解超冯英

（中国石化华北石油局，河南 新乡 453700）

0 引言

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，是发育在上古生界地层中的大型致密低渗气田。开发实践证明，水平井优良的钻井液体系是优质高效开发鄂尔多斯大牛地气田的关键技术之一，弱凝胶钻井液体系能有效解决目前该气田水平井钻井中存在的主要技术难题，如井塌、掉块和储层保护等一系列难题。该体系在DP16井、DP18井和DP20井3口水平井水平段得到应用，全部顺利钻达设计井深。无黏土相弱凝胶钻井液体系在大牛地气田水平井水平段成功应用，为水平井工业化应用提供了重要支撑。

1 大牛地气田储层特征

1.1 孔喉结构与孔渗特征

上古生界各气层组的喉道分布具有以下特点：各气层组平均喉道半径在0.31～0.44 μm之间，相对变化幅度较小；最大连通喉道半径山1、盒l最高，盒2、盒3、山2次之，太2最低；中值半径盒3、盒2、太2在0～l.0 μm以上，盒1、山2、山l仅为0.05 μm左右，见表1。

1.2 储层敏感性特征

大牛地气田上古生界6套气藏的53个样品的“五敏”实验结果见表2。从表中可以看出，太2层对HCl和HF酸敏感性都为弱。

1.3 储层伤害分析

大牛地气藏主要存在3种形式的伤害。一种是“水”的侵入造成的伤害，主要有水相圈闭和水敏损害；另一种则是固相颗粒侵入造成的堵塞；此外，上古生界砂岩储层微裂缝发育，在钻井完井、开发和增产措施等作业过程中，致密砂岩气层的孔隙结构特征和裂缝宽度会随有效应力的变化而变化，气层渗透率将受到影响，即气层会产生应力敏感性损害。

表1 储层孔喉孔渗特征表

表2 大牛地气田上古生界储层敏感性分析统计表

2 弱凝胶钻井液体系

弱凝胶钻井液体系是无黏土相体系，其基本配方为：淡水＋0.1%NaOH+0.15%Na2CO3＋0.5%～0.7%HVIS＋1.5%降滤失剂HFLO＋1.5%聚胺HPA＋2%无荧光润滑剂＋0.05%除氧剂HGD＋0.07%杀菌剂HCA＋5%KCl＋2%防水锁剂HAR＋5%酸溶性暂堵剂QWY。

2.1 流变性能

钻井液体系的流变性能如表3所示。由老化前后弱凝胶钻井液体系的流变参数可以看出，该钻井液体系具有高的动塑比，优良的剪切稀释能力，动态携砂能力强；初切（G10″）、终切（G10′）参数较高，有利于钻屑的悬浮。该性能用于水平井段钻进时，可以有效防止岩屑床的形成，降低井下事故的发生率。

2.2 抗盐污染评价

使用氯化钠评价该弱凝胶钻井液体系的抗盐性，实验数据见表3。由实验数据可以看出，随着NaCl加量的增加，体系的滤失量逐渐降低，流变参数几乎没有变化，说明该体系具有强的抗盐性。

2.3 抗复合盐水污染评价

为评价弱凝胶钻井液体系抗地层水污染后性能的变化，采用标准盐水（NaCl∶MgCl2∶CaCl2＝7 ∶0.6 ∶0.4）评价该体系的抗污染性，实验数据见表3。

表3 弱凝胶钻井液体系评价实验表

由实验数据可以看出，加入20%复合盐水后，黏度切力略有下降，但是总体来说体系性能稳定，动塑比较高，可见体系抗地层水污染能力较强。

2.4 体系对储层损害评价实验

实验方法按照SY6540－2002（钻井液完井液损害油层室内评价方法）标准测定，采用气测渗透率恢复值来评价储层保护效果。实验结果如表4所示。

从盒1－1岩心渗透率恢复实验可以看出，该体系的渗透率恢复值高于85%，若动态污染之后的岩心用酸性破胶剂浸泡处理（90℃，6 h），用同一井段的岩心盒1－2渗透率恢复值高达95.36%，比污染后未作处理渗透率恢复值提高了10个百分点，可见酸性破胶剂能有效清除泥饼，增强储层保护效果。

3 现场应用

3.1 钻井液性能要求

钻井液性能的相关要求如表5所示。

表4 气测渗透率恢复值表

表5 钻井液配方及性能表

3.2 钻井液维护处理措施

1）使用弱凝胶钻井液扫塞，前用NaCO3预处理，尽量将水泥塞对钻井液的污染减少到最低；在正常钻进过程中，根据性能变化以补充新配制的钻井液为主，直接处理为辅。

2）通过补充HVIS、80A51增加钻井液的悬浮携带能力，调整钻井液的黏度和切力，以井下情况为依据，保持较高的动切力和动塑比，保证钻井液具有良好的携岩性和悬浮性，防止岩屑床的形成。

3）补充降失水剂HFLO，降低钻井液滤失量，防止井壁坍塌，保证井眼规则和井壁稳定，适当补充HV－PAC和LV－CMC增加体系护胶能力。

4）加强固控设备的使用，钻井过程中不间断使用4级固控设备，使用120目以上的振动筛，同时勤捞砂、清沉砂罐，及时清除钻井液中的有害固相，降低钻井液的密度并防止形成厚泥饼；合理使用离心机，清除钻井液中的无用固相含量，并保证含砂≤0.3%。

5）钻井过程中不断补充KCl和抑制剂HPA，加强钻井液滤液的抑制性，抑制高伽马层以及泥岩的造浆和水化膨胀掉块，减少水敏的损害并保证井壁的稳定，定期补充缓蚀剂CA101－4，防止高压氧对钻具腐蚀，更好地保护钻具。

6）在起钻前和钻井液需要长时间静止时加入HGD除氧剂和HCA杀菌剂，提高钻井液的抗氧化能力；钻进过程中保证防水锁剂的加量，做好油气层保护工作；油层井段应按照防硫化氢标准，做好防硫化氢保护工作。

3.3 现场钻井液性能分析——以DP20井为例

从图1可以看出，DP20钻井液密度一直控制在1.05 g／cm3以内，在施工过程中，钻井液密度控制良好，满足了近平衡钻进的需要。

从图2可以看出，在全井使用的低密度钻井液时，漏斗黏度一直控制在50 s左右，随着钻井液密度和井深的调整，漏斗黏度缓慢增长，黏度波动性小，性能稳定，最大程度地发挥钻头水马力，有利于提高机械钻速。

从图3可以看出，无弱凝胶钻井液滤失量前期波动较大，但随井深增加，性能稳定后失水一直可控制在5 mL左右，有效地减少了储层污染。

图1 钻井液密度控制曲线图

图2 钻井液漏斗黏度控制曲线图

图3 钻井液API滤失量控制曲线图

4 结论与建议

1）弱凝胶钻井液体系具有很好的抗盐能力。采用KCL和超细钙加重至1.18 g／cm3，提高了钻井液体系的抑制能力，降低了泥岩造浆，保证钻井液体系的性能稳定；体系能有效控制API滤失量，API失水小于5 mL、HTHP小于13 mL，滤液表面张力低，可以达到26 mN／M，泥饼薄而坚韧，能有效地控制污染带的深度，更好地保护气层。

2）无黏土相弱凝胶钻井液体系表现有强抑制和井壁稳定能力，具有很好的润滑能力；在侧钻扫水泥塞、水平钻进钻遇大段泥岩和少量煤层时，钻井液性能稳定；该体系成本低，施工简单，易维护，能够满足大牛地气田水平井低成本开发要求。

3）建议在以后的水平井施工中钻遇泥岩时，采取悬空侧钻技术，尽量不要打水泥塞侧钻。

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