超低渗透复合屏蔽暂堵钻井液技术

袁洪水，和鹏飞，袁则名，徐 彤，张子明

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

超低渗透复合屏蔽暂堵钻井液技术

袁洪水，和鹏飞，袁则名，徐 彤，张子明

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

钻井液是整个钻井过程中至关重要的一部分，特别是在开采了较长时间的老区块，地层压力下降较为明显、砂段层间矛盾突出，选择合适的钻井液就显得尤为重要。采用超低渗透复合屏蔽暂堵技术的钻井液具有良好的泥页岩抑制性和储层保护性能，对于老区块面对的问题较为适用，在绥中M区和N区的应用均取得了不错的效果，同时该钻井液携屑性好、工程性能调整简易的优点，适合在疏松砂岩油藏推广应用。

超低渗透；钻井液；储层保护性；抑制性；疏松砂岩

绥中油田通过长期开采处于储层能量不足、产量递减、含水上升阶段。但由于油田的采出程度并不高，采收率只有24.3%，为解决该油田开发存在的矛盾，提高油田的采油速度及采收率，决定通过井网加密提高采收率[1-3]。从油田评价井RFT测压和DST测试资料分析，属于正常温度系统；原始地层压力系数接近1.0，属于正常压力系统。但是由于油田已投产多年，随着开采的进行，地层压力不断下降，目前储层压力系数已经下降至0.8左右。由于油田目的层东营组各个油层的孔隙度和渗透率不同，原油采出程度也不同，所有小层的层间压力系数也存在差异，加上长期注水量不足，注水分布不均，导致不同的井区储层压力系数不同，储层压力普遍下降2 MPa～4 MPa[4-7]。所以调整井作业时面临各储层压力系统复杂、压力系数差异较大、层间矛盾严重、部分储层渗漏率较高且衰减严重的问题。

1 钻井液体系优选

在诸如绥中地区一类的稠油油田，随着开采作业的持续进行，储层能量逐步下降，逐渐发展成为衰竭油田。由于绥中油田储层压力下降2 MPa～4 MPa，部分储层的压力系数已经降低至0.7～0.8，且压力分布状况复杂，层间矛盾突出，给钻井液体系的选择带来了很大的调整，常规的钻井液泥饼承压能力只有3 MPa左右，如果采用普通的钻井液，井下漏失风险非常大，污染储层的现象非常突出。

某X钻井液体系是一种新的钻井液体系，其主剂为ZJ-VIS-01（成膜包被剂）。钻井液性能维护主要有ZJ-VIS-02（成膜封堵剂）、ZJ-01（抗温防塌剂）、ZJ-02（成膜防塌抑制剂）、ZJ-03（润滑防卡剂）和ZJ-04（抗温降滤失剂），加重采用石灰石。该体系融合了超低渗透钻井液技术与广谱型屏蔽暂堵技术。通过储层孔喉特征优选匹配的储层保护添加剂，优化固相颗粒实现匹配性暂堵。实验显示泥饼最高承压能力达到了7 MPa，从而降低了井下漏失的风险，满足了衰竭油气藏储层保护需要。此项技术对钻遇的不同渗透率油层均能有效的减少损害，对于解决油层层间矛盾、油层压力下降等问题尤为适用。X体系配方如下：

该型钻井液的基本性能（见表1）。从表1实验结果可以看出，该体系具有良好的流变性和失水造壁性，能够较好地满足现场应用的需要。

为了进一步评价该钻井液体系的储层保护效果，还组织开始了一系列评价实验，对该型钻井液体系的储层保护效果有了充分的认识。

1.1 体系性能评价实验

1.1.1 降滤失性能 对普通的有土相水基钻井液体系，达到该要求比较容易，但对于无固相的成膜钻井液体系，要求暂堵剂通过作桥塞和填充粒子达到降低滤失的作用相对比较困难。API滤失量和高温高压条件下的静态滤失量室内实验数据（见表2）。

由表2可以看出，该钻井液的API滤失量很低，仅为2.6 mL，对无固相体系而言，比行业标准（8 mL）低5.4 mL；高温高压静态滤失量也只有4.8 mL，该值比行业标准（25 mL）低20.2 mL，因此该钻井液体系基本上达到了隔离水的要求。两种滤失条件下形成的滤饼均薄而致密，用水冲洗不易冲破，滤饼质量良好。

1.1.2 滤失造壁性 实验表明，X钻井液体系动滤失量在60 min后的变化增量为零，介质转换为清水后效果一致，表明该体系的泥页岩防塌性能和保护储层效果较好。实验结果（见图1）。

图1 滤失造壁性

1.1.3 结构密封性能 滤失实验完毕后倒出钻井液，缓慢倒入清水并用氮气加压至6.9 MPa，测定滤饼对清水的封堵能力。实验结果表明：形成的暂堵膜能形成封闭的膜结构。

表1 钻井液基本性能

表2 滤失性评价结果

表3 抑制性能评价

在井壁上可形成一层结构致密的膜，可以有效地封堵钻井液侵入地层，钻井液滤液侵入深度浅，从而能显著提高绥中油田衰竭油气藏地层的承压能力，减少钻井液固相和液相的侵入，不仅有助于提高钻井液对高孔高渗储层的封堵防塌性，保证钻井作业安全，而且也能显著提高衰竭油气藏的油气层保护能力。

1.1.4 抑制性能评价实验 将50 g 2 mm～5 mm的岩屑加入到不同的钻井液（350 mL）中，在80℃下滚动16 h，测定0.45 mm筛余量，计算页岩回收率；再将20 g～30 g整块岩心加入到不同的钻井液中，在常温下浸泡16 h，取出，洗去黏附的钻井液，再置于淡水中浸泡24 h，取出称重，烘干后再称重，测得吸水量，结果（见表3）。由表3可看出，泥页岩在成膜钻井液中处理后，吸水量减小，水化趋势显著降低，稳定性高。

图2 M区东营组返出岩屑

以上实验结果表明，X钻井液体系具有良好的抑制性能。钻井液黏度相对较高，并且加入的成膜剂和油保剂在裸眼井段的井壁上可形成一层屏蔽暂堵膜，保护了井壁，阻止了游离水分子向井壁深处扩散，钻屑同样受到高分子聚合物的包被作用，减弱了其水化和分散程度。其岩屑滚动回收率为94%，说明钻井液能够较好的抑制东营组岩屑和井壁水化分散、膨胀，有利于稳定井壁和保护储层（见图2、图3）。

图3 M21井井径测井曲线

1.1.5 岩心渗透率恢复值实验 采用X钻井液在1#岩心（380 mD）和2#岩心（960 mD）上做渗透率恢复实验，比较未加暂堵剂和加暂堵剂后钻井液的渗透率恢复值。1#（380 mD）岩心的暂堵方案为1 000目:300目:100目＝10:50:40，调整后暂堵方案为1 000目:300目:100 目＝15:43:42。2#（960 mD）岩心的暂堵方案为600 目：300 目：100 目＝10：30：60，调整后暂堵方案为600目:300目:100目＝15:20:65。实验数据（见表4）。

表4 岩心渗透率恢复值实验数据

从表4实验结果可以看出，X钻井液体系具有很好的储层保护效果，经计算，上述4块岩样中，加入理想充填暂堵剂的2块岩样的平均渗透率恢复值达到89.60%。显示出该钻井液体系较好的岩心封堵能力，油气层保护效果显著。

1.1.6 携带岩屑性能 携带岩屑出井主要靠泥浆泵的水力作用。另外，由于X体系中所使用的线型高分子聚合物有调节钻井液流变性的作用，使得该钻井液在循环过程中表现出优良的剪切稀释特性，大颗粒的岩屑也比较容易被携带出井口。M区馆陶组底砾岩岩屑返出照片（最大砾石颗粒粒径达到10 mm）（见图4）。

图4 M区返出砾石照片

1.2 完井返排数据

X体系为低固相钻井液体系，其中固相以CaCO3为主、含有沥青。其成膜组分主要为沥青和CaCO3，配合ZJ-VIS-02成膜。CBF体系主要由成膜剂、抑制剂、聚合物增黏提切剂和对储层孔喉具有暂堵作用的油保剂特殊粒子（CaCO3为主）组成的胶体体系，克服了普通钻井液中黏土粒子对储层的损害，能够最大限度降低固相对储层损害。而且X体系良好的滤失造壁性所形成的薄而致密的泥饼不易被水冲破，最大限度的降低了滤失水对储层的损害。在试用的几口井的返排效果（见表5），从表中可以看出井的实际产液量远远的高于预期的配产量，说明X体系的储层保护效果较为理想。

表5 返排数据表

1.3 现场性能维护

X钻井液体系的性能维护及参数调整相对简易。整个钻进过程中按照配方加入VIS-01和VIS-02维护性能，在转化泥浆过程中加入白油（无荧光）和聚合醇作为润滑剂维持钻井液的润滑性；加入白沥青和ZJ-01作为防塌剂维护井壁。

2 现场应用效果

这些技术的综合应用对于渤海衰竭油藏的再开发起到显著的作用，钻完井作业均安全、顺利，油藏保护效果显著，单井产能均大幅度提高。已经完成的SZ36-1-N平台、M平台钻井期间没有发生井下漏失现象，钻完井效率有了明显的提高。N平台和M平台所采用的CBF钻井液体系对衰竭油藏的储层保护起到了良好的效果，N平台已投产2口井、M平台已投产4口井，ODP平均配产为55.6 m3/d，投产一个月后实际平均产量为79 m3/d，达到ODP配产142%。

3 结论

X钻井液体系在绥中田一期调整项目开发中起到了很好的作用，取得了良好的经济效益。随着海上油田的逐步开发，越来越多的油田步入中后期，储层压力衰竭，储层保护压力加大，衰竭油藏的储层保护技术也必将在更多的油田推广，为衰竭油藏的再开发创造更大的效益。

［1］陈毅，和鹏飞，岳文凯，等.渤海油田某区块深部衰竭油藏储层保护配套技术［J］.石油化工应用，2016，35（5）:14-16.

［2］和鹏飞，等.辽东湾某油田大斜度井清除岩屑床技术的探讨［J］.探矿工程（岩土钻掘工程），2014，（6）:35-37.

［3］李海玉，和鹏飞，郑超，等.小井眼侧钻底水油藏水平井E15H1 钻井技术［J］.石油化工应用，2016，35（6）:29-31.

［4］和鹏飞，万祥，罗曼，等.渤海疏松砂岩密闭取心低收获率应对措施探讨［J］.非常规油气，2016，3（3）:92-95.

［5］王昆剑，赵少伟，和鹏飞，等.水平井高效实施新技术在渤海油田的应用［J］.石油化工应用，2016，35（6）:35-39.

［6］王允海，和鹏飞，万祥，等.渤海152.4 mm小井眼长裸眼段筛管完井技术［J］.石油化工应用，2016，35（5）:27-29.

［7］和鹏飞，侯冠中，朱培，等.海上Φ914.4 mm井槽弃井再利用实现单筒双井技术［J］.探矿工程（岩土钻掘工程），2016，43（3）:45-48.

Ultra-low permeability composite shielding temporary plugging drilling fluid technology

YUAN Hongshui，HE Pengfei，YUAN Zeming，XU Tong，ZHANG Ziming
（CNOOC EnerTech-Drillingamp;Production Co.，Tianjin 300452，China）

Drilling fluid is a crucial part of the whole drilling process,especially in the old mining block for a long time.The formation pressure decreased obviously,while sand inter layer contradiction,it is very important to choose a suitable drilling fluid.Filming sealing drilling fluid has good reservoir protection performance and inhibition of shale,is more suitable for the old block face the problem of application in Suizhong M area and N area have achieved good results,while filming sealing drilling fluid has good performance and carrying the advantages of simple adjustment,suitable for application of unconsolidated sandstone reservoir.

Ultra-low permeability；drilling fluid；reservoir protection；inhibition；unconsolidated sandstone reservoir

TE254.1

A

1673-5285（2017）11-0028-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.007

2017-10-10

袁洪水（1981-），工程师，2005年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，长期从事海洋钻井监督技术及数据分析工作。