何竹梅，杨雪山，王媛媛

(中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009)

徐闻地区复合有机盐聚胺低渗透钻井液技术

何竹梅，杨雪山，王媛媛

(中国石化江苏油田分公司石油工程技术研究院，江苏 扬州 225009)

徐闻地区是江苏油田重点勘探开发新区，该区油藏埋藏深，地温梯度高，地层压力系统复杂，非均质性强；深部地层可钻性差，泥岩井壁易失稳，钻井周期长，复杂时效高，机械钻速低。开展了复合有机盐聚胺低渗透钻井液研究，现场试验6口井，平均机械钻速由2.40 m/h提升到5.53 m/h，复杂故障时效由原来的8.26%下降到2.91%，钻井提速提效效果显著。

徐闻地区 低孔-低渗储层 有机盐钻井液 性能评价 现场应用

徐闻探区位于广东省湛江市徐闻县，是江苏油田域外主要勘探开发地区之一。自2002年取得探矿权以来，至2013年底已成功钻探XW1、XW6等5口井，取得了长井段油气显示及工业油流的重要突破，展示了徐闻探区良好的勘探开发前景。但这5口井在钻井过程中均发生不同程度的复杂故障，平均复杂时效高达8.26%，平均机械钻速2.79 m/h，起下钻和电测遇阻、卡钻是该区钻井中的常见问题。为此，在统计分析已钻井资料的基础上，开展了复合有机盐聚胺低渗透钻井液体系配方实验研究，为该区的后续钻探提供良好的钻井液技术支持。

1 复合有机盐聚胺低渗透钻井液简介

复合有机盐聚胺低渗透钻井液体系主要由有机盐Weigh、包被抑制剂IND、降滤失剂Redul、无荧光防塌剂NFA、润滑剂PGCS、聚胺抑制剂TJX和超低渗透剂LXJ等组成。该体系性能稳定，抑制性和抗污染能力强，抗温，环保，高密度下可实现低固相，有利于保护储层，提高钻速和固井质量，能缓解井壁稳定和保护油气层之间的矛盾[1]。

2 室内研究

根据徐闻地区地层特点及钻井情况，实验评价了所用钻井液体系的主要性能，结果表明，复合有机盐润滑防塌钻井液性能好于复合金属离子正电胶硅磺润滑防塌钻井液和抗高温聚磺润滑防塌钻井液，并且现场应用效果较好，但其抑制防塌性与封堵性仍需加强。研究加入聚胺抑制剂、超低渗透剂、一定级配的暂堵剂进行体系配方调整，增强体系的抑制防塌性和封堵降滤失能力。通过试验得出复合有机盐聚胺低渗透钻井液的最佳配方,并对该配方体系的综合性能与其他抗温体系进行了对比评价。

2.1钻井液常规性能评价

钻井液流变性及抗温性能见表1。

表1 流变性及抗温性对比实验

由表1可以看出，调整后的配方体系随着温度的升高，其塑性粘度、动切力、初切和终切均呈下降趋势，140 ℃以上体系的悬浮携带能力明显不足。综合考察不同温度下的流变性和降滤失性，复合有机盐聚胺低渗透钻井液体系抗温达140 ℃。

2.2抑制性评价

2.2.1 膨胀率实验

复合有机盐聚胺低渗透钻井液抑制性评价对比实验结果见表2。由图1可看出，复合有机盐聚胺低渗透钻井液稳定粘土能力优于其他抗高温钻井液。

表2 页岩膨胀率对比实验

注：①基浆为4%膨润土浆；②1#为复合有机盐聚胺低渗透钻井液，2#为胺基聚磺钻井液，3#为悬浮乳液聚磺钻井液，4#为PEG钻井液，下面实验钻井液编号相同；③实验选取XW6井E3w2(井段2 159.54～2 167.30 m)水敏地层岩心。

图1 页岩线性膨胀率趋势

2.2.2 页岩回收率实验

取XW6井E3w2岩心(井段2 159.54～2 167.30 m)，在140 ℃下热滚16 h，测岩屑回收率，结果见表3。由表3可见，复合有机盐聚胺低渗透钻井液和PEG钻井液页岩回收率相近，分别为91.74%和91.02%，并且滚动后岩屑较为完整，基本保持原始状态，而另两种钻井液中的岩屑滚动后分散，粒度变小。表明复合有机盐聚胺低渗透钻井液与PEG钻井液抑制性强。

表3 页岩回收率对比实验

表4 各钻井液在室温及120，140 ℃老化16 h后润滑性能

2.3润滑性能评价

使用fann212型极压润滑仪测量基浆和钻井液润滑系数，对比钻井液润滑性能，结果见表4。由表4可见，复合有机盐聚胺低渗透钻井液体系的润滑系数在3种实验条件下均最小，表明其润滑性能好。

2.4油气层保护效果评价

使用XW6井储层岩心(井段为2 159.54～2 167.30 m)，通过JHMD-Ⅱ高温高压动态损害评价仪，在温度60 ℃左右、损害压差3.5 MPa、损害速梯200 s-1条件下，按照动态损害评价步骤，测定加入不同钻井液的岩心渗透率恢复值，对比评价各钻井液的油气层保护效果。由实验结果(见表5)可见，复合有机盐聚胺低渗透钻井液的岩心渗透率恢复值低，但污染岩心端面被切掉1 cm和2 cm后岩心渗透率恢复值均在97%以上，说明该体系能在近井壁附近快速形成致密的暂堵带，阻止钻井液固液相浸入地层深处，起到保护储层和防垮护壁的效果。

表5 岩心渗透率恢复值评价储层污染实验

注：Ko为污染前油相渗透率，Kro为污染返排后油相渗透率，Krd=Kro/Ko，为渗透率恢复值。

2.5实验结果分析及结论

根据以上实验结果，复合有机盐聚胺低渗透钻井液具有以下特点:(1)高温流变性好；(2)抑制粘土分散能力强；(3)封堵降滤失能力强；(4)润滑性能好，有利于防粘卡和提高机械钻速；(5)能防止储层深度污染，起到防垮护壁效果。

3 现场应用与效果评价

经过室内复配研究，复合有机盐聚胺低渗透钻井液在XW7、XW8等6口井中成功应用。

3.1应用井地质工程简况

徐闻探区构造位置位于北部湾盆地迈陈凹陷北斜披，主要目的层E3w2、E3w3和E2l3，均为低孔、低渗—特低渗砂岩储层。涠洲组底界垂深3 500 m左右，部分井达4 700 m，流三段油层底界垂深4 000 m以上，部分井达到5 100 m，地温梯度为3.2 ℃/100 m，涠三段及以上地层压力系统正常，流二段存在异常高压，坍塌压力系数高达1.35～1.40，流三段地层压力系统正常，同一裸眼段下存在平稳井壁与保护储层密度使用矛盾。

6口应用井均采用三开制井身结构，一开采用φ444.5 mm钻头钻完井深，在88.6～490.37 m井段下入φ339.7 mm表层套管；用φ311.1 mm钻头钻完二开井深，在857.06～2 298.11 m井段下入φ244.5 mm技术套管；最后用φ215.9 mm钻头钻至完钻，下入φ139.7 mm油层套管完井。完钻井深为2 510～4 355 m，最大井斜2.3°～43.48°，闭合位移0～1 589 m，E3w3完钻密度1.25 g/cm3，E2l完钻密度1.41 g/cm3。

3.2现场施工措施

徐闻探区涠一段及以上地层砂砾岩较发育，并有玄武岩夹层，地层胶结性差，易发生井漏，采用技术套管封掉上部不稳定地层，钻井采用高浓度膨润土浆加适量单封，以提高钻井液悬浮携带和封堵造壁性能。下部E3w2～E2l2地层，主要发育灰色及黑色泥岩，E3w2段泥岩易水化膨胀，E2l2泥岩易垮塌，钻井应用复合有机盐聚胺低渗透钻井液。转换体系前测量井浆膨润土含量，按循环总量计算浆膨润土含量为20 g/L时所需的原浆体积，放掉多余的钻井液，按10%Weigh+2%NFA+1%Redul+1%PGCS+0.3%IND+0.3%TJX+0.5%LXJ配制新浆，用新浆顶替转换后，循环2个周期以上，测量密度，依据设计加重钻井液至设计要求。后续钻进中按配方加量补充处理剂胶液，高效使用四级固控设备，维护MBT<20 g/L；根据钻遇地层岩性特性，适当调整处理剂加量，尤其是钻至E3w3下部易垮地层时，调整TJX含量至0.5%，NFA含量至3%，LXJ含量至1%，并配加2%～3%QS-2，API滤失量控制在小于4 mL，HTHP滤失量小于12 mL，提高封堵防塌能力。同时按密度设计要求和井下稳定状况及时调整钻井液密度，以实现近平衡钻井。

3.3应用效果

目前，复合有机盐聚胺低渗透钻井液已在徐闻探区6口井的三开井段成功应用，该体系性能稳定，对泥页岩抑制能力强，API和HTHP滤失量低，泥饼薄而致密，高密度下可实现低固相，有利于井壁稳定和储层保护。由表6可见，机械钻速和复杂故障时效显著提高，是一种适合徐闻地区的钻井液体系。

表6 复合有机盐聚胺低渗透钻井液试验井主要钻井指标

4 结论与认识

(1)复合有机盐聚胺低渗透钻井液通过引入聚胺抑制剂，增强了体系的抑制性能，配合超低渗透剂提高钻井液封堵滤失性能，进一步增强了复合有机盐聚胺低渗透钻井液体系的井壁稳定和油气层保护效果。

(2)现场应用结果表明：复合有机盐聚胺低渗透钻井液具有良好的高温流变性，封堵降滤失性能好，抑制防塌性突出，润滑性能强，有利于井壁稳定和储层保护，能有效降低徐闻深部钻井地层失稳风险，为该地区优快钻井提供技术保障。

(3)在当前降本增效的形势下，需要加强复合有机盐聚胺低渗透钻井液的重复利用和降本技术研究，为进一步推广应用做好准备。

[1] 姚少全，汪世国，谢远灿，等.有机盐钻井液的研究与应用[J].石油钻探技术，2001，29(5)：43-45。

(编辑 谢 葵)

Composite organic salt polyamine drilling fluid technologyfor low-permeable reservoirs in Xuwen area

He Zhumei，Yang Xueshan，Wang Yuanyuan

(PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany，SINOPEC,Yangzhou225009，China)

Xuwen area is a major exploration and development area of Jiangsu Oilfield.The reservoirs in the area have characteristics of deep buried depth，high geothermal gradient，complex formation pressure system，strong heterogeneity，poor drillability of deep formation，easy instability of mudstone borehole，long drilling cycle，high complexity aging，low rate of penetration (ROP)，and so on.It was studied on the composite organic salt polyamine drilling fluid for low-permeable reservoirs.And then the drilling fluid was applied in 6 wells.The test results showed that the average ROP was increased from 2.4 m / h to 5.53 m / h，and the complex fault aging was dropped from original 8.26% to 2.91%，obtaining remarkable effect on improvement of drilling speed and efficiency.

Xuwen area；low porosity -low permeability reservoir；organic salts drilling fluid；property evaluation；field application

TE254

A

2015-04-02；改回日期2015-05-04。

何竹梅(1966—)，高级工程师，主要从事钻井液设计与相关技术研究。电话：0514-87761367，E-mail：hezm jsyt@sinopec.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.03.015