高溫高壓高含硫化氫氣田儲層鉆開液研究和應(yīng)用

苗海龍.

(長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100 )

高溫高壓高含硫化氫氣田儲層鉆開液研究和應(yīng)用

苗海龍.

(長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100 )

為了滿足印尼BD高溫、高壓、高含硫化氫“三高”氣田水平井鉆井開發(fā)的需要，采用有機(jī)鹽和可酸溶固相材料加重，研制無膨潤土和重晶石的抗溫弱凝膠水基鉆開液體系HTFLOW。研制的鉆開液體系使用甲酸鉀加重至1.50 g/cm3，然后用錳礦粉(Mn3O4)補(bǔ)充加重，體系的最高密度能夠達(dá)到2.2 g/cm3；該體系具有良好的抗溫性能，體系抗溫大于160℃；固相及濾餅可酸溶，對儲層傷害小，滲透率恢復(fù)值高于90%。在BD氣田4口井的成功應(yīng)用，滿足了作業(yè)和配產(chǎn)要求。研究結(jié)果表明，高溫、高壓、高含硫化氫氣田儲層鉆開液技術(shù)可行，為BD氣田及同類氣田提供了開發(fā)的實用技術(shù)依據(jù)。

高溫高壓；高含硫化氫；鉆開液；微錳粉

儲層鉆開液通常使用可溶性鹽調(diào)節(jié)密度，使用可降解生物聚合物調(diào)節(jié)流變和濾失性能，不含重晶石和膨潤土，但為了預(yù)防漏失和彌補(bǔ)鹽水密度不足，也常常加入可酸溶性固相。在正常溫度條件下，鉆開液的性能通過抗鹽聚合物就可以維護(hù)，但溫度超過120℃后，在高密度鹽水中常規(guī)的生物聚合物很難再發(fā)揮作用，調(diào)節(jié)鉆開液性能變得異常困難。另外，當(dāng)需要使用的密度超過1.80 g/cm3時，通常用來配制鉆井鹽水的鹽只有溴鹽和甲酸銫，而甲酸銫的價格過高[1]，溴鹽的腐蝕性問題難以解決，應(yīng)用都受到限制。所以如何通過經(jīng)濟(jì)可行的方式加重到1.80 g/cm3以上是體系構(gòu)建的難點(diǎn)。

通過調(diào)研，國內(nèi)未見到滿足相似儲層條件和鉆井要求鉆開液研究的文獻(xiàn)，而國外也只有很少研究和案例。20世紀(jì)90年代，Svendsen[2]用加入微錳粉(Mn3O4)的甲酸鉀鹽水鉆進(jìn)Gultakes儲層。微錳粉與傳統(tǒng)的重晶石和鐵礦粉相比，是一種酸溶性儲層友好的加重材料，顆粒呈球形，紅棕色，平均粒徑1 μm，密度4.8 g/cm3。微錳粉加重的鉆井液能夠獲得較低的塑性黏度和在低流變下懸浮固相的能力，能夠減少沉降，有效降低循環(huán)當(dāng)量密度(ECD)，同時減少儲層傷害。Gultakes儲層滲透率高、安全密度窗口窄，而甲酸鉀可以抑制黏土水化，降低ECD，減少加重劑用量。以加入少量微錳粉的甲酸鉀鹽水配制的鉆井液和完井液含有極低的固相，可以通過預(yù)充填篩網(wǎng)。Oakley[3]設(shè)計了密度為2.3 g/cm3的高溫高壓儲層鉆開液，體系以鐵礦粉和微錳粉復(fù)配作為加重劑，加入有機(jī)胺提高淀粉的熱穩(wěn)定性，從而改善體系的流變性。Franks和Marshall[4]報道了微錳粉加重油基鉆開液在殼牌North Cormorant油田油管旋轉(zhuǎn)鉆井(TTRD)中的應(yīng)用。由于油管鉆井環(huán)空較小，常規(guī)的重晶石等加重材料會造成較高的ECD，而降低塑性黏度又會引起重晶石沉降，微錳粉加重的油基鉆開液解決了這一問題。沙特阿美石油公司[5]針對Unayzah-B氣藏開發(fā)了KCl/Mn3O4鉆開液(密度為1.52 g/cm3)。室內(nèi)研究表明，微錳粉鉆開液比常規(guī)鉆開液(KCl/CaCO3/重晶石鉆開液和甲酸鉀鉆開液)具有更好的熱穩(wěn)定性，相比單獨(dú)使用微錳粉，碳酸鈣與微錳粉復(fù)配使用能夠改善濾餅質(zhì)量，減少濾失。同樣針對Unayzah-A和B氣藏[6]，哈里伯頓公司設(shè)計了密度為1.82 g/cm3的甲酸鉀鹽水/微錳粉鉆開液，完成了一口評價氣井的鉆探，鉆井過程中沒有發(fā)生任何復(fù)雜情況。在科威特的Jurassic地層成功地用甲酸鉀復(fù)配微錳礦的水基鉆開液替換原來的油基鉆井液[7-8]，水基鉆開液首先使用甲酸鉀配置密度到1.50 g/cm3，然后用微錳礦加重到2.14 g/cm3，體系滿足了大斜度井的鉆井需要，也提高了單井產(chǎn)量，避免了重晶石對儲層的傷害。

對于BD氣田高含硫化氫的儲層，鉆開液還需要具有很好的抗酸性氣體污染的能力。為了滿足BD氣田水平井鉆井的需要，應(yīng)開發(fā)一套滿足高溫160℃條件下，密度超過1.96 g/cm3，且具有良好抗酸性氣體污染和儲層保護(hù)效果的儲層鉆開液。

1 體系構(gòu)建思路

綜合資料調(diào)研，選擇使用微錳粉和甲酸鉀鹽水為配制BD氣田鉆開液的構(gòu)建基礎(chǔ)。甲酸鉀鹽水首先可提高基液密度，考慮到安全余量的前提下，甲酸鉀鹽水密度能夠達(dá)到1.50～1.55 g/cm3，在此基礎(chǔ)上采用加入微錳粉彌補(bǔ)密度的不足；其次，高密度甲酸鉀鹽水中富含K+離子，能夠有效抑制黏土水化膨脹，這對于保持鉆開液的強(qiáng)抑制性具有重要作用；再次，甲酸鉀對黃原膠、淀粉等聚合物的熱穩(wěn)定性溫度都有較高程度的提升(熱穩(wěn)定溫度是指與低溫下聚合物黏度相比，在高溫下甲酸鉀鹽水老化16 h后，其表觀黏度永久喪失50%時的溫度)。試驗表明，黃原膠在1.59 g/cm3的甲酸鉀溶液的熱穩(wěn)定溫度達(dá)到200℃左右，而在淡水中這個溫度僅僅為118℃[9]。因此，在高密度甲酸鉀鹽水中，可以提高聚合物的使用溫度，這對維持鉆開液高溫時的性能具有重要意義；高濃度的甲酸鉀鹽水的液相黏度很高，有利于阻止濾液侵入儲層，減少濾液對儲層的傷害[10]。綜上所述，HTFLOW的基液選擇采用1.50 g/cm3的甲酸鉀鹽水。

通過對比碳酸鈣、鐵礦粉、錳礦粉和鈦鐵礦等可酸溶加重劑對鉆開液整體性能的影響，最終選擇錳礦粉作為可酸溶加重劑，可以將HTFLOW的使用密度提高到2.2 g/cm3。最后在基液中優(yōu)選抗鹽抗高溫的天然聚合物，滿足作為鉆開液使用的其他性能要求。

2 體系評價

經(jīng)過關(guān)鍵處理劑優(yōu)選和配方優(yōu)化試驗，確定了HTFLOW體系的基本配方：密度1.50 g/cm3甲酸鉀鹽水+0.2%NaOH+0.4%BUF(pH緩沖劑)+0.4%PAC(聚陰離子纖維素)+0.25%VIS HT(抗溫提黏劑)+2%FLO HT(抗溫淀粉)+6%CARB(超細(xì)碳酸鈣)+微錳粉加重至1.84 g/cm3。

2.1 抗溫性能評價

首先對HTFLOW鉆開液在高溫狀態(tài)下的基本性能進(jìn)行評價，試驗對比了該體系在130～160℃條件下老化后的流變性能和濾失性能。

圖1 鉆井液性能隨溫度變化趨勢Fig.1 The variation tendency of drilling fluid properties with temperature

從圖1可知，隨著老化溫度的升高，鉆井液除屈服值外各項性能變化不大，屈服值在160 ℃時大于4 Pa，也能滿足作業(yè)需要。這說明在160 ℃以內(nèi)HTFLOW體系具有良好的抗溫能力。

2.2 封堵性能評價

封堵性能評價則是通過滲透封堵試驗(PPT)完成的。圖2顯示了加入6% 碳酸鈣(CARB)前后HTFLOW體系PPT試驗濾失趨勢，通過加入CARB使體系的PPT濾失量由31 mL降低到5 mL，并且在30 min后，濾失增量趨于0，說明已經(jīng)形成了致密的封堵層，其封堵性能顯著增強(qiáng)。

2.3 酸溶性試驗

錳礦粉的主要成分是四氧化三錳，其溶解性是儲層保護(hù)效果的關(guān)鍵，不僅要“堵得住”也要“解得開”。經(jīng)過室內(nèi)研究，鹽酸不適合作為酸溶的酸液。因此篩選了一種有機(jī)酸螯合劑，通過酸化與螯合的作用機(jī)理，使得四氧化三錳在其介質(zhì)中溶解好，且濾液澄清透亮。

圖2 CARB對體系封堵性能影響趨勢曲線Fig.2 The variation tendency of CARB dosage with plugging property

圖3為HTFLOW濾餅在有機(jī)酸溶液中剛放入、浸泡30 min后及酸液靜置4 h的狀態(tài)圖。從圖

圖3 濾餅在酸溶液中反應(yīng)狀況圖Fig.3 The status of filter cake in acid solution

中可以看出浸泡30 min后HTFLOW鉆開液的濾餅基本完全溶解，而剩余在酸液中的殘渣也非常少，這說明HTFLOW在優(yōu)選的有機(jī)酸溶液中具有良好的溶解性。

2.4 返排壓力試驗

在需要裸眼完井的井的作業(yè)過程中，鉆開液常常作為鉆井液和完井液使用，完井結(jié)束后為快速恢復(fù)產(chǎn)量，可以通過自然返排或者酸洗解除鉆開液的濾餅。圖4為該體系的返排壓力曲線，圖5則為酸洗后的返排壓力曲線。

圖4和圖5的最高返排壓力分別為33 Pa和1.22 Pa，都低于國際認(rèn)可的48 Pa(7 psi)的良好返排值，說明HTFLOW體系容易返排，酸溶后基本沒有阻力。

圖4 HTFLOW體系直接返排壓力曲線Fig.4 The pressure curve of HTFLOW system flowback straightly

圖5 HTFLOW體系酸溶后返排壓力曲線Fig.5 The pressure curve of HTFLOW system flowback after treatment with acid

2.5 儲層保護(hù)試驗

通過測量HTFLOW直接返排和酸溶后返排情況的滲透率恢復(fù)值評價體系的儲層傷害程度，由表1中的數(shù)據(jù)可以看出，直接返排和酸溶后返排都具有較好的儲層保護(hù)效果，其滲透率恢復(fù)值分別為97%和100.1%。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

BD氣田一共完成了4口井的鉆井作業(yè)，其中1口直井，3口水平井。4口井的?270.6 mm井段均使用了HTFLOW鉆開液體系，并且實現(xiàn)了鉆開液的重復(fù)利用和鉆井液完井液一體化。表2為作業(yè)過程中不同時期HTFLOW體系鉆開液的性能統(tǒng)計，可以看出HTFLOW在作業(yè)過程中性能穩(wěn)定。

此外從作業(yè)中還體現(xiàn)出了HTFLOW體系的以下優(yōu)點(diǎn)：

(1)優(yōu)異的沉降穩(wěn)定性和良好的返排特性。HTFLOW鉆開液在第一口直井中使用后，靜置在船艙中(無攪拌器)長達(dá)2個月，等待其他3口水平井?270.6 mm井段作業(yè)，再次輸?shù)狡脚_后測量各項性能基本無變化，船艙內(nèi)儲存罐也沒有加重材料沉淀。另外，全部作業(yè)完成后，第一口井井內(nèi)的HTFLOW鉆開液已經(jīng)在井下高溫狀態(tài)下放置7個月，投產(chǎn)返排壓力僅為2 MPa，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于原探井測試(為連續(xù)作業(yè))的返排壓力5 MPa，并且井下基本無沉淀，各井下工具活動自如。

表1 HTFLOW體系滲透率恢復(fù)值試驗Table 1 HTFLOW system permeability return test

表2 不同時期HTFLOW體系鉆開液的性能Table 2 HTFLOW system properties of BD gas field drilling

(2)良好的儲層保護(hù)效果，從4口井投產(chǎn)后的產(chǎn)量看，各井均滿足了配產(chǎn)的要求。

(3)體系維護(hù)簡單，性能穩(wěn)定，可重復(fù)利用，長時間靜置后仍保持較好流動性，可直接用作裸眼完井工作液。

(4)體系具有較高的pH值，緩沖能力強(qiáng)，能很好地抗酸性氣體污染。

4 結(jié)論

(1)研制的HTFLOW體系具有良好的熱穩(wěn)定性、觸變性和封堵性，具有優(yōu)異的沉降穩(wěn)定性和儲層保護(hù)性能。

(2)HTFLOW體系可以兼顧鉆井液和完井液使用，適用于裸眼完井的生產(chǎn)井使用。

(3)現(xiàn)場應(yīng)用證明，HTFLOW體系滿足了BD氣田鉆井作業(yè)的需要，體現(xiàn)了良好的穩(wěn)定性和儲層保護(hù)效果。

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StudyandApplicationofDrill-inFluidinHighTemperature,HighPressureandHighH2SContentGasField

Miao Hailong

(SchoolofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China)

BD gas field is high temperature and high pressure gas field in Indonesia, and there is high H2S content and CO2content in this field. In order to meet needs of drilling horizontal wells in “three highs” gas field, HTFLOW system has been developed. HTFLOW system is a temperature-resisting weak gel water-based drill-in system without bentonite and barite. HTFLOW system use potassium formate to increase system’s density to 1.50 g/cm3, then use micro manganese powder (Mn3O4) continue to increase system’s density to 2.20g/cm3. The system has good temperature resistance, resistance temperature greater than 160 ℃. Solid phase and the filter cake can be dissolved by acid, reservoir damage is small, permeability recovery value is higher than 90%. HTFLOW was used successfully in 4 wells of BD gas field, and meet the requirement of drilling and product. The research results showed that technical solution using HTFLOW system to drill high temperature and high pressure gas reservoir with high H2S and CO2content is feasible, and provide a practical technical basis for drilling the BD gas field and similar gas fields.

high temperature-high pressure; high H2S content; drill-in fluid; micro-manganese mineral powder

TE375

B

中國海洋石油總公司基金項目“海外BD高溫高壓高含硫氣田水平井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)研究”(YXKY-2015-ZY-15)資助。

苗海龍(1977—)，男，高級工程師，長江大學(xué)在讀工程碩士研究生，2000年畢業(yè)于天津大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，現(xiàn)從事海上鉆井液和完井液研究及技術(shù)支持工作。郵箱：miaohl2@cosl.com.cn.