赵远远，吴 宇，侯珊珊，由福昌

（1.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东深圳 518000；2.荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州 434000）

南海东部惠州25-8 油田开发井上部地层大多以砂泥岩互层为主，其12-1/4"井段皆为大斜度井段，钻穿大段泥岩后于储层砂岩层水平着陆，平均井深4100 m，平均井底温度130℃。该区块大斜度井段存在大量的泥岩和砂泥岩互层，对钻井液的抑制性及携砂能力提出了严峻的挑战，现有的PLUS（部分水解聚丙烯酰胺类聚合物）/KCl 体系已无法满足安全高效钻井要求，导致频繁起下钻阻卡、憋泵、憋扭矩等井下复杂情况，进而影响整个气田的开发进程和开发效果［1—3］。

惠州25-8 油田前期钻井12 口，其中定向井1口，水平井9口，水平领眼井2口，钻井总进尺45483 m，平均井深3558 m，最大井深4281 m，最大水平位移2258 m，最大位垂比为0.89。其中12-1/4"井段皆为大斜度井段，钻穿新近系中新统粤海组、韩江组、珠江组，岩性主要为灰色泥岩及粉砂质泥岩。通过X射线衍射（XRD）分析岩样中的黏土矿物组分，伊蒙混层含量最高，占40%～68%，混层中蒙脱石含量较高，高岭石占10%～23%，伊利石占12%～24%，绿泥石占10%～14%。采用PLUS/KCl体系作业，在钻进过程中KCl含量最高达到15%，但漏斗黏度（FV）仍然从刚开钻的29 s 上涨至最高83 s，动切力（YP）由刚开钻的8 Pa 上涨至最高26 Pa。KCl 加量足够多也无法解决流变恶化的问题［4—8］，继而影响大斜度井段携砂和造成井壁剥落掉块，影响钻井作业效率和危害井下安全。为此，开展复合盐阳离子聚合物钻井液研究，着重提高体系抑制性和改善流变性能，改善现场因泥岩水化造浆而引起的井壁失稳和钻井液增稠影响携砂的问题，对南海东部大斜度井作业具有一定的实际指导意义。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

钠膨润土、烧碱、纯碱、聚阴离子纤维素类降滤失剂PF-PAC-LV、改性阳离子淀粉类降滤失剂PF-FLOCAT、聚丙烯酰胺类包被剂PF-PLUS、聚合物包被剂PF-VISPLUS-Y、黄原胶类增黏提切剂PF-XC、瓜尔胶PF-GUAR、磺化沥青类封堵剂PF-FT-1、改性树脂类封堵剂PF-LSF、大羟基成膜剂PF-LPF-H、多元共聚物类封堵剂PF-CMJ、无机盐类抑制剂KCl 和NaCl、有机阳离子聚合物抑制剂PF-CPI、纳米聚醚类润滑剂PF-GREENLUBE、重晶石，中海油田服务股份有限公司；惠州25-8 油田现场海水，矿化度为33260 mg/L，水型为氯化镁型。

GJS-B12K 型变频高速搅拌器、ZNN-D6B 型电动六速旋转黏度计、SD6B 型常温中压API 滤失仪、GGS42-A型高温高压滤失仪、DZKW-D-6型电热恒温水浴锅、XYM-2型液体密度计、XGRL-4A型滚子加热炉，青岛创梦仪器有限公司；EP-2 型极压润滑仪、高温高压PPA 封堵装置，Fann Instrument Company；FA 型无渗透钻井液滤失仪，青岛海通达专用仪器厂；大斜度井可调可视化模拟携砂装置，中海油田服务股份有限公司。

1.2 实验方法

参照国家标准GB/T 16783.1—2014《石油天然气工业中钻井液现场测试（第1 部分：水基钻井液）》测试钻井液性能，评价钻井液流变性、失水造壁性（中压、高温高压）、抑制性、封堵性和润滑性，测试温度为40℃。钻井液老化条件为：130℃（地层温度）热滚16 h。钻屑回收率实验选取惠州25-8 油田A1H井韩江组地层泥岩段（井深约2000 m）的岩屑，粉碎后过100 目（0.15 mm）筛。钻井液封堵性测试采用高温高压PPA封堵装置，制作具有目标区块地层特性（相同岩性、渗透率、孔隙度等）的沙盘（比滤纸更贴近真实）进行钻井液封堵性评价，根据滤失量大小表征封堵效果。

2 结果与讨论

为解决上述技术难题，需要从钻井液设计着手，其中两点很关键：一是强化钻井液的抑制性能，即抑制黏土水化膨胀和水化分散性能，以保护泥岩井壁稳定；二是改善钻井液流变性能，即控制合理的黏切，以提高钻井液携砂能力。同时也要兼顾良好的封堵降滤失和润滑减阻性能，最终可达到提高钻井作业效率、保障井下安全的目的。鉴于此，在现有成熟PLUS/KCl 体系（配方：3%海水坂土浆+0.25%烧碱+0.25%纯碱+0.3% PF-PAC-LV+1.5%PF-FLOCAT+0.5% PF-PLUS+0.15% PF-XC+2%PF-FT-1+3%PF-LPF-H+5%～10%KCl+重晶石）基础上做出优化改进，一方面可以快速适应目标区块地层环境，另一方面便于优快施工，有利于推广应用。

2.1 钻井液抑制性能优化

前期12口井钻进过程中，主要通过增加体系中KCl 的含量来加强抑制，但是应用中发现并不能解决起下钻阻卡等问题。这是由于K+主要是通过其镶嵌作用阻止水进入黏土颗粒来抑制黏土水化膨胀，但过多的K+反而会导致井壁硬化而引起阻卡问题［9］，同时K+抑制黏土水化分散的能力较弱，泥浆后期受到钻屑侵污后增稠明显，严重影响携砂效果，也会造成阻卡问题。因此，要解决起下钻阻卡问题，必须在控制K+含量的前提下强化钻井液抑制黏土水化膨胀和水化分散的性能。

2.1.1 抑制黏土水化膨胀性能优化

为避免过多K+造成井壁硬化，采用低浓度KCl与高浓度NaCl复配，并通过防造浆与防膨胀实验来评价其抑制黏土水化膨胀性能，结果见表1～表3。实验配方A：水+0.05%NaOH+样品+15%钠膨润土；实验配方B：海水+0.3% NaOH+2% PF-FLOCAT+0.5% PF-VISPLUS-Y+0.4% PF-XC+2% PF-FT-1+3% PF-LSF+2% PF-CMJ+2% PF-GREENLUBE+样品+重晶石+15%钠膨润土，密度为1.30 g/cm3。热滚条件为130℃下热滚16 h，在40℃下测试流变性能。由表1～表3 可见，3%KCl 在清水（自来水）中具有较好的抑制黏土造浆的性能，但其在钻井液体系中的抑制效果仍有不足，15%钠膨润土侵污后，体系YP高达19.5 Pa，Φ6高达17，泥浆仍然较为黏稠；另外，实验表明12%NaCl 与3%KCl 防造浆和防膨胀性能相近。由于NaCl 是通过压缩扩散双电层和调节活度而起抑制作用，而KCl 则主要是通过离子交换和晶格固定而起到抑制作用［10］，两者复配使用可发挥各自的优势特点，起到相互协同增效作用，故控制KCl加量为3%来优选合适的NaCl加量。结果表明，当NaCl 加量为12%时，复配抑制效果有明显提升。清水实验中，泥浆YP从2 Pa降至0 Pa，Φ6从2～3 降至0，滤液防膨率升高至93.91%；钻井液体系实验中，泥浆YP从16～19.5 Pa 降至12 Pa，Φ6从13～17 降至9，滤液防膨率升高至90.85%（由于体系滤液透过滤饼时，有效抑制剂含量会有损失，故对比单剂清水滤液防膨率要略低一些）。继续提高NaCl 加量，复配抑制效果提升有限。综合考虑，优选12%NaCl与3%KCl为最佳复配组合。

表1 KCl与NaCl在配方A中的防造浆性能（热滚后）

表2 KCl与NaCl在配方B中的防造浆性能（热滚后）

表3 KCl与NaCl在配方A和配方B中的防膨胀性能

2.1.2 抑制黏土水化分散性能优化

PF-CPI是一种小分子量的有机阳离子聚合物，其分子量比通常的有机阳离子小的多。在钻井液中可以通过静电吸附于黏土颗粒的表面，并且通过与黏土表面电负性大的原子形成氢键加强相邻黏土颗粒之间的相互作用力，起到防止黏土分散的作用。其抑制机理不同于K+，不具备K+的晶格固定作用，抑制黏土水化膨胀效果不及K+，但是具有比K+更好的抑制黏土水化分散的能力（见图1），更易保持钻屑的完整性，便于钻屑的清除。由表4 可见，PF-CPI 加量在2.0%以下时，随着加量增加，体系流变性及滤失量变化很小，且防膨率和钻屑回收率明显提高，体系抑制黏土水化分散性能得到加强。继续增加PF-CPI 加量至3.0%时，体系黏切出现较大幅度下降，钻屑回收率增幅较小（见图1），因此，优选PF-CPI的加量为2.0%。

已有研究表明，有机阳离子聚合物与无机盐复配使用可增加其在黏土颗粒上的吸附量，起到协同抑制效果［11］。由此，结合NaCl、KCl、PF-CPI 三者的抑制特性及相互协同效果，形成“多点平衡”控制合理的抑制性，不仅强化了体系抑制黏土水化膨胀和水化分散的性能，又控制了较低的K+含量，有利于稳定井壁，避免了因井壁硬化而带来的起下钻阻卡问题［12—13］。

图1 KCl和PF-CPI抑制性能对比

表4 PF-CPI加量对体系流变性能及抑制性能的影响

2.2 钻井液携砂性能优化

钻井过程中影响携砂的因素较多，其中黏度对携砂的影响较大［14—15］。室内利用可视化携砂模拟装置研究了流体黏度对携砂效率的影响。实验用高黏高切（高动切力）流体（清水+0.05% NaOH+0.7%PF-XC+0.5%PF-GUAR）与低黏高切流体（清水+0.05% NaOH+0.1% PF-PLUS+0.5% PF-XC）的流变性能见表5。对比高黏高切流体与低黏高切流体在60°（见图2）、90°（见图3）井斜角下的携砂效率可见，对于大斜度及水平井钻井，过高的黏切对携砂不利，适当降低流体黏度，控制合适切力，反而能提高携砂效率。

表5 实验用高黏高切流体与低黏高切流体的流变性能

图2 高黏高切流体与低黏高切流体在60度井斜角下的携砂效率

图3 高黏高切流体与低黏高切流体在90°井斜角下的携砂效率

2.3 优化后钻井液性能评价

优化后的钻井液采用无黏土相，以KCl、NaCl和有机阳离子聚合物PF-CPI 复配作为抑制剂，以PF-VISPLUS-Y 作为包被剂，以PF-FLOCAT、PF-FT-1、PF-LSF、PF-CMJ 复配作为封堵降滤失剂，以PF-XC 作为增黏剂，以PF-GREENLUB 作为润滑剂，配以重晶石加重形成KCl/NaCl/CPI复合盐阳离子聚合物钻井液体系。其基本配方为：海水+0.3%NaOH +2% PF-FLOCAT+0.5% PF-VISPLUS-Y+0.4% PF-XC+2% PF-FT-1+3% PF-LSF+2%PF-CMJ+3% KCl+2% PF-CPI+12% NaCl+2%PF-GREENLUB+重晶石，密度为1.30 g/cm3。

2.3.1 基础性能

由表6 可见，与PLUS/KCl 钻井液相比，复合盐阳离子聚合物钻井液具有较低的黏度和切力，满足大斜度及水平井携砂。另外，常温中压滤失量仅2.0 mL，130℃下的高温高压滤失量仅6.8 mL，有利于井壁稳定。

表6 复合盐阳离子聚合物钻井液与PLUS/KCl钻井液基础性能对比

2.3.2 抑制性能

由表7 可见，复合盐阳离子聚合物钻井液的抗钻屑污染能力好于PLUS/KCl钻井液。在经15%钻屑侵污后，PLUS/KCl 钻井液AV 上升率高达22.7%（（54-44）/44×100%），而复合盐阳离子聚合物钻井液仅9.7%（（34-31）/31×100%）；且复合盐阳离子聚合物钻井液钻屑回收率更高，达到85%以上，滤液防膨率也达到了90%以上，说明复合盐阳离子聚合物钻井液体系具有更好的抑制泥岩水化分散和水化造浆的能力。

表7 复合盐阳离子聚合物钻井液与PLUS/KCl钻井液抑制性能对比

2.3.3 封堵性能

由表8 可见，复合盐阳离子聚合物钻井液的封堵性能好于PLUS/KCl钻井液。无渗透填砂实验侵入深度仅10 mm，高温高压PPA 封堵实验漏失量仅8.0 mL，并且PPA 实验的泥饼厚度仅1.0 mm，更加薄而致密。

表8 复合盐阳离子聚合物钻井液与PLUS/KCl钻井液封堵性能对比

2.3.4 润滑性能

由表9 可见，复合盐阳离子聚合物钻井液的润滑性能好于PLUS/KCl 钻井液，极压润滑系数仅0.09，满足大斜度井段润滑减阻要求。

表9 复合盐阳离子聚合物钻井液与PLUS/KCl钻井液润滑性能对比

2.4 优化后钻井液现场应用

KCl/NaCl/CPI 复合盐阳离子聚合物钻井液在惠州油田A15H 井、A17H 进行了应用，设计井深分别为4100、4030 m，裸眼段长分别为2340、2230 m，最大井斜分别为89.5°和88.7°，并与已钻临井A2H、A11H进行对比分析，结果见表10、表11。

表10 4口井钻井液性能对比

2.4.1 钻井液性能稳定

由新钻A15H 井、A17H 井的钻井液性能（见表10）可见，与前期所钻井相比，复合盐阳离子聚合物钻井液中的Cl-浓度提高，K+浓度明显降低，在钻进过程中FV 更低，YP 适中，流变随井深变化平缓，说明该体系性能更加稳定。

2.4.2 起下钻时效提高

新钻A15H 井、A17H 井钻井过程顺利，无复杂情况发生，平均起下钻速度明显高于A2H 井和A11H井（见表11），并且A15H井、A17H井为直接起钻，前期12 口井均无法直接起钻，需要倒划眼起钻。这说明复合盐阳离子聚合物钻井液适应该区块地层特征，可改善该区块的复杂问题。

表11 4口井平均起下钻速度（m/h）

3 结论

南海东部惠州油田12-1/4''井段泥岩含量高，易造浆，需要加强钻井液抑制性和对钻井液黏度的合理控制。传统高浓度KCl的抑制特性不能满足目标区块钻井要求，通过引入小分子阳离子抑制剂PF-CPI提高钻井液抑制黏土水化分散的能力，同时采用低浓度KCl与高浓度NaCl复配，提高钻井液抑制黏土水化膨胀的能力，合理控制K+浓度，在保证井壁稳定的同时避免了因过多K+造成井壁硬化而引起下钻阻卡的问题。通过携砂模拟装置实验验证了低黏高切流体的携砂效率高于高黏高切流体，并引入NaCl 和PF-CPI，结合增黏提切剂PF-XC 可使钻井液实现低黏高切流变特性，提高了钻井液的携砂效率，可以防止岩屑床的产生，达到井眼净化的目的。同时调整封堵剂类型及配比，降低滤失量；并引入润滑剂PF-GREENLUBE，改善润滑性能。现场使用复合盐阳离子聚合物钻井液后，流变性得到了较好的控制，起下钻顺畅，无阻挂，提高了井壁稳定和起下钻速度。