反渗透钻井液体系在东海油气田X11井的应用

刘 胜，谭枭麒，陈 波，付顺龙，王 荐

(1.中海油服油田化学事业部上海作业公司，上海 200335；2.荆州市汉科新技术研究所， 湖北 荆州 434000；3.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北 荆州 434000)

近年来，我国的油气需求量快速上涨，原油进口量不断增加，2019年原油对外依存度已超过70%。为满足石油消费需求，各大油气田均增加了石油勘探开发投入[1-2]。截至2018年底，东海陆架盆地已发现16个气田，其中储量大于1×1015m3的特大型气田4个[3]，同时盆地整体勘探程度较低，具有十分巨大的开发潜力和发展前景。但是，随着东海油气田勘探任务加重，作业数量增多，钻井平均深度不断增加，钻井施工难度不断增大[4-5]。特别是东海油气田主要油气层系分布于花岗组，砂泥岩互层多，薄煤层发育，极易发生井壁失稳及起下钻困难等井下复杂情况[6-8]。同时，由于东海油气田储层为低孔低渗储层，孔隙吼道细小，毛管压力较大，易发生自吸及水锁现象，在作业过程中极易受到伤害[9-10]，造成油气产量下降，严重制约油气田勘探开发效果。

针对东海油气田储层低孔低渗的特点，在现有钻井液体系的基础上，作者采用纳微米封堵技术和活度控制技术，研制了一套反渗透钻井液体系，室内评价该钻井液体系的性能，并评价其在东海油气田X11井的应用效果，为东海油气田的安全高效开发提供技术支撑。

1 技术难点分析

通过分析邻井钻井过程中遇到的问题，X11井的钻井技术难点主要包括以下几个方面：(1)上部地层渗透性好，造浆性强。X11井上部地层发育大段泥岩，极易水化造浆，影响钻井液性能，同时井壁也有可能因水化而导致缩径和坍塌。(2)下部地层易发生井下复杂情况。X11井下部地层砂泥岩交互频繁，泥页岩为硬脆性泥页岩，地层强度低，在钻进过程中易导致掉块甚至坍塌；且该层系发育薄煤层，增加了井壁失稳风险，在钻进过程中，砂泥岩交界面容易形成小台阶，导致起下钻遇阻。(3)储层物性差，易发生水锁伤害。X11井花岗组储层为低孔低渗储层，钻井滤液进入储层后，易发生水锁伤害，造成油气产量下降。因此，在钻井过程中，对钻井液的储层保护效果提出了很高的要求。

2 室内研究

2.1 反渗透钻井液体系作用机理

采用纳微米封堵技术和活度控制技术，使水基钻井液具有类似油基钻井液的反渗透功能[11-12]，减少钻井液滤液对井壁的影响和对储层的伤害，其作用机理如图1所示。

应用纳微米级封堵材料胶束剂HSM和固壁剂HGW对泥岩纳微米级孔喉进行有效封堵，建立渗透屏障；应用键合剂HBA产生反向渗透压差，配合NaCl及KCl调节钻井液体系的活度，平衡液柱压差和毛管压力，阻止水向地层传递，阻止滤液侵入；通过定量控制井下渗透压差来平衡钻井液与井壁地层的水迁移驱动力，控制水流方向，阻止水和钻井液进入泥页岩以及井壁地层，达到稳定井壁和保护储层的目的。

图1 反渗透钻井液体系作用机理Fig.1 Action mechanism of reverse osmosis drilling fluid system

2.2 反渗透钻井液体系技术对策

在分析X11井技术难点的基础上，结合钻井工程安全和储层保护的需要，提出以下技术对策：(1)上部地层提高体系包被抑制性能，通过高分子的包被作用、辅助盐的抑制作用，共同抑制泥页岩水化分散。(2)利用固壁剂HGW封堵泥页岩微缝隙，提高地层承压能力，配合键合水技术，缓解地层的水化膨胀，提高井壁稳定性。(3)增强钻井液封堵能力，降低钻井液体系活度及界面张力，使水基钻井液体系具有反渗透功能，最大限度减少滤液侵入，减小水锁对储层造成的伤害。

2.3 反渗透钻井液体系配方

基于以上技术对策，对东海油气田原有钻井液体系进行优化：(1)增加包被剂PF-PLUS加量至0.5%以上；(2)减少KCl加量至1%以下，防止下部地层过度硬化，提高起下钻通过性；(3)通过NaCl与胶束剂HSM、键合剂HBA的协同效应降低钻井液体系活度，增强钻井液体系的反渗透功能。得到一套有利于海上井壁稳定和低孔低渗储层保护的反渗透钻井液体系，其配方为：3%海水土浆+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.5%护胶剂PF-PAC-LV+0.5%包被剂PF-PLUS+2%SMP-2+2%SPNH+2%沥青树脂PF-LSF+2%封堵剂PF-LPF +3%固壁剂HGW+2%胶束剂HSM+8%键合剂HBA+15% NaCl+2%润滑剂LUBE168+0.1%PF-XCH，重晶石加重到1.4 g·cm-3。其性能见表1。

2.4 反渗透钻井液体系性能

2.4.1 抗污染性能

比较反渗透钻井液体系在被不同污染物污染后的性能(表2)发现，其被无机盐和劣质土污染后的性能差别不大，具有很强的抗污染能力。

表1 反渗透钻井液体系性能

2.4.2 抑制性能

选择X2井花岗组泥页岩岩屑，以清水、PEM钻井液体系作为对照，依据SY/T 5613-2016 《钻井液测试 泥页岩理化性能试验方法》评价反渗透钻井液体系的抑制性能，膨胀率、热滚回收率、界面张力及活度对比结果见表3。

表2 反渗透钻井液体系抗污染性能

表3 使用不同钻井液体系，膨胀率、热滚回收率、界面张力及活度对比

从表3可以看出，反渗透钻井液体系的抑制性能要明显优于PEM钻井液体系，有利于井壁稳定。

2.4.3 储层保护性能

反渗透储层保护新技术主要通过降低界面张力和活度来提高钻井液体系的储层保护性能。一方面，通过键合剂HBA及无机盐降低钻井液活度，确保活度低于相应地层活度，使其水迁移驱动力为负值或接近零，实现滤液不侵入或少侵入地层，确保井壁稳定和储层保护；另一方面，利用反渗透滤液低界面张力特性降低气液流动阻力，有利于返排生产。从表3也可以看出，使用反渗透钻井液体系时的界面张力与活度远低于使用清水和PEM钻井液体系时的。

为进一步评价反渗透钻井液体系的储层保护性能，选择X2井花岗组岩心2-4、2-7，按照SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》对其进行反渗透钻井液污染，发现渗透率恢复值均在90%以上(表4)。表明反渗透钻井液体系能够利用反向渗透压差作用有效减少滤液侵入量和深度，利用键合水有效降低水敏和水锁效应，从而能有效保护低孔低渗储层。

3 现场应用效果

3.1 X11井基本情况

表4 反渗透钻井液体系储层保护性能

X11井构造位置位于东海陆架盆地西湖凹陷西斜坡平湖构造带与中央洼陷反转构造带之间的西次凹内。X11井是一口调整井，设计完钻井深4 028 m，实际完钻井深4 022 m，完钻层位为花七组，主要目的层为花四组。

3.2 现场各层维护要点

(1)造浆性地层：必须保证包被剂PF-PLUS和NaCl的含量，配合键合剂HBA使用，保证泥浆的包被能力和抑制能力。

(2)渗透性地层：保证泥浆较少的滤失量，强化封堵性能，加强砂岩和砂泥岩互层这类渗透性地层的封堵，减少滤液侵入，改善泥饼质量，提高地层承压能力，稳定井壁。

(3)易失稳煤层地层：除了使用PF-LPF、HGW封堵固壁外，还需强化煤层深部抑制，利用键合剂HBA及胶束剂HSM封堵裂缝裂隙，降低发育煤层的应力失稳，增强煤层段地层稳定。

(4)合理的泥浆密度：控制合理密度，防止井壁坍塌，维持井眼稳定。

(5)性能维护：为确保泥浆性能稳定，根据循环池性能，适当调整各材料的比例，及时补充因钻屑所损耗的材料。

(6)润滑防卡：为降低摩阻，提高机械钻速，在钻进过程中，加足润滑剂LUBE168，保证其含量在2%以上。

(7)井眼清洁：在建立循环后，加入PF-XCH，提高钻井液的黏度和切力。

(8)活度控制：为保证钻井液中自由水不向地层迁移，预防和减少井壁失稳，实时监测钻井液活度，及时调整键合剂HBA的加量，保证钻井液活度低于地层活度，从而实现反渗透。

3.3 现场反渗透钻井液体系流变性

在现场应用过程中，反渗透钻井液体系流变性稳定(表5)，易于调控，能够满足钻井作业需求。

表5 反渗透钻井液体系现场应用性能

3.4 现场反渗透钻井液体系抑制性

反渗透钻井液体系的抑制性强，钻遇泥岩时，钻屑成型，钻进过程中无脱压、蹩泵现象发生。反渗透钻井液体系各井段返砂情况如图2所示。

3.5 现场反渗透钻井液体系储层保护性能

X11井投产数据显示：配产日产气量15万m3，初期日产气量达36.6万m3，达配产2倍多，且采用不同工作制度后，油压稳定。表明反渗透钻井液体系储层保护效果显著，能够最大限度保障油气流动通道的顺畅，有效解放油气藏，大幅提高油气井产量。

4 结论

针对东海深层地层特点，制定对应技术对策，借鉴油基钻井液活度平衡和半透膜理论，形成微纳米封堵技术和活度控制技术，通过研制固壁剂和键合剂，使水基钻井液具有类似油基钻井液的反渗透功能。该反渗透钻井液体系具有良好的抗温性能，抗污染能力强，流变性稳定，抑制性强，储层保护性能好，对东海地区低孔低渗储层钻进具有良好的适应性。反渗透钻井液体系在X11井成功应用，在钻进过程中，钻井液流变性能稳定，抗污染能力强，滤失量少，井壁稳定，井下复杂情况少，储层保护效果好，投产初期日产气量达36.6万m3，达配产2倍多，能够有效释放油气井产能，满足东海油气田安全高效开发的需要。

图2 反渗透钻井液体系各井段返砂情况Fig.2 Sand return in each well section by using reverse osmosis drilling fluid system