緬甸西海岸深水氣田水基鉆井液優(yōu)化設計

趙 欣， 邱正松， 高永會， 張永君， 馬永樂， 劉曉棟

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580；2.中國石油海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451)

緬甸西海岸深水氣田水基鉆井液優(yōu)化設計

趙 欣1， 邱正松1， 高永會2， 張永君1， 馬永樂2， 劉曉棟2

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580；2.中國石油海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451)

為解決緬甸西海岸深水氣田鉆井面臨的水敏性泥頁巖井壁失穩(wěn)、海底低溫高壓條件下鉆井液增稠和易生成天然氣水合物的問題，以聚胺抑制劑SDJA為關鍵處理劑，在優(yōu)化鉆井液低溫流變性及優(yōu)選天然氣水合物抑制劑等關鍵處理劑的基礎上，構建了強抑制性水基鉆井液HIDril。室內性能評價結果表明，該鉆井液具有較低的黏度和較高的動切力及φ6值，有利于清洗井眼，并且在溫度4 ℃時具有良好的流變性；水敏性泥頁巖回收率最高可達96.33%，抑制性能優(yōu)良；在模擬海底環(huán)境的低溫高壓條件下，可有效抑制天然氣水合物的生成；滲透率恢復率大于85.57%，具有較好的儲層保護效果。在此基礎上，針對緬甸西海岸深水氣田不同井段的特點進行了鉆井液技術方案設計，可為該深水氣田鉆井提供借鑒。

深水氣田 水敏性 泥頁巖 水基鉆井液 優(yōu)化設計 緬甸

在海洋深水油氣鉆探中，復雜的地質條件和特殊的海底低溫高壓環(huán)境對鉆井液性能提出了很高的要求[1-3]。緬甸西海岸Rakhine深水海域天然氣儲量豐富,但存在大段水敏性泥頁巖地層，前期使用KCl/聚合物水基鉆井液鉆進時，多次發(fā)生井壁失穩(wěn)、卡鉆和鉆頭泥包等井下故障。后期使用恒流變合成基鉆井液，井壁穩(wěn)定效果較好，但由于該海域環(huán)保要求高，在使用合成基鉆井液時，對后續(xù)的鉆井液回收和巖屑處理要求較為嚴格；同時使用合成基鉆井液存在漏失隱患。因此，環(huán)境友好型且具有強抑制性的水基鉆井液在該海域具有較好的應用前景[4]。目前，國內外在深水水基鉆井液方面已開展了大量研究，但尚未針對緬甸西海岸深水氣田開展強抑制性水基鉆井液研究。為此，筆者針對該海域的地質情況和鉆井工程技術特點，分析了鉆井液關鍵技術，構建了強抑制性水基鉆井液HIDril，并針對不同井段的特點進行了鉆井液方案設計，以滿足緬甸西海岸深水氣田鉆井的要求。

1 鉆井液技術難點與優(yōu)化設計思路

1.1 氣田概況及鉆井液技術難點

緬甸西海岸深水氣田最大水深約為2 100.00 m，泥線溫度最低為4 ℃，主力儲層為中部、下部的P2層和M2層，儲層滲透率為20～500 mD，最高溫度為120 ℃。該氣田周邊海域前期共鉆了20余口井，最大水深770.00 m。根據(jù)3D地震資料，該氣田發(fā)生淺部地質災害的風險較小，部分地區(qū)可能存在天然氣水合物層。淺部地層為泥巖和砂巖互層，膠結性差，破裂壓力梯度低；中部、下部地層主要為大段水敏性泥頁巖夾薄層砂巖。因此，該氣田鉆井過程中，面臨著典型的深水鉆井液技術難點，即復雜的深海地質條件造成的窄安全密度窗口和水敏性泥頁巖地層井壁失穩(wěn)問題，以及海底低溫高壓環(huán)境造成的鉆井液增稠和天然氣水合物生成問題[5-7]。

緬甸西海岸海域泥線以下約1 200.00 m的Pleist層，主要由泥頁巖和砂巖組成，地層膠結性差，破裂壓力梯度低，安全密度窗口窄，僅為0.15 kg/L。因此，需要確定合理的鉆井液密度，并有效控制鉆井液當量循環(huán)密度，避免壓漏地層。中部、下部的P1、P2層和M1、M2層，主要為大段水敏性泥頁巖夾薄層砂巖，泥頁巖黏性高，水化造漿性強，容易引起井壁失穩(wěn)、卡鉆及鉆頭泥包。因此，需提高鉆井液抑制泥頁巖水化的性能，并提高井眼清潔能力。

緬甸西海岸海域泥線溫度約為4 ℃，泥線以下100.00 m處的溫度約為6 ℃，海底低溫環(huán)境對鉆井液流變性及其抑制天然氣水合物生成的能力提出了較高的要求。該氣田為疏松砂巖氣藏，并且上部地層也存在含氣砂層，為鉆井過程中生成天然氣水合物提供了天然氣來源。因此，優(yōu)化設計鉆井液時需要重點關注其抑制水合物生成的性能。海底低溫環(huán)境會對鉆井液的流變性產生較大影響[8-9]，傳統(tǒng)油基/合成基鉆井液在低溫高壓下會嚴重增稠[10-11]，導致當量循環(huán)密度過高，引起井漏；恒流變合成基鉆井液可在一定程度上緩解這一問題[12]。相對來說，水基鉆井液的低溫流變性相對容易控制，但仍需要對鉆井液關鍵組分進行優(yōu)化，避免低溫鉆井液黏附振動篩引起跑漿等問題。

1.2 水基鉆井液優(yōu)化設計思路

分析可知，緬甸西海岸深水氣田鉆井過程中，需重點解決水敏性泥頁巖水化引起的井壁失穩(wěn)等問題；另外，需減少環(huán)境污染，并控制成本。因此，選擇強抑制性水基鉆井液作為該氣田的鉆井液，鉆井液優(yōu)化設計思路如下：

淺部地層使用海水鉆進，用高黏膨潤土漿清掃井眼，重點是保證有良好的井眼清洗效果。三開開鉆時建立鉆井液循環(huán)，鉆進水敏性泥頁巖地層時，需選用高效頁巖抑制劑，以加強鉆井液的抑制性，減弱黏土水化，提高井壁穩(wěn)定性；選擇合適的天然氣水合物抑制劑，在鉆遇含氣地層時防止天然氣水合物生成與聚集；此外，需優(yōu)化鉆井液組分，保持良好的鉆井液低溫流變性。根據(jù)三壓力剖面，確定三開和四開井段的鉆井液密度分別為1.08～1.10和1.11～1.21 kg/L。鉆開儲層時，擬使用低黏土相水基鉆井液，以降低儲層損害。由于儲層段也存在水敏性泥頁巖夾層，同樣要求鉆井液具有較強的抑制性；另外，儲層段可能存在少量硫化氫，要求鉆井液具有一定的抗酸性氣體污染能力；鉆井液密度為1.22～1.40 kg/L。因此，需重點研究三開至鉆開儲層使用的強抑制性水基鉆井液。

2 強抑制性水基鉆井液配方優(yōu)化與性能評價

聚胺具有優(yōu)良的抑制黏土水化的性能，以其為關鍵組分的高性能水基鉆井液近年來在深水鉆井中得到成功應用。針對緬甸西海岸深水氣田的水敏性泥頁巖地層，以自制聚胺抑制劑SDJA為關鍵處理劑，考慮鉆井液的低溫流變性和抑制天然氣水合物生成等要求，構建強抑制性水基鉆井液。

2.1 鉆井液配方優(yōu)化

2.1.1 聚胺抑制劑的性能

1) 減小黏土層間距 聚胺可通過靜電引力和氫鍵作用壓縮黏土層，減弱黏土水化。利用X-射線衍射儀，測定加入不同質量濃度的聚胺抑制劑SDJA后預水化膨潤土的層間距[13]，結果如圖1所示。

由圖1可知，加入少量(5 g/L)SDJA即可明顯減小黏土層間距，有效抑制黏土水化。

2) 抑制黏土水化造漿 深水水敏性泥頁巖水化造漿能力強，會嚴重影響鉆井液的流變性。對SDJA抑制黏土水化造漿的性能進行了評價，結果如圖2所示。

由圖2可知，在清水中加入膨潤土后，漿液的表觀黏度、動切力和六速黏度計的6轉讀數(shù)(φ6)大幅增大；當黏土加量超過15.0%后，漿液黏度太大，已超出了六速黏度計的量程；而3.0%SDJA試液的流變參數(shù)受膨潤土加量的影響較小，且膨潤土加量達到35.0%時仍具有較好的流變性，表明SDJA可有效抑制黏土水化造漿。

3) 抑制泥頁巖水化分散 利用2種水敏性泥頁巖巖樣進行滾動分散試驗，評價SDJA抑制水敏性泥頁巖水化分散能力，并與海洋鉆井常用聚合醇抑制劑JLX進行性能對比。結果表明，2種水敏性泥頁巖巖樣的水化能力極強，在清水中的回收率僅為5.67%和6.40%；而3.0%SDJA可將其回收率分別提高至45.07%和47.03%，遠高于3.0%聚合醇的回收率(18.10%和15.81%)，表明SDJA具有較好的抑制水敏性泥頁巖水化分散的能力。

2.1.2 鉆井液低溫流變性優(yōu)化

1) 黏土的優(yōu)選 黏土的種類和含量是影響水基鉆井液低溫流變性的重要因素。首先，測試質量分數(shù)為3.0%的蒙脫石漿液、凹凸棒石漿液以及兩者混合漿液在4～75 ℃內的流變性，考察深水鉆井井筒溫度范圍內不同類型黏土漿的流變性，結果見表1。

表1 各黏土漿的流變性隨溫度的變化情況

Table 1 Changes of rheology of different clay slurries with different temperatures

由表1可知，各類型黏土漿均存在一定的低溫增稠作用。其中，混合土漿的流變參數(shù)隨溫度變化相對較小，且具有相對較高的動切力和φ6值，有利于在深水大尺寸井眼中攜帶巖屑和懸浮重晶石。因此，選擇混合土漿作為深水水基鉆井液基漿。

2) 聚合物增黏/包被劑的優(yōu)選 鉆井液的增黏劑和包被抑制劑主要為高分子聚合物，是調節(jié)鉆井液流變性的關鍵組分。測試質量分數(shù)為0.1%的深水鉆井液常用增黏/包被劑試液在4～75 ℃內的流變性，結果見表2。

表2 各聚合物試液的流變性隨溫度的變化情況

Table 2 Changes of rheological properties of different test polymer fluids with different temperatures

由表2可知：XC的流變性受溫度影響較小，且具有相對較低的塑性黏度和較高的動切力及φ6值，有利于井眼清洗，優(yōu)選其為深水水基鉆井液增黏劑;低相對分子質量的CAP在低溫下可保持較低的黏度，有利于調控鉆井液流變性，而HPAM的黏度和切力較高，并且在低溫下黏度大幅升高。利用頁巖滾動分散試驗進一步評價包被抑制劑的抑制性能，結果表明，CAP具有良好的抑制泥頁巖分散性能。由此可知，CAP不僅具有良好的包被抑制性，還可避免或緩解因使用高相對分子質量聚合物包被劑引起的低溫鉆井液黏附振動篩問題，因此優(yōu)選其為深水鉆井液包被抑制劑。

3) 天然氣水合物抑制劑的優(yōu)選 在深水氣田鉆井過程中，需要重點關注水基鉆井液抑制天然氣水合物生成的性能。前期開展的天然氣水合物抑制劑研究表明，NaCl的抑制效果優(yōu)于乙二醇，并且NaCl與動力學抑制劑具有協(xié)同作用[14-15]?？紤]到NaCl還具有抑制泥頁巖水化的作用，因此選擇NaCl作為深水鉆井液的主要水合物抑制劑，并考察NaCl與PVP復配使用在緬甸西海岸深水鉆井中的適用性。利用鉆井液的天然氣水合物抑制性評價試驗裝置，模擬海底低溫高壓環(huán)境(4.0 ℃±0.2 ℃，21.0 MPa±0.2 MPa)，通過攪拌(200 r/min)模擬鉆柱的轉動，考察不同加量NaCl以及NaCl與PVP復配物的天然氣水合物抑制效果，結果見表3。

表3 天然氣水合物抑制劑性能評價試驗結果

Table 3 The performance evaluation and test results of natural gas hydrate inhibitors

注：試驗基漿為4.0%混合土漿+0.1%XC+0.4%降濾失劑+4.0%KCl。

由表3可知：使用20.0%NaCl可保證鉆井液中較長時間內無天然氣水合物生成；10.0%NaCl與0.5%或1.0%PVP復配使用也具有良好的天然氣水合物抑制效果，能大幅降低NaCl用量，降低鉆井液成本及密度，可滿足緬甸西海岸深水氣田鉆井中防治天然氣水合物的基本要求。

2.1.3 鉆井液體系的構建

以聚胺抑制劑SDJA為關鍵處理劑，在優(yōu)選降濾失劑等其他單劑的基礎上[16]，構建了適合水敏性泥頁巖地層的強抑制性深水水基鉆井液HIDril。HIDril重點解決大段水敏性泥頁巖地層的井壁失穩(wěn)問題，其配方為：1.0%～3.0%混合土漿+2.0%～3.0%SDJA+0.1%～0.3%CAP+0.1%～0.5%XC+0.3%～1.0%降濾失劑1+1.0%～4.0%降濾失劑2+1.0%～3.0%潤滑劑+3.0%～5.0%KCl+10.0%～25.0%NaCl+0.5%～1.0%PVP+重晶石。

鉆開儲層前，在HIDril鉆井液配方的基礎上，控制固相含量；加入6%～10%碳酸鈣作為暫堵劑，保護儲層；使用甲酸鹽進一步提高鉆井液密度，并可同時提高鉆井液抑制泥頁巖水化和天然氣水合物生成的性能。

2.2 鉆井液性能評價

2.2.1 基本性能

測試120 ℃溫度下熱滾后的HIDril在常溫和低溫下的流變性和濾失性，結果見表4。

由表4可知，鉆井液HIDril老化前后均具有良好的流變性，塑性黏度較低，動切力和φ6值相對較高，有利于井眼清洗。在低溫下，鉆井液黏度和切力有所升高，但是升幅不大。采用鉆井液在4和25 ℃時的主要流變參數(shù)的比值來表征流變性受低溫的影響。對于三開和四開井段使用的鉆井液HIDril，4和25 ℃時的塑性黏度比和動切力比分別為1.35和1.14；對于打開儲層后使用的鉆井液HIDril，4 ℃和25 ℃時的塑性黏度比和動切力比分別為1.40和1.20，表明該水基鉆井液具有良好的低溫流變性。該水基鉆井液熱滾前后的濾失量在5 mL以內，具有較好的濾失造壁性。此外，鉆井液極壓潤滑系數(shù)均小于0.1，具有較好的清潔潤滑性。

由于緬甸西海岸深水氣田儲層段可能存在少量硫化氫，測試了儲層段使用的HIDril在受到4.0%飽和H2S水溶液污染后的流變性和濾失性(見表4)。結果表明，該鉆井液受到H2S污染后流變性和濾失性變化很小，表明其具有較好的抗H2S污染能力。

2.2.2 黏土水化抑制性能

通過頁巖滾動分散試驗和膨脹試驗，評價HIDril抑制黏土水化的能力，結果見表5。

表5 頁巖滾動分散試驗及膨脹試驗結果

Table 5 The results of rolling dispersion tests and swelling tests on shale

由表5可知：3種水敏性泥頁巖巖樣在清水中的回收率都很低，表明其極易水化分散；在HIDril中，回收率大幅提高，最高可達96.33%，并可將黏土膨脹率從34.5%降至約3.2%，有效抑制黏土水化膨脹。由此可知，HIDril具有很強的抑制性，可有效抑制淺部地層及儲層水敏性泥頁巖水化。

2.2.3 天然氣水合物抑制性能

利用鉆井液的天然氣水合物抑制性評價試驗裝置，模擬緬甸西海岸深水氣田海底的低溫高壓環(huán)境，考察鉆井液HIDril抑制天然氣水合物生成的能力。結果表明，攪拌16 h后未觀測到有天然氣水合物生成，表明該鉆井液具有良好的抑制天然氣水合物生成的性能，可滿足該氣田安全鉆井的基本要求。

2.2.4 油氣層保護性能

按照石油天然氣行業(yè)標準《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》[17]，評價鉆井液HIDril保護油氣儲層的效果，結果見表6。

由表6可知，2種巖心被鉆井液HIDril損害后，滲透率恢復率分別為85.57%和91.60%，均大于85%,表明該鉆井液具有良好的保護儲層的能力。

3 緬甸西海岸深水氣田鉆井液方案設計

一開φ914.4 mm和二開φ660.4 mm井段：一開(噴射下導管)和二開井段使用海水鉆進，使用高黏膨潤土漿清掃井眼。二開鉆入水敏性泥頁巖地層后，如果井眼失穩(wěn)及卡鉆等問題比較突出，可加大清掃液用量，保證井眼清洗效果；必要時可使用強抑制性水基鉆井液HIDril鉆進。二開鉆進結束后安裝水下防噴器和隔水管，建立鉆井液循環(huán)。

三開φ444.5 mm和四開φ311.1 mm井段：三開和四開井段使用鉆井液HIDril鉆進，以保證水敏性泥頁巖地層的井壁穩(wěn)定性。鉆進過程中需監(jiān)測振動篩上的掉塊情況，并測試敏感性黏土的含量，針對性地調整鉆井液密度和SDJA、KCl和潤滑劑的加量。

五開φ215.9 mm儲層段：為了降低對儲層的傷害，同時保證儲層段水敏性泥頁巖夾層的井壁穩(wěn)定性，在鉆開儲層前放掉一部分舊漿，補充碳酸鈣和甲酸鹽膠液，將鉆井液HIDril轉換成低黏土相甲酸鹽鉆井液。在保證鉆井液抑制性和儲層保護性能的基礎上，還需要關注較高溫度下鉆井液的井眼清潔效果。

4 結 論

1) 針對緬甸西海岸深水氣田鉆井液技術難點，研制了強抑制性水基鉆井液HIDril，其配方為：1.0%～3.0%混合土漿+2.0%～3.0%SDJA+0.1%～0.3%CAP+0.1%～0.5%XC+0.3%～1.0%降濾失劑1+1.0%～4.0%降濾失劑2+1.0%～3.0%潤滑劑+3.0%～5.0%KCl+10.0%～25.0%NaCl+0.5%～1.0%PVP+重晶石。

2) 室內性能評價試驗結果表明：鉆井液HIDril具有較低的黏度、較高的動切力和φ6值，有利于井眼清洗，并且在4 ℃溫度下具有良好的流變性；可有效抑制水敏性泥頁巖水化，巖屑回收率最高可達96.33%；具有較好的抑制天然氣水合物生成的能力和儲層保護性能，可滿足緬甸西海岸深水氣田鉆井需求。

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[編輯 令文學]

Design Optimization for Water-Based Drilling Fluids in a Deepwater Gas Field on the Western Coast of Myanmar

Zhao Xin1, Qiu Zhengsong1, Gao Yonghui2, Zhang Yongjun1, Ma Yongle2, Liu Xiaodong2

(1.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Huadong),Qingdao，Shandong, 266580,China; 2.BoxingBranch,CNPCOffshoreEngineeringCo.,Ltd.,Tianjin， 300451,China)

In order to cope with the problems encountered in deepwater gas reservoir drilling on the west coast of Myanmar, such as borehole instability in water-sensitive shale formation, mud thickening at low temperature and high pressure on the seafloor, and the generation of natural gas hydrate, strong inhibitory water-based drilling fluid HIDril was optimized and designed on the basis of optimizing drilling fluid rheology at low temperature and selecting key agents including a gas hydrate inhibitor, taking polyamine inhibitors SDJA as the key agent. Indoor performance evaluation results showed that the drilling fluid of lower viscosity, higher dynamic shear andφ6 value was better for hole cleaning, and at the temperature 4 ℃, it had good rheology. The mud displayed satisfactory performances in inhibition of hydration of water sensitive mud shale and achieved the highest recovery rate of water-sensitive shale up to 96.33%. In the simulated seabed environment with low temperatures and high pressures, HIDril could effectively inhibit the formation of gas hydrate. Drilling fluid permeability recovery rate was above 85.57%, which had a good reservoir protection effect. On this basis, drilling fluid technology program was designed according to the characteristics of different well sections in the deepwater gas field at the west coast of Myanmar and the design results could provide reference cases for drilling activities in this deep water gas field.

deep water gas field; water sensitivity; shale； water-based drilling fluid; design optimization; Myanmar

2015-04-21；改回日期：2015-07-12。

趙欣(1987—)，男，山東即墨人，2009年畢業(yè)于中國石油大學(華東)石油工程專業(yè)，2015年獲中國石油大學(華東)油氣井工程專業(yè)博士學位，在站博士后，主要從事海洋深水鉆井液技術研究工作。

國家重點基礎研究發(fā)展計劃(“973”計劃)項目“深水油氣井完井與測試優(yōu)化方法”(編號：2015CB251205)、中國石油集團科技專項“(緬甸)深水鉆井工程設計技術研究”(編號：2013D-4507)聯(lián)合資助。

?“973”深水鉆井專題?

10.11911/syztjs.201504003

TE254

A

1001-0890(2015)04-0013-06

聯(lián)系方式：(0532)86981847，upczhaoxin@126.com。