中東Lower Fars厚鹽膏層鉆井液室內研究

邢希金趙 欣劉書杰李玉光

（1.中海油研究總院，北京 100027；2.中國石油大學（華東），山東青島 266580）

中東Lower Fars厚鹽膏層鉆井液室內研究

邢希金1趙 欣2劉書杰1李玉光1

（1.中海油研究總院，北京 100027；2.中國石油大學（華東），山東青島 266580）

已鉆井揭示出中東Lower Fars鹽膏層鉆井液流變性差，存在漏失及溢流等問題。研制了密度為2.30 g/cm3的復合鹽飽和鹽水鉆井液，其塑性黏度為53 mPa·s，動切力為15 Pa；API濾失量小于2 mL，120 ℃/3.5 MPa下的高溫高壓濾失量8 mL，濾餅厚度1 mm；鹽膏樣品和泥巖樣品回收率分別為88%、79%；10% NaCl、1% CaCl2和8%劣質土污染后流變性變化小，濾失量小于3.5 mL，潤滑系數(shù)小于0.1，縫寬200μm、5 MPa下累積漏失量2.4 mL/3 min。不僅能夠滿足中東Lower Fars鹽膏層安全鉆進需求，而且為國外類似油田鉆進鹽膏層提供了經(jīng)驗。

中東；鹽膏層；飽和鹽水鉆井液；性能；封堵

中東Lower Fars地層埋深2 000～3 000 m，為大段鹽膏層，以硬石膏和鹽巖為主，夾薄層泥巖，是中東Asmari和Mishrif這2套石灰?guī)r儲層的蓋層［1］。因此，順利鉆穿Lower Fars層并保證井身質量才能利于揭開主力儲層。許多學者研究表明，鹽膏層完鉆后井眼不規(guī)則，鉆井過程中平衡地層應用的高密度鉆井液流變性變差、存在漏失及溢流等問題，嚴重影響了鉆井效率。張獻豐［2］等研究的兩性離子聚磺飽和鹽水鉆井液解決了哈薩克斯坦科爾占區(qū)塊鹽層蠕變縮徑及鹽溶解形成“大肚子”井眼問題，吳志均［3］等在納若爾地區(qū)進行了推廣應用，但該鉆井液密度最高為1.80 g/cm3，較中東Lower Fars層2.30 g/ cm3密度有較大差異。筆者考察了高密度飽和鹽水鉆井液在中東Lower Fars層的適應性，研制了高密度復合飽和鹽水鉆井液。

1 鉆井液技術難點及對策分析

1.1 技術難點

Lower Fars鹽膏層鉆開后，鹽巖蠕變和溶解引起的井眼不規(guī)則。鹽、膏引起的高密度鉆井液流變性控制困難。鹽膏層鉆井液安全密度窗口窄，漏失和溢流交替發(fā)生。

（1）鹽膏層蠕變和溶解。利用JSM-5600LV掃描電鏡，測定FQCN-25井2 626～2 628 m巖石礦物及孔隙結構特征，以粒間孔隙為主（4.03%～43.9%），同時發(fā)育有溶蝕孔隙；其填隙物較多，以膠結物為主，膠結物主要是硬石膏和石鹽，可能發(fā)生鹽巖蠕變縮徑、石膏吸水膨脹縮徑等復雜情況，如圖1。

圖1 中東Lower Fars鹽膏層掃描電鏡照片

通過礦物組成分析可知，Lower Fars上部鹽膏層井段以鹽巖、硬石膏為主，夾薄層泥巖，下部以鹽巖為主。部分地層溶蝕孔隙和微裂縫發(fā)育，膠結物以硬石膏和石鹽為主。鹽巖具有蠕變特性，易引起井徑縮?。?］；同時，膏泥巖吸水膨脹同樣引起井壁坍塌及縮徑，進而引起一系列的井下阻卡問題。鹽巖的溶解作用導致鹽巖井壁溶蝕成鹽腔，形成大肚子井眼［5］，造成攜巖不良。而作為膠結物的鹽和石膏溶解加劇了井壁失穩(wěn)，進而導致起下鉆遇阻卡，甚至卡鉆。

（2）高密度鉆井液流變性。鹽膏層地層壓力為64.4 MPa，蠕變性強，必須保持較高的鉆井液密度。高密度條件下，鉆井液中固相含量高，大于780 g，黏度切力增大，尤其是受到鹽鈣及鉆屑污染，流變性控制更加困難。

（3）井漏與溢流。鹽膏層段安全密度窗口窄，鉆井液密度可調范圍??；存在高壓鹽水層；且部分井段鹽膏層溶蝕孔隙和微裂縫發(fā)育，導致Lower Fars鹽膏層井段多次發(fā)生漏失或溢流。

1.2 技術對策

（1）鹽膏層鉆進易鹽侵和鈣侵使鉆井液性能變差，因此優(yōu)選抗鹽、抗鈣能力強的處理劑，提高鉆井液抗鹽抗鈣污染能力［6-8］，使用復合鹽飽和鹽水鉆井液，抑制鹽膏溶解，同時提高液相密度，在高密度鉆井液中降低固相加重劑含量。

（2）存在微裂縫和高壓鹽水層，鉆井液密度窗口窄，密度過高會漏，密度過低會發(fā)生溢流，應改善鉆井液濾失造壁性［9］，提高封堵性能，提高地層承壓能力，提高鉆井液隨鉆堵漏能力，避免因濾液侵入引起的石膏膨脹以及鹽巖溶解問題。

2 復合飽和鹽水鉆井液處理劑優(yōu)選

2.1 井壁穩(wěn)定劑優(yōu)選

2.1.1 復合鹽優(yōu)選 為提高鉆井液液相密度，降低鉆井液中的固相加重劑用量與體系中的固相含量，增強抑制性，可選用復合鹽配制飽和鹽水鉆井液。根據(jù)KCl、KBr和BaCl2高密度鹽水的流變性［6］，考慮成本因素，可選用KCl與NaCl復配飽和鹽水。

2.1.2 封堵防塌劑優(yōu)選 選用性能優(yōu)良的封堵防塌劑，有利于改善加重鉆井液的濾失造壁性，降低高溫高壓失水量，尤其是加強微裂縫鹽膏層段的封堵作用，有利于封固井壁，為提高鉆井液密度支撐提供必要條件。以120 ℃、16 h老化后的高溫高壓濾失量為考核指標，考察了典型瀝青封堵劑以及低滲成膜劑的封堵效果，如表1。

表1 封堵防塌劑優(yōu)選實驗結果

結果表明，低滲成膜劑性能最優(yōu)，可優(yōu)選為高密度飽和鹽水封堵防塌劑。

2.2 降濾失劑優(yōu)選

以“膨潤土漿 + 3%SD-102 + 15%氯化鈉 + 0.5%氯化鈣”為基漿，進行降濾失劑優(yōu)選，測試實驗漿120 ℃老化前后的流變性（含切力）、濾失性，以老化后的API濾失量為主要考核指標進行評選。優(yōu)選出5種處理劑，加入高濃度的NaCl和CaCl2，在鹽鈣聯(lián)合污染下，從流變性、濾失造壁性等方面考察處理劑抗污染能力，以優(yōu)選抗鹽抗鈣性能較好的處理劑。良好的濾失造壁性有利于鉆井液在井壁形成致密泥餅，減少濾液侵入，維持鹽膏層井壁穩(wěn)定。優(yōu)選出的抗鹽抗鈣降濾失劑，見表2。

表2 抗鹽抗鈣降濾失劑優(yōu)選實驗結果

從表1中可以看出，PAC-LV老化后API失水為6.2 mL，相比其他4種處理劑降濾失效果好。

2.3 鉆井液配方優(yōu)化

在密度達到2.3 g/cm3條件下，鹽水鉆井液體系的流變性調控問題比較突出，在維持較低的鉆井液濾失量及高溫高壓濾失量的情況下，鉆井液黏度、切力較高，不易調控。

在單劑優(yōu)選基礎上，建立多個實驗漿配方，測試各實驗漿120 ℃老化前后的流變性（含老化前后的初切、終切）、濾失性、潤滑性和沉降穩(wěn)定性，優(yōu)選出適用于鹽膏層井段鉆進的高密度鹽水鉆井液體系。通過配方優(yōu)化，優(yōu)選出了高密度飽和鹽水鉆井液配方：2%膨潤土漿+0.2%NaOH+ 0.15%Na2CO3+1% MAN+4%SPNH+0.15%PAC-LV+3%低滲成膜劑+5% KCl+30%NaCl+0.3%CaCl2+ 0.5%PF-NTA+8%超細碳酸鈣+3%Lube-1+4%白油+2%RT-101+0.5%降黏劑（重晶石加重至2.3 g/cm3）。

高密度鉆井液流變性、濾失性、潤滑性評價以及沉降穩(wěn)定性評價實驗結果如表3所示。結果表明，該鉆井液老化前后黏度、切力變化很小，流變性優(yōu)良；高溫高壓濾失量為8.0 mL，API濾失量≤2.0 mL，具有很好的濾失造壁性；沉降穩(wěn)定性好；潤滑系數(shù)＜0.1，可滿足鹽膏層直井及定向井鉆進的潤滑性要求。與文獻［2］比，該體系密度高，API失水低，高溫高壓失水低，潤滑系數(shù)小。

表3 高密度鉆井液基本性能

3 鉆井液性能評價

為考察2.3 g/cm3密度下新建復合鹽飽和鹽水體系綜合性能，對該體系的抑制鹽膏溶解、分散，抗鹽、抗鈣、抗劣質土及封堵承壓能力進行了分別評價。

3.1 抑制性能

分別使用中東Lower Fars鹽膏層巖屑和泥巖巖屑進行滾動分散實驗，評價高密度飽和鹽水鉆井液抑制鹽膏溶解、分散，以及抑制泥巖水化分散效果，結果如表4所示。結果表明，鹽膏層滾動回收率大于88%，泥巖滾動回收率大于79%，優(yōu)化出的飽和鹽水鉆井液含鹽量高于160 g/L，能夠有效抑制鹽膏溶解和泥巖水化分散，防止井徑擴大，有利于維持井壁穩(wěn)定。

表4 高密度鉆井液巖屑回收率實驗結果

3.2 抗污染性能

根據(jù)文獻［10］在土庫曼斯坦亞速爾地區(qū)鹽膏層及高壓鹽水層鉆井液技術研究經(jīng)驗，采用NaCl和KCl復合鹽水鉆井液體系，在施工鹽膏層時鉆井液性能穩(wěn)定，易于調整，但遇到高壓層鹽水污染后鉆井液流動性急劇變差，甚至失去流動性。中東lower Fars鹽膏層以鹽巖和石膏為主，同時存在泥巖夾層和高壓鹽水層，這要求鹽膏層鉆井液具有優(yōu)良的抗鹽、鈣和抗劣土污染性能。

如表5，老化后抗污染性能評價結果表明，受10%NaCl、1%CaCl2和8%劣質土污染后，鉆井液黏度、切力穩(wěn)定，流變性合理，且受污染后濾失量小于4 mL，表明該鉆井液具備良好的抗污染性能。與文獻［10］相比，10%NaCl污染后黏度、切力變化小，API失水更低（文獻API失水6 mL）。

表5 高密度鉆井液抗污染性能評價

3.3 封堵承壓性能

針對中東Lower fars部分鹽膏層溶孔和微裂縫發(fā)育情況，應用鉆井液堵漏儀，評價了高密度飽和鹽水鉆井液對200 μm裂縫模塊的封堵作用。結果表明（表6），該鉆井液對200 μm裂縫模塊具有良好的封堵作用，其3 min承壓能力達到5 MPa。

表6 高密度復合鹽鉆井液封堵承壓性能評價結果

從表6承壓數(shù)據(jù)折算到中東Lower Fars層當量密度為0.16 g/cm3，較文獻［11］現(xiàn)場漿承壓驗漏當量密度0.12 g/cm3稍高。

4 結論及認識

（1）針對中東Lower Fars鹽膏層存在的井眼不規(guī)則、高密度鉆井液流變性差、漏失及溢流等問題，提出了相應技術對策，通過井壁穩(wěn)定劑等關鍵抗鹽、抗鈣處理劑優(yōu)選，優(yōu)化出了高密度復合鹽飽和鹽水鉆井液。

（2）復合鹽飽和鹽水鉆井液密度達2.3 g/cm3，流變性優(yōu)良，濾失造壁性好，可有效抑制鹽膏溶解和泥巖水化分散，增強井壁穩(wěn)定性；可抗10%NaCl、 1%CaCl2和8%劣質土污染；沉降穩(wěn)定性好；潤滑系數(shù)小于0.10；且對200μm裂縫模塊具有良好的封堵作用，避免溶孔和微裂縫發(fā)育井段發(fā)生漏失。

（3）該體系的不足之處在于2.30 g/cm3密度鉆井液中固相含量較高，觸變性稍差，不利于現(xiàn)場啟/停泵作業(yè)，在成本許可的條件下可進一步提高鉆井液的液相相對密度，降低固相加重劑含量。

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［9］ZHONG Liguo,CONG Haiyang,WANG Shiqing,et al.deep salt formation wells successfully drilled with integrated techniques in Tahe Oilfield［R］.IADC/SPE 115208,2008.

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（修改稿收到日期 2014-07-04）

〔編輯 付麗霞〕

Laboratory study on drilling fluid of thick salt bed in Lower Fars of Middle East

XING Xijin1,ZHAO Xin2,LIU Shujie1,LI Yuguang1
（1.Research Institute of CNOOC,Beijing100027,China;2.China University of Petroleum,East China,Qingdao266580,China）

Drilled wells reveal that the drilling fluid for Lower Fars salt-gypsum bed in Middle East has such problems as poor rheological property,lost circulation and overflow,etc.A composite saturated brine fluid with a density of 2.30 g/cm3was developed,whose PV is 53 mPa·s,YP is 15 Pa and API filtration loss is less than 2 mL;its HTHP filtration loss is 8 mL under 120 ℃/3.5 MPa;its filter cake thickness is 1 mm;the recovery rates of salt-gypsum sample and mudstone sample are 88% and 79% respectively.When contaminated by 10% NaCl,1% CaCl2 and 8% bad soil,its rheological property changed little,with filtration was less than 3.5 mL,lubricity was less than 0.1,fracture width was 200 μm ,and the cumulative loss under 5 MPa was 2.4 mL/3 min.It can not only meet the drilling of Lower Fars salt-gypsum bed in the Middle East,but also provide experiences for drilling of salt-gypsum bed in similar oilfield in other countries.

overseas oilfield;salt bed;saturated brine drilling fluid;property;plugging

邢希金，趙欣，劉書杰，等.中東Lower Fars厚鹽膏層鉆井液室內研究［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：57-60.

TE243

：A

1000–7393（2014）04–0057–04

10.13639/j.odpt.2014.04.015

國家科技重大專項“海外典型油田厚鹽巖層鉆井液體系研究”部分研究內容（編號：2011ZX05030-005-07）。

邢希金，2008年畢業(yè)于西南石油大學，碩士研究生學位，鉆采研究院油田化學工程師，主要從事海洋石油開發(fā)鉆完井液及非常規(guī)工作液研究工作。電話：010-84526245。E-mail：xingxj2@cnooc.com.cn。