浅析冀东油田钾盐体系钻井液电阻率控制技术

马 骁，王 磊，武春松，武海栋

（1.中国石油冀东油田分公司监督中心，河北唐山 063000；2.中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063000）

冀东油田部分区块馆陶组、东营组、沙河街组地层泥岩段发育，因泥岩水化特性，在具体施工过程中，多口井出现井壁失稳引起划眼、井塌、侧钻，不仅影响钻井施工安全，也影响钻完井速度和工程质量。为保证该区块中深井施工安全，采用钾盐体系钻井液，可提高钻井液抑制能力。钾盐体系钻井液有效解决了井壁失稳问题，但部分探评井因勘探开发需要，对测井解释资料有较高的要求，因此对钻井液电阻率又提出了相应要求。

1 冀东油田钻井液电阻率控制现状

1.1 冀东油田钻井液电阻率控制的必要性

1.1.1 钻井液加入钾盐的必要性

冀东油田地层泥岩黏土矿物极易导致井壁失稳而出现掉块、井塌等事故，如XX3号构造东营组地层泥岩黏土矿物含量达30.00%～45.00%，黏土矿物组分以伊蒙混层为主，相对含量为52.77%～85.25%；XX4号构造馆陶组、东营组地层泥岩黏土矿物含量为29.90%～47.20%，黏土矿物组分同样以伊蒙混层为主，相对含量为54.00%～82.00%，其次为伊利石与高岭石，相对含量分别为7.00%～14.00%、5.00%～23.00%。根据研究显示，该区块泥岩分散性弱，易膨胀且膨胀速度较快，伊蒙混层占比较高，而伊利石、蒙脱石的水化膨胀能力不同，泥岩水化后内部受力不均，极易导致井壁失稳而出现掉块、井塌等事故[1–2]。为适应该区块地层特点，有效解决施工过程中井壁失稳问题，在施工过程中一般采用钾盐成膜钻井液体系，以较高的钾盐含量来抑制泥岩水化膨胀，达到井壁稳定的效果。

1.1.2 钾盐体系钻井液电阻率控制的必要性

钻井液电阻率控制的目的是控制钻井液中导电离子含量，以保证测井曲线能够有效识别油水层[3]。实验室可根据清晰的自然电位曲线算出静自然电位，从而求准地层真电阻率，进而估算地层原始含油饱和度，这是测井储层评价的重要内容之一，资料显示，当Rt/Rmf =10时（Rt为地层电阻率，Rmf为钻井液电阻率），自然电位曲线有清楚显示；当Rt/Rmf =100时，曲线变得平缓，极大值急剧下降，此时自然电位曲线不能有效划分地层[4–5]。钾盐体系钻井液中，钾盐的加入会提供大量导电阳离子，使钻井液电阻率降低，因此必须控制钾盐含量，使钻井液电阻率在设计要求范围内，才能满足测井解释需要。

1.2 钾盐体系钻井液电阻率控制的目的

1.2.1 钻井液电阻率控制井占比高

为满足测井解释需要，冀东油田在石油勘探开发过程中，对部分井钻井液的电阻率控制提出了明确要求，经统计，2017年全年电阻率控制井占全部施工井的35%，2018年电阻率控制井占全部施工井的38%，2019年电阻率控制井占全部施工井的25%，2020年电阻率控制井占全部施工井的23%，且区域覆盖面积广，根据不同区块地层情况,电阻率控制范围要求有所不同，XX2–3区块明化组地层、XX3–2区块馆陶组地层要求钻井液电阻率为0.6～1.0 Ω·m/18 ℃，其他区块明馆地层钻井液电阻率为0.4～1.0 Ω·m/18 ℃，东营及以下地层钻井液电阻率不小于0.4 Ω·m/18 ℃。

1.2.2 平衡钻井液电阻率控制与井壁稳定难度

强化钻井液抑制能力，保证井壁稳定效果，部分深井及易塌地层施工井钻井液体系设计为钾盐成膜体系，要求含盐量控制在3.0%～5.0%，更有甚者含盐量控制在5.0%以上，经统计，钾盐体系施工井约占电阻率控制井的30%。

表1是通过室内实验得出的电阻率与含盐量之间的对应关系，从表中可以看出，钾盐含量大于2.0%时，钻井液电阻率都小于0.4 Ω·m/18℃。因此，现场施工过程中，电阻率与钻井液体系要求含盐量存在矛盾，钾盐体系施工井兼顾钻井液电阻率控制与井壁稳定难度极大。

表1 电阻率与含盐量对应关系

1.2.3 钻井液电阻率控制影响钻井液性能

经过现场实践及实验分析，钾盐的加入量为1.0%～2.0%时会导致钻井液性能处于不稳定状态，钻井液泥饼厚度增加以及滤失量增大，同时黏度、切力都有不同程度地增加（表2）。

表2 加盐前后钻井液性能变化

2 钻井液电阻率控制方法

2.1 钾盐体系钻井液材料配比实验

2.1.1 钾盐体系钻井液处理剂配比实验

对所有含坂土钻井液体系来说，所有处理剂、无机盐对钻井液性能的影响都是通过改变膨润土颗粒表面的化学性质来实现的[6–8]。加入钾盐前，加入抗盐降失水剂等材料，将膨润土颗粒包裹起来能够有效地降低膨润土颗粒对盐的敏感性，从而能够有效地避免钻井液性能出现大的波动，同时也便于后续其他材料的加入。根据此项理论，进行了相关室内实验。对现场取样井浆进行实验分析，结果表明，在加入1.0%钾盐后，钻井液性能波动明显，钻井液流型变差，API失水及高温高压失水明显增大，取相同井浆分别加入不同百分比含量的降黏剂及抗盐降滤失剂，再加入1.0%的钾盐，钻井液性能波动明显减小（表3），降黏剂、抗盐降滤失剂能够有效地改善钾盐对钻井液性能造成的影响。经过多次配比实验，得到了能够满足钻井液性能设计要求的最佳配比：井浆+1.0%钾盐+1.5%降黏剂+2.0%抗盐降滤失剂。

表3 加入钾盐及降滤失剂后钻井液性能变化情况

2.1.2 钾盐与抑制性材料配比实验

根据钾盐体系施工区块储层情况，模拟温度为110 ℃下滚动回收率实验。滚动回收率实验分析表明，钻井液中加入3.0%钾盐后，能够有效地抑制泥页岩的水化膨胀和分散，提高钻井液防塌抑制能力，取相同井浆进行实验，加入1.0%的钾盐，同时提高聚铵抑制剂含量至2.0%，此种方法能够起到同样的抑制效果，并能实现井壁稳定的目的（表4）。

表4 钻井液抑制性评价结果

因此，针对钾盐成膜钻井液体系施工井及有核磁、侧向等特殊测井项目的施工井，通过降低钾盐含量至1.0%、提升聚铵抑制剂含量至2.0%，能够有效地解决钾盐含量降低所导致的抑制性能变差的问题。经过现场实践分析，该举措在保证电阻率合格的同时，有效解决了井壁稳定及测井曲线识别的问题。

2.2 现场施工技术

2.2.1 提前调整好坂土、固相含量

提前调整好坂土、固相含量，能够有效保证钻井液性能稳定，便于后期的维护处理。加盐前先将钻井液膨润土含量降至40～45 g/L，采用离心机甩或者放一部分钻井液，补充新钻井液均可。

2.2.2 强化后期钻井液性能的维护

在加入钾盐之后，补充大分子、抗盐降失水剂，后期施工适当加药维护，超过3 000 m井深后，增测HTHP失水，做好日常钻井液性能的检测工作，性能维护以勤调整、小调整为原则，维持钻井液性能的相对稳定。

2.2.3 提高一次加盐量，加强过程控制

钻井液电阻率强调过程控制，因此，要保证整个施工期间钻井液电阻率均维持在设计要求范围内。与此同时，在保证电阻率曲线能够有效识别的前提下，可以通过提高一次加盐量，有意识减少加盐次数的方法，从而有效避免频繁加入钾盐而引起的钻井液性能频繁波动，以及大幅度的性能调整引起的井壁失稳及井眼质量差等问题。

3 现场应用

XX32-3050井是一口三开五段制钾盐钻井液体系单靶定向井，要求三开钻井液电阻率0.6～1.0 Ω·m/18 ℃。现场应用钻井液配方：井浆+1.0%钾盐+2.0%聚铵+1.5%降粘剂+2.0%抗盐降滤失剂，对新浆进行初步调整，并且在后期钻进过程中应用以上优化措施对钻井液维护控制。XX32–3050井应用以上优化措施后，钻井液性能变化情况见表5。通过加盐前后钻井液性能对比可以看出，加盐后钻井液黏切增加不明显，膨润土含量能够得到有效控制，特别是中压失水及高温高压失水均达到设计要求，钻井液性能稳定，未发生井壁失稳情况。

表5 XX32–3050井钻井液性能变化情况

4 结论

截至目前，冀东油田已完钻的电阻率控制井，测井电阻率均达到设计要求，合格率达到100%。同时现场克服了电阻率控制所带来的一系列问题，电阻率控制技术的日趋完善，对测井解释具有重大意义，更有利于油气层的识别，为后续的勘探开发提供了技术支持，为同类型井的施工及电阻率的调控提供了借鉴。建议下步针对不同区块储层特点，甄选可替代钾盐的强抑制钻井液材料，以弱化钾盐的加入对钻井液性能的影响，更广泛的适应不同区块中深层钻井施工。