 封堵 SACHA區(qū)塊 厄瓜多爾

厄瓜多爾SACHA區(qū)塊地層屬于海相環(huán)境沉積，主要采用S形定向井開發(fā)，目的層位于NAPO層下部和HOLLIN層頂部，埋深3 100.00 m，φ215.9 mm井段主要鉆遇新近系—古近系TENA層、白堊系NAPO層和HOLLIN層。TENA層泥巖段造漿性強(qiáng)，會(huì)破壞鉆井液性能，使鉆井液失去防塌抑制作用，易發(fā)生鉆頭泥包。NAPO層頁巖段井壁易坍塌掉塊，造成起下鉆遇阻。NAPO層屬于高孔高滲地層，且壓力系數(shù)低于1.0，在鉆井過程中易發(fā)生滲透性漏失，對(duì)儲(chǔ)層造成傷害。該區(qū)塊原用聚合物鉆井液已不能有效解決井壁坍塌、鉆頭泥包、起下鉆遇阻遇卡等問題[1-3]，且當(dāng)?shù)丨h(huán)保要求高，對(duì)環(huán)境危害較大的鉆井液材料(如磺化材料和鹽類)使用受到限制。因此，有必要研究一種抑制防塌封堵能力強(qiáng)且對(duì)環(huán)境友好的鉆井液。

1 鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

1) 厄瓜多爾SACHA區(qū)塊新近系—古近系TENA地層為極易水化的泥巖層，造漿性強(qiáng)，鉆井液密度上升快，鉆進(jìn)過程中極易發(fā)生PDC鉆頭泥包。

2) 白堊系NAPO地層以頁巖為主，中部夾雜多層灰?guī)r，下部有多套含油砂巖。NAPO層頁巖、灰?guī)r和砂巖交替發(fā)育，且頁巖裂縫發(fā)育，易松散破碎，鉆進(jìn)過程中易發(fā)生垮塌掉塊。

3) NAPO地層溫度97.4 ℃，壓力系數(shù)0.953，為高孔高滲-特高滲儲(chǔ)層，平均孔隙度在20%左右，平均滲透率大于200 mD，高的甚至超過1 000 mD，井壁上易形成虛厚濾餅，鉆進(jìn)過程中易造成卡鉆。

2 鉆井液配方優(yōu)選

根據(jù)以上技術(shù)難點(diǎn)，以抑制性和封堵性為突破口，優(yōu)選出環(huán)保型、利于儲(chǔ)層保護(hù)的有機(jī)抑制劑SUPHIB、半透膜劑MS和微乳液劑EX。以有機(jī)抑制劑SUPHIB為主抑制劑，SUPHIB吸附在黏土表面，通過與水分子競爭黏土的活性來降低黏土膨脹；半透膜劑MS和微乳液劑EX復(fù)配，在裸露巖石表面形成一層穩(wěn)定致密的保護(hù)膜，封堵地層層理或微裂縫，阻止自由水或鉆井液滲入地層中，抑制地層水化膨脹，防止井壁坍塌，保護(hù)油氣層[4-8]。以上述3種材料為基本組分，再選取對(duì)環(huán)境友好的其他鉆井液處理劑，進(jìn)行常溫、高溫條件下的一系列優(yōu)選試驗(yàn)，最后確定了微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液的基本配方：2.0%～3.0%降濾失劑LS+0.3%～0.5%提切劑XC+1.0%～2.0%有機(jī)抑制劑SUPHIB+0.5%～1.0%半透膜劑MS+1.0%～2.0%微乳液劑EX+1.0%～2.0%潤滑劑+適量防腐劑。其基本性能見表1。

表1 微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液的基本性能

Table 1 Basic properties of strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid

注：鉆井液密度為1.05～1.25 kg/L；老化條件為100 ℃下滾動(dòng)16 h。

根據(jù)地層特征，在鉆至儲(chǔ)層前鉆井液要能有效抑制地層造漿、防止頁巖垮塌，還要以低密度鉆井液鉆開儲(chǔ)層，盡量降低鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。因此，在基本配方基礎(chǔ)上，將配方優(yōu)化為：3.0%降濾失劑LS+0.5%提切劑XC+1.5%有機(jī)抑制劑SUPHIB+1.0%半透膜劑MS+2.0%微乳液劑EX+1.0%潤滑劑+適量防腐劑+石灰石。由上述配方配制的鉆井液在100 ℃溫度條件下熱滾16 h后，其性能為：密度1.20 kg/L，漏斗黏度54 s，表觀黏度29 mPa·s，塑性黏度16 mPa·s，動(dòng)切力13 Pa，API濾失量為5 mL，pH值為9，初切力與終切力之比為2∶4。

3 性能評(píng)價(jià)

3.1 抑制性能評(píng)價(jià)

鉆井液的抑制性能主要通過頁巖膨脹率和巖屑回收率2個(gè)指標(biāo)評(píng)價(jià)[9]。

3.1.1 頁巖膨脹試驗(yàn)

取TENA層巖屑碾碎、烘干，備用。用智能頁巖膨脹儀測定TENA層巖屑在清水、復(fù)合鹽水鉆井液和微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液中的線性膨脹率，結(jié)果見表2。

從表2可以看出，TENA層巖屑在清水中的膨脹率為10.40%，在復(fù)合鹽水鉆井液中的膨脹率為1.70%,在微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液中的膨脹率只有1.32%，說明微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液的抑制性能優(yōu)于復(fù)合鹽水鉆井液[10]。

3.1.2 巖屑回收試驗(yàn)

將TENA層巖屑放入清水、基漿和微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液中，在100 ℃下熱滾16 h，測定巖屑回收率，結(jié)果見表3。

注：基漿配方為3.0%降濾失劑LS+0.5%提切劑XC+1.0%半透膜劑MS+2.0%微乳液劑EX+1.0%潤滑劑+適量防腐劑+石灰石；微乳液鉆井液為基漿+1.5%有機(jī)抑制劑SUPHIB。

由表3可以看出，基漿中只含有半透膜劑MS和微乳液劑EX，巖屑的回收率就超過50%，說明其已經(jīng)具有一定的抑制能力，加入1.5%有機(jī)抑制劑SUPHIB形成微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液后，巖屑回收率達(dá)到90%以上，說明微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液具有較強(qiáng)的抑制性能。

3.2 封堵性能評(píng)價(jià)

采用壓力傳遞試驗(yàn)和觀察巖樣經(jīng)鉆井液處理前后電鏡掃描照片評(píng)價(jià)鉆井液的封堵性能。

3.2.1 壓力傳遞試驗(yàn)

選用NAPO層砂巖巖心(長12.5 cm，直徑19.05 cm)進(jìn)行壓力傳遞試驗(yàn)。試驗(yàn)過程為：將巖心放入壓力傳遞試驗(yàn)裝置中，給定一個(gè)上游壓力并保持不變，利用壓力傳感器和壓差傳感器實(shí)時(shí)檢測巖心下端流體的動(dòng)態(tài)壓力，從而得到巖心上下兩端的壓差Δp(Δp=pu-pd；其中，pu為巖心上端壓力，MPa;pd為巖心下端壓力，MPa)。先進(jìn)行巖心鉆井液處理前的壓力傳遞試驗(yàn)，再進(jìn)行鉆井液處理后的壓力傳遞試驗(yàn)，結(jié)果見表4。

表4 巖樣經(jīng)微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液處理前后壓力傳遞試驗(yàn)結(jié)果

Table 4 Pressure transmission test results of cores before and after treated with strong-inhibition strong-plugging microemulsion drilling fluid

注：試驗(yàn)條件為圍壓2.2 MPa，上游壓力1.5 MPa，溫度70 ℃。

從表4可以看出，由于巖樣取自高孔高滲儲(chǔ)層，它與模擬地層水作用后壓力傳遞很快；而巖樣經(jīng)過微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液處理后，壓力傳遞很慢，滲透率由處理前的853.6 mD降至處理后的0.023 mD，封堵率在99%以上，表明微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液具有較強(qiáng)的封堵能力。

3.2.2 電鏡掃描試驗(yàn)

用電鏡掃描用微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液處理前后的巖心表面，結(jié)果見圖1和圖2。

對(duì)比圖1和圖2可看出，微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液在巖心表面形成一層薄而致密的保護(hù)膜。該保護(hù)膜能夠封堵地層中的微裂縫，減少鉆井液濾液滲透到地層中的量，從而抑制泥頁巖水化膨脹分散，使地層穩(wěn)定性增加。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

厄瓜多爾SACHA區(qū)塊以S形定向井為主，其中φ215.9 mm井段軟泥巖、頁巖和砂巖共存，容易出現(xiàn)鉆頭泥包、泥頁巖坍塌和鉆具遇阻遇卡等問題。厄瓜多爾SACHA區(qū)塊采用微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液完成了8口井，φ215.9 mm井段起下鉆非常順利，電測一次成功，在不通井的情況下套管一次下至預(yù)定位置。其中SACHA290V井鉆井周期只有11.88 d，比設(shè)計(jì)提前5.63 d，創(chuàng)造了該區(qū)塊鉆井周期最短紀(jì)錄。下面以SACHA443D井為例，介紹微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液的應(yīng)用情況。

SACHA443D井為S形定向井，從井深2 427.30 m(井斜角24°)開始采用φ215.9 mmPDC鉆頭鉆進(jìn)，鉆至井深3 258.31 m完鉆，完鉆井斜角2°，鉆遇TENA層、NAPO層和HOLLIN層。在鉆井過程中，鉆井液維護(hù)處理的重點(diǎn)是強(qiáng)化鉆井液抑制防塌和封堵能力。抑制劑以有機(jī)抑制劑SUPHIB為主，再復(fù)配半透膜劑MS和隔離膜劑EX，提高鉆井液的抑制防塌和封堵能力；同時(shí)將濾失量降至5 mL以下，降低在正壓差作用下的鉆井液濾失量。

該井φ215.9 mm井段鉆進(jìn)安全順利，起下鉆暢通，電測及下尾管順利，未出現(xiàn)PDC鉆頭泥包現(xiàn)象，也未發(fā)生垮塌掉塊，井壁穩(wěn)定，井徑規(guī)則，井徑擴(kuò)大率2.5%～15.2%，平均5.0%。而鄰井SACHA372D井使用聚合物鉆井液掉塊垮塌嚴(yán)重，井徑極不規(guī)則，井徑擴(kuò)大率-2.5%～42.0%，起下鉆遇阻，電測發(fā)生卡鉆事故，尾管未下至預(yù)定位置。

5 結(jié) 論

1) 微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液封堵能力強(qiáng)，可以阻止自由水及鉆井液進(jìn)入地層，有效防止地層水化膨脹和井壁坍塌，保護(hù)油氣層。

2) 微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液抑制能力強(qiáng)、防塌性能突出。

3) 微乳液強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液成功解決了厄瓜多爾SACHA區(qū)塊TENA層泥巖造漿性強(qiáng)和NAPO層頁巖剝落性掉塊坍塌帶來的起下鉆遇阻、測井及下尾管阻卡的問題。

[1] 袁俊亮，鄧金根，蔚寶華，等.頁巖氣藏水平井井壁穩(wěn)定性研究[J].天然氣工業(yè)，2012，32(9)：66-70. Yuan Junliang,Deng Jingen,Yu Baohua,et al.Wellbore stability of horizontal wells in shale gas reservoirs[J].Natural Gas Industry,2012,32(9):66-70.

[2] 張啟根，陳馥，劉彝，等.國外高性能水基鉆井液技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀[J].鉆井液與完井液，2007，24(3)：74-77. Zhang Qigen,Chen Fu,Liu Yi,et al.Development of high performance water base muds abroad[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2007,24(3):74-77.

[3] 王建華，鄢捷年，丁彤偉.高性能水基鉆井液研究進(jìn)展[J].鉆井液與完井液，2007，24(1)：71-75. Wang Jianhua,Yan Jienian,Ding Tongwei.Progresses in the researches on high performance water base muds[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2007,24(1):71-75.

[4] 李勝，鄢捷年，李志勇，等.正電聚醇/KCl鉆井液體系室內(nèi)研究[J].石油鉆探技術(shù)，2008，36(5)：58-61. Li Sheng,Yan Jienian,Li Zhiyong,et al.Laboratory studies on positive-charged polyglycol/potassium chloride drilling fluids[J].Petroleum Drilling Techniques,2008,36(5):58-61.

[5] 蔡記華，烏效鳴，朱永宜，等.松科1井(主井)防塌鉆井液技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2008，36(5)：54-57. Cai Jihua,Wu Xiaoming,Zhu Yongyi,et al.Anti-sloughing drilling fluid in main wellbore of Slcore-1 Well[J].Petroleum Drilling Techniques,2008,36(5):54-57.

[6] 孫金聲，汪世國，劉有成，等.隔離膜水基鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2005，22(3)：5-8. Sun Jinsheng,Wang Shiguo,Liu Youcheng,et al.Study and application of water based membrane drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2005,22(3):5-8.

[7] 蒲曉林，雷剛，羅興樹，等.鉆井液隔離膜理論與成膜鉆井液研究[J].鉆井液與完井液，2005，22(6)：1-4. Pu Xiaolin,Lei Gang,Luo Xingshu,et al.Study on membrane theory and film-forming drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2005,22(6):1-4.

[8] 張朔，蔣官澄，郭海濤，等.新型鉆井液成膜劑的研制及其在埕海油田的應(yīng)用[J].石油鉆探技術(shù)，2013，41(2)：44-48. Zhang Shuo,Jiang Guancheng,Guo Haitao,et al.Development of filum-forming agent for drilling fluids and application in Chenghai Oilfield[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(2):44-48.

[9] 張志財(cái)，趙懷珍，慈國良，等.樁1291HF大位移井鉆井液技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2014，42(6)：34-39. Zhang Zhicai，Zhao Huaizhen,Ci Guoliang,et al.Drilling fluid in Zhuang 129-1HF extended reach well drilling[J].Petroleum Drilling Techniques,2014,42(6)：34-39.

[10] 崔貴濤，陳在君，黎金明，等.復(fù)合鹽水低傷害鉆井液在桃7-9-5AH水平井的應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2011，28(3)：42-44. Cui Guitao,Chen Zaijun,Li Jinming,et al.Application of complex salt low damage drilling fluid in Well 7-9-5AH[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2011,28(3):42-44.

[編輯 劉文臣]

The Application of Strong-Inhibition Plugging MicroemulsionDrilling Fluid in SACHA Block

Cui Guitao1,2, Li Baojun1,2, Wang Zhaozheng3

(1.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLow-PermeabilityOil&GasFields(CNPCChuanqingDrillingEngineeringCo.Ltd.),Xi’an,Shaanxi， 710018,China; 2.EngineeringTechnologyInstituteofCNPCChuanqingDrillingEngineeringCo.Ltd.,Xi’an,Shaanxi， 710018,China; 3.EcuadorBranchofCNPCChuanqingDrillingEngineeringCo.Ltd.,Chengdu,Sichuan, 610051,China)

During drilling in the SACHA Block of Ecuador, downhole troubles often occurred at φ215.9 mm hole section, such as bit balling, hole collapse, tight points met in tripping, logging and liner running. In order to solve these problems, a strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid was developed by using environmentally friendly organic inhibitor SUPHIB, semi-permeable diaphragm MS and isolating membrane agent EX, its performance was evaluated by means of laboratory experiments. The research results showed that this system had good performance after being boiled at 100 ℃ for 16 h, with good inhibition and plugging effect, the recovery rate of TENA cutting reached over 90%, expansion ratio and plugging rate were 1.32% and 99% respectively for high-porosity high-permeability reservoir cores. It has been successfully applied to 8 wells in SACHA Block, no bit balling, tripping sticking ro drag in logging and liner running occurred, and average hole enlargement rate at φ215.9 mm hole section dropped to less than 10%. It is shown that the problems that occurred at φ215.9 mm hole section in the SACHA Block of Ecuador can be solved effectively by using strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluids.

drilling fluid; microemulsion; inhibition; plugging; SACHA Block; Ecuador

2015-02-16；改回日期：2015-10-19。

崔貴濤(1982—)，男，山東菏澤人，2006年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，工程師，主要從事鉆井液與完井液技術(shù)研究。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201506004

TE254

A

1001-0890(2015)06-0020-04

聯(lián)系方式：(029)86593501，cuigt_zcy@cnpc.com。