1. 引言
渤海垦利10-1油田群(KL10-1区块)明化镇组、馆陶组活性软泥页岩黏土矿物含量很高，达到了20%~ 50%左右，其中黏土矿物含量中主要以伊–蒙混层为主，质量分数为60%~80%左右，且伊–蒙混层中又以蒙脱石为主，占混层比的45%~70%；其次为伊利石，占10%~35%左右，高岭石与绿泥石含量较少，分别占据了6%和5%左右，明化镇组大段活性软泥页岩非常容易水化分散、阳离子交换容量非常高 [1] [2] [3] 。
通过对探井作业期间KL10-1区块的复杂情况统计，发现该区块影响时效作业的主要因素多数属于明化镇组、馆陶组地层起下钻阻卡及东营组垮塌问题，主要包括遇阻遇卡、倒划眼困难、频繁蹩压、抬钻具、缩径、钻遇断层发生井漏，返出大量泥团、岩屑和井壁掉块等。采用传统PEC体系流变性可调控性差，经常需要大量泥浆置换来满足对流变性的控制，而且由于正电胶抑制性偏弱，土相易分散导致泥饼虚厚，造成起下钻阻卡等问题；若上部地层采用聚合物体系，下部过渡段采用PEM体系，由于过强的抑制性，上部井段易造成起下钻困难，影响作业时效。以往采取措施是在进入东营组前下一层套管，上部井段用PEC体系，下部井段用PEM体系，严重影响时效，而且增大了成本。因此亟需进行体系改进升级，以满足目前工程的需求。
2. KL10-1油田群技术难点及原因分析
2.1. 复杂情况及技术难点
根据复杂情况统计(表1)，探井作业期间复杂情况主要表现为起钻遇阻，倒划眼频繁蹩抬钻具，倒划眼困难，以及下钻遇阻，下划眼困难。
Table 1.The statistics of complications in exploration wells
表1. 探井复杂情况统计表
通过统计探井作业期间各井的平均倒划眼速度只有97.6 m/h，造成倒划眼速度偏低的主要层位为明化镇组和馆陶组倒划眼困难，部分井东营组和沙河街组井段由于处理明化镇组和馆陶组时间长也出现倒划眼困难现象。图1为探井作业期间各井倒划眼情况统计。
2.2. 原因分析及解决思路
综合分析所钻遇地层的岩性特征、钻井液性能及现场施工措施初步推断，KL10-1区块已钻井频繁出现复
Figure 1. The statistics of backreaming velocity in KL10-1 Block
图1. KL10-1区块探井倒划眼速度统计
杂情况的主要难点：各个地层均含有不同程度的泥岩，明化镇组及馆陶组岩屑组成多以伊–蒙间层为主，遇水膨胀厉害，在选择体系时不能使用强抑制体系 [4] [5] [6] [7] ，只能选择适度抑制分散的原则来保证起下钻效率，而东营组和沙河街组岩屑性质多为泥页岩，容易垮塌，必须选用强抑制的不分散体系，从而保证井壁稳定。
解决思路：上部明化镇组、馆陶组可尽量采用海水膨润土浆深钻，然后采用聚合物体系，加入聚胺抑制剂，达到适度抑制的效果，大大改善钻井液流变稳定性，保持井壁稳定，待钻进下部易垮塌地层，补充封堵剂及KCl，转化成PEM体系，进而保证井壁的稳定，该措施大大改善了钻井液工艺和性能控制，同时降低了成本，节约了一层套管，使得各井段钻井液兼容性更好 [8] 。
3. 聚胺抑制剂胺基硅醇(PF-HAS)
针对渤海垦利10-1油田群现场钻井过程中穿越多层位，很难解决东营组、沙河街组井壁坍塌、掉块，井壁失稳等问题。对现用PEC及PEM钻井液体系进行优化升级，延续活性软泥页岩井壁稳定机理，选择易调控处理剂提高抑制性，坚持上部地层软抑制、下部地层强抑制概念，通过引入聚胺抑制剂胺基硅醇PF-HAS，大大提高了PEC体系的抑制性，使得钻井液的流变性更易控制，同时，PF-HAS与KCl兼容性好，使得PEC体系能够很好地与PEM体系兼容，从而解决了钻遇不同层位的体系转化繁琐及兼容性问题，大大简化了现场钻井液工艺。
PF-HAS的引入使得钻井液体现出以下优点：
1) 软抑制体系。抑制性比PEC强，比PEM弱，主剂1% PF-HAS相当于3% KCl的抑制性，使得上部井段起下钻问题得到了解决，钻井液操控性比较强。
2) 固相容量限高。传统PEC体系主剂为有机正电胶，其在MBT值含量较低时，表现出流变性较好，后期钻进由于钻屑不断增加，造成流变性恶化，用PF-HAS替代正电胶，使得体系具有高的固相容量限，可容纳更多的固相，流变性更易控制。
3) 低黏高切。单纯的PF-HAS不仅提供抑制性，适量的加量还能降低体系黏度，通过复配PF-VIF提切，实现了低黏高切，有利于携砂，在使用中流变性稳定。
4) 与PEM兼容性强。PEC体系中先加入PF-HAS再加入PEM主剂，体系同时兼具低黏高切、强抑制性的优点，解决了不同层位不同体系的置换及井壁稳定问题。
3.1. 胺基硅醇(PF-HAS)抑制机理
胺基硅醇(PF-HAS)是含硅羟基、胺基的有机高分子(图2)，分子中的Si—OH键与黏土上的Si—OH键
缩聚成Si—O—Si键，胺基通过电荷吸附在黏土颗粒表面，同时形成牢固的化学吸附；同时，PF-HAS在胺基的基础上引入了硅羟基，通过对黏土表面形成疏水层，阻止了胺基对黏土颗粒的影响，因此HAS的加入对体系的流变性和滤失量影响较小。由于PF-HAS可以在黏土表面形成一层疏水基团朝外具有疏水特性的吸附层，阻止和减缓了黏土表面的水化作用，从而增加体系的抑制能力。
Figure 2. The molecular structure of PF-HAS
图2. PF-HAS分子结构
3.2. 胺基硅醇(PF-HAS)性能评价
3.2.1. 疏水特性
胺基硅醇(PF-HAS)可改变岩石表面的亲水性，从而抑制井壁的水化膨胀，有利于保证井壁稳定。图3为水滴在被质量分数为1%的PF-HAS水溶液浸泡过后岩石界面的前后对比图，可以明显看出，PF-HAS具有明显的疏水性，从而防止水对地层的侵入，保证井壁的稳定。
(a) 浸泡前 (b) 浸泡后
Figure 3. The effect of amino alcohol on surface hydrophilicity of rocks
图3. 胺基硅醇对岩石表面亲水性影响
3.2.2. 流变性能
用PF-HAS替代正电胶后，使得原PEC流变性能更易控制。图4为原PEC和用PF-HAS替代正电胶后的流体流变对比图。可以看出，PF-HAS替代正电胶后流体的Nφ3值(六速旋转黏度计3r/min对应的读值，下同)基本无变化，说明PF-HAS对体系流变性能影响很小，而正电胶的加入对体系流变性能影响较大。
流变性能试验配方：3%海水浆 + 0.3% NaOH + 0.15% Na2CO3 + 0.2% PF-PLH + 1.5%NPAN + 2%沥青 + 抑制剂 + 0.1%XC + CaCO3 (500目)，密度加重至1.2 g/cm3。
抗钻屑污染试验配方：1%抑制剂+10%钻屑。
图5为PF-HAS质量分数对加入钻屑后体系流变性的影响。可以看出，采用PF-HAS使得体系动切
Figure 4. The effect of different inhibitors on rheological pro- perties of the system
图4. 不同抑制剂对体系流变性的影响
Figure 5. Effect of PF-HAS mass fraction on the rheological properties of the system after drilling cuttings
图5. PF-HAS质量分数对加入钻屑后的体系流变性能影响
力及Nφ3无明显变化，说明其对流变性影响较小，黏土容纳能力强，抗钻屑污染能力强。
3.2.3. 胺基硅醇抑制性试验
选取现场量较大的KL10-1油田(1475~1675 m井段)泥页岩样，处理成2~5 mm和过100目2种规格，通过滚动分散试验和膨胀率试验评价现场钻井液在110℃ × 16 h条件下老化后的抑制性。试验结果见表2和图6。对于KL10-1油田(1475~1675 m井段)泥页岩样，PEC体系和改进PEC体系的滚动分散回收率 ≤ 85%，岩屑膨胀率降低率在85%左右，抑制性相近，同属于软抑制，故PF-HAS在抑制性上可替代正电胶。
Table 2. The results of rolling dispersion test
表2. 滚动分散试验结果
注：改进PEC配方为PF-HAS替代原PEC体系中的正电胶。下同。
Figure 6. The results of shale expansion test
图6. 页岩膨胀试验结果
3.2.4. 与KCl兼容性
表3为传统PEC体系与改进PEC体系加入KCl后性能对比。可以看出，传统PEC加入KCl后的黏切力和滤失量均大于改进PEC体系，因此PF-HAS与KCl兼容性好。
Table 3. The performance comparison between traditional PEC and improved PEC after using of KCl
表3. 传统PEC与改进PEC加入KCl后性能对比
传统PEC配方：3%海水浆 + 0.3%NaOH + 0.15% Na2CO3 + 0.3%阴离子纤维素PF-PAC-LV + 0.5%稳定剂PF-PLH + 2%降滤失剂DYFT-II + 1%正电胶 + 0.1% XC + 3% KCl (重晶石加重至1.3 g/cm3)。
改进PEC配方：3%海水浆 + 0.3%NaOH + 0.15%Na2CO3 + 0.5%稳定剂PF-PLH + 1.4%提切降滤失剂PF-VIF + 2%防塌剂DYFT-II + 2.0%胺基硅醇 + 3%KCl (重晶石加重至1.3 g/cm3)。
4. 现场应用效果
PF-HAS的引入使得PEC体系得到大大的改善，解决了与PEM体系的兼容问题，为渤海油田的开发
提供了有效保障。前期将PF-HAS在KL10-1区块进行应用，取得了较好的应用效果，不仅大大改善倒划眼效率，同时节省了时间，为甲方节省了一层技术套管，大大提高了作业效率，为“降本增效”起到很好的保障。后期推广应用到垦利区块、渤中区块、秦皇岛32-6区块、曹妃甸区块等，应用效果显著。下面以KL10-1区块为例，从钻井液性能、井径曲线、倒划眼效率、作业时效说明PF-HAS的引入对现场应用效果的改善。
针对KL10-1区块的特点，现场钻井液采取四段式操作模式：管鞋至1000 m (明化镇组)井段采用海水开钻钻进，钻至1000 m后转为海水膨润土浆闭路钻进至馆陶组顶，馆陶组地层通过加入PF-HAS软抑制剂，防止井壁变硬，进东营组地层开始使用KCl转化为PEM体系，增强钻井液抑制性，防止井壁垮塌。
PF-HAS的引入使现场操作上免去很多繁琐工作，操作简单，流变性能易控制，钻井液体系综合性能优良(以KL10-1B54井为例，见表4)。
Table 4. The drilling fluid performance in Well KL10-1B54
表4. KL10-1B54井钻井液性能表
4.1. 井径曲线
由图7可以看出井深在1450 m之前井眼扩大率较大，转化完钻井液后，馆陶组地层井眼扩大率适度，进入东营组(2300 m)后井眼较规则，无缩径现象。
Figure 7. The borehole diameter curve in Well KL10-1B54
图7. KL10-1B54井井径曲线
4.2. 倒划眼统计
KL10-1区块前期的探井未引入PF-HAS，后续的开发井逐渐引入PF-HAS，对比开发井与探井的平均倒划眼速度可以直观看出，使用改进型PEC体系的生产井，明显提高了机械钻速和起下钻效率，其平均倒划眼速度明显高于探井速度，其中探井为97.6 m/h；生产井为128.2 m/h，倒划眼速度较探井提高31.4%。
4.3. 钻井时效统计
PF-HAS的引入使得KL10-1区块开发时效得到明显提高，各开发平台实钻周期均小于设计周期，整个KL10-1区块(见图8、图9)共节约钻井工期80 d，时效比基本设计提高14.6%。以KL10-1B平台上开发的11口井为例，其时效数据如图9所示，设计钻井工期167 d，实际钻井工期为135.62 d，共计节约工期31.38 d，时效比基本设计提高18.8%。
Figure 8. The comparison chart of drilling interval in Platform KL10-1A
图8. KL10
-1A
平台工期对比图
Figure 9. The comparison chart of drilling interval in Platform KL10-1B
图9. KL10-1B平台工期对比图
5. 结论
1) 聚胺抑制剂胺基硅醇(PF-HAS)抑制性比PEC强，比PEM弱，主剂1% PF-HAS相当于3% KCl的抑制性，使得上部井段起下钻问题得到了解决，钻井液操控性比较强。
2) 胺基硅醇提高了体系的固相容量限，使得体系可容纳更多的固相，流变性更易控制。
3) 单纯的PF-HAS不仅提供抑制性，适量的加量还能降低体系黏度，通过复配PF-VIF提切，实现了低黏高切，有利于携砂，在使用中流变性稳定。
4) 在加入PF-HAS的PEC体系中加入PEM主剂后，体系同时兼具低黏高切、强抑制性的优点，解决了不同层位不同体系的置换及井壁稳定问题。
5) PF-HAS现场应用效果良好，泥浆性能稳定，使得渤海油田开发时效得到明显提高，各开发平台实钻周期均小于设计周期，不仅满足了生产需要，提高了了作业时效，同时降低了作业成本，仅KL10-1区块共节约钻井工期80多天，时效比基本设计平均提高14.6%。