大慶油田深層致密氣抗高溫防塌水平井水基鉆井液技術(shù)

鄒大鵬，蓋大眾

（大慶鉆探鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶163413）

大慶油田深層天然氣的開發(fā)是“以氣補(bǔ)油”，是確保油田穩(wěn)產(chǎn)的重要手段之一，部署的深層天然氣水平井，更助力了深層天然氣的高效開發(fā)，達(dá)到日產(chǎn)天然氣200×104m3以上，近年來，深層天然氣井由于井壁坍塌而引發(fā)的井漏、卡鉆等問題十分普遍，且以往使用的鉆井液廢棄物對環(huán)境污染較大，已鉆21口井，其中油基鉆井液15口，聚磺混油水基鉆井液6口，發(fā)生井壁掉塊、井塌側(cè)鉆和井漏共16井次，復(fù)雜率達(dá)76%。據(jù)了解，國內(nèi)深井普遍采用的聚磺混油水平井水基鉆井液體系，施工后期鉆井液“高粘高切”，流變性控制難度大[1]，封堵效果差，礦物油及其潤滑劑環(huán)保性差，油基鉆井液環(huán)保性更差。因此，本文通過優(yōu)選聚酯封堵劑和脂肪酸合成脂潤滑劑，形成抗高溫防塌水平井水基鉆井液體系，實(shí)現(xiàn)了“低粘高切”，井底激動(dòng)壓力有效降低，泥餅質(zhì)量得到改進(jìn)，封堵效果突出，潤滑環(huán)保的特點(diǎn)，完成3口井，無井壁垮塌、卡鉆和井漏事故發(fā)生，取得了較好的施工效果。

1 地質(zhì)和工程難點(diǎn)

1.1 地質(zhì)難點(diǎn)

大慶深層水平井三開鉆遇層位為泉頭組、登婁庫組、營城組，泉頭組巖性為暗紫、灰綠色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖夾灰、紫灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖。登婁庫組巖性以灰綠、暗紫色泥巖為主、夾灰色細(xì)砂巖、粉砂質(zhì)泥巖，泥巖蒙脫石含量高。產(chǎn)層營城組全巖分析孔隙度平均9.42%，水平滲透率平均0.185mD，垂向滲透率平均0.155mD，屬于中低孔、低滲儲(chǔ)層，存在流紋巖、火山角礫巖、砂礫巖互層，含煤層，巖性局部過渡帶的地層膠結(jié)能力差，構(gòu)造縫酸性火山巖裂縫，較發(fā)育以高角度縫最多。

1.2 工程難點(diǎn)

大慶深層天然氣水平井典型井身結(jié)構(gòu)為一開?444.5mm鉆頭開鉆，井深300m；二開?311mm鉆頭鉆至2200m；三開?215.9mm鉆頭開鉆，3000m處開始造斜，著陸點(diǎn)3700m，水平段長1000～1500m，完鉆井深4500～5000m，地溫梯度平均為4.02℃/100m，預(yù)測井底溫度達(dá)到150℃以上，地層硬度較高，機(jī)械鉆速慢，鉆井周期在180d以上，聚磺混油水基鉆井液在井下高溫條件長時(shí)間作用下，受粘土高溫分散和處理劑高溫增稠的作用[2]，鉆井液粘度控制難度大，造成井下激動(dòng)壓力大，由于水平段井壁穩(wěn)定性差、裂縫橫縱交錯(cuò)，極易發(fā)生井漏和卡鉆，深層水平井水平段施工較長，為克服井下鉆具大摩阻和高扭矩，對鉆井液潤滑性能要求高。

2 抗高溫防塌水平井水基鉆井液室內(nèi)研究

2.1 處理劑作用機(jī)理

抗高溫防塌水平井水基鉆井液主要封堵劑和流型調(diào)節(jié)劑為聚酯封堵劑，聚酯封堵劑是由多元聚合物在高溫高壓下聚合而成，微觀形態(tài)為聚合物膠粒，其抗溫能力高達(dá)180℃，在鉆井液中顯著改善鉆井液的切力，使鉆井液具有低粘高切特性，降低粘土的高溫分散作用，聚酯封堵劑的極性基團(tuán)能夠在井壁形成吸附作用，其配合泥餅改善劑，更有利在井壁形成強(qiáng)韌的內(nèi)泥餅，對裂縫性地層具有較好的封堵作用[3]。深井一般使用抗高溫性較好的礦物油類材料作為潤滑劑，因其產(chǎn)生的廢棄物環(huán)保性差，逐漸被禁止使用，而環(huán)保性較好的植物油類潤滑材料，抗溫能力又差，不適應(yīng)在深井使用，本文研選適宜的不飽脂肪酸通過加氫作用，得到飽和脂肪酸，在高溫和催化劑作用下與醇類聚合，得到脂肪酸合成脂，研發(fā)出無毒環(huán)保的抗高溫潤滑劑。

2.2 室內(nèi)評價(jià)實(shí)驗(yàn)

2.2.1 聚酯封堵劑降濾失評價(jià)實(shí)驗(yàn)

取400mL水化好的膨潤土漿，將聚酯封堵劑按一定比例的加量，分別加入到基漿中，8000r/min高攪20min，充分?jǐn)嚢杈鶆?，測得常溫和高溫?zé)釢L后的流變性、API濾失量和高溫高壓濾失量實(shí)驗(yàn)，熱滾溫度為180℃，時(shí)間為24h，高溫高壓濾失量測試條件為，壓差3.5MPa，溫度150℃，基漿配方：3%土粉+5%純堿（土粉量）+0.02%KOH，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表1。

由表1可以看出，聚酯封堵劑高溫老化后性能穩(wěn)定，不起泡，能夠顯著提高鉆井液的動(dòng)切力和動(dòng)塑比，鉆井液封堵降濾失效果改善提升。

表1 抗高溫流變性及封堵降濾失實(shí)驗(yàn)

2.2.2 脂肪酸合成酯評價(jià)實(shí)驗(yàn)

取400mL水化好的膨潤土漿，將脂肪酸合成酯按一定比例的加量，分別加入到基漿中，8000r/min高速攪拌均勻，觀察起泡及分層情況，測試常溫和高溫?zé)釢L 后的流變性、極壓潤滑性能，熱滾溫度為180℃，時(shí)間為24h，基漿配方：3%土粉+5%純堿（土粉量）+0.02%KOH，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2。

由表2可以看出，脂肪酸合成酯對基漿流變性能幾乎無影響，無異味，老化后性能穩(wěn)定，3%加量極壓潤滑系數(shù)降低率達(dá)到了80%，能夠有效降低摩阻和扭矩。

表2 抗高溫極壓潤滑和泥餅粘附系數(shù)實(shí)驗(yàn)

2.2.3 鉆井液體系評價(jià)實(shí)驗(yàn)

通過單劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)、配伍性實(shí)驗(yàn)和正交評價(jià)實(shí)驗(yàn)，確定抗高溫深層水平井鉆井液體系配方為：3%土漿+0.5%～1%包被劑（KPAM）+2%～3%多元醇抑制劑（JY-2）+2%～3%磺化褐煤樹脂（SPNH)+1%～3%聚酯物封堵劑（DYFD-200)+1%～2%泥餅改善劑（NBG-2）+1%～2%超細(xì)碳酸鈣+2%～4%脂肪酸合成酯（SN-2）。

（1）鉆井液抑制性評價(jià)。取徐深區(qū)塊登婁庫組巖塊，采用巖屑滾動(dòng)回收率及膨脹量實(shí)驗(yàn)方法，考察其滾動(dòng)回收率及膨脹量性，見表3，并進(jìn)行重復(fù)測試，從而判斷其抑制性變化，實(shí)驗(yàn)條件為120℃老化16h。

表3 巖屑滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)

由表3可以看出，該體系配方泥巖回收率達(dá)到90%以上，能夠有效抑制登婁庫組泥巖分散和達(dá)到井壁穩(wěn)定效果。

（2）鉆井液綜合性能評價(jià)。分別測試鉆井液在常溫下，經(jīng)過24h的150℃、180℃老化后的鉆井液性能測試，并觀察有無起泡、分層和異味情況，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表4。

由表4數(shù)據(jù)可知，隨著老化溫度的變化，鉆井液體系性能穩(wěn)定，流變性控制較好，濾失劑較低，極壓潤滑性優(yōu)異，老化前后鉆井液無分層、無起泡、無異味，達(dá)到抗高溫180℃。

表4 配方鉆井液抗溫性及潤滑性綜合評價(jià)數(shù)據(jù)表

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 配漿

按配方加量采取地面循環(huán)方式配制鉆井液，循環(huán)均勻后測得性能為：密度1.15g/cm3，粘度45s，API失水3.2mL，塑性粘度17mPa·s，動(dòng)切力5Pa，初切2Pa，終切4Pa，pH值10，性能符合開鉆要求。配漿時(shí)注意必須將包被劑、抑制劑按配方上限加足，其他藥品按照下限加入。

3.2 直井段

直井段泉頭組泥巖造漿性強(qiáng)，進(jìn)尺較快，易水化膨脹縮徑，為防鉆頭泥包，每鉆進(jìn)100m補(bǔ)充0.1t的KPAM和0.4t的JY-2，關(guān)注加入后振動(dòng)篩返砂情況，鉆進(jìn)過程中以膠液的形式補(bǔ)充SPNH、DYFD-200和NBG-2，提高鉆井液的濾餅質(zhì)量和防塌能力，注意開鉆即堅(jiān)持每日使用高速離心機(jī)，及時(shí)清除劣質(zhì)固相，控制MBT小于50g/L，LGS小于6%。

3.3 造斜段

造斜段登婁庫組泥巖硬脆性強(qiáng)，易發(fā)生井壁剝落，鉆井液密度提高到1.20g/cm3，API濾失量控制在3mL以內(nèi)，保持該井段井壁穩(wěn)定，井斜角大于20°，一次補(bǔ)充5t SN-2，鉆進(jìn)中按比例使用KPAM和JY-2，保持鉆井液足夠的抑制性，控制泥巖分散造漿，保持巖屑成型度，使用KOH水溶液保持pH值為9～10.5，井斜角大于40°時(shí)，保持DYFD-200濃度不低于2%，動(dòng)塑比提高到0.4以上，動(dòng)切力不低于10Pa，保持鉆井液良好潤滑性，整個(gè)造斜段鉆具提放摩阻不超過40kN，振動(dòng)篩返砂效果好。

3.4 水平段

水平段為營城組火山巖致密氣層，易發(fā)生井壁剝落、井漏，該井段保持鉆井液低粘高切特性，及時(shí)補(bǔ)充DYFD-200，保證巖屑及時(shí)充分返出，進(jìn)入水平段加入2%超細(xì)碳酸鈣和2%NBG-2，改善泥餅質(zhì)量和提高鉆井液封堵防漏能力，控制鉆井液API濾失量小于2mL，HTHP濾失量小于10mL，每鉆進(jìn)100m補(bǔ)充2t脂肪酸合成酯，改善鉆井液潤滑能力，使水平段鉆壓保持50～70kN，扭矩10～20kN·m，無托壓現(xiàn)象，保持鉆井液密度1.20～1.25g/cm3，漏斗粘度60～70s，使用離心機(jī)降低低密度固相含量，嚴(yán)格執(zhí)行沖劃措施和短起下，起下鉆通暢。

3.5 應(yīng)用效果

以徐深6-平1井為例，施工周期166d，同比以往使用聚磺鉆井液體系平均縮短30d，實(shí)測井底溫度160℃，鉆井液性能穩(wěn)定，見表5，全井鉆井施工順利，無任何復(fù)雜發(fā)生，完井7次起下鉆均正常，下套管一次順利到底，沒有發(fā)生任何阻卡現(xiàn)象。

表5 徐深6-平1井鉆井液性能

4 結(jié)論

（1）優(yōu)選出的聚酯封堵劑顯著改善了鉆井液的抗高溫流變性能，抗高溫降濾失效果顯著，與泥餅改善劑協(xié)同作用，有效封堵了地層微裂縫，起到了對深層火山巖裂縫地層的封堵防塌的作用。

（2）自主合成脂肪酸合成酯作為抗高溫潤滑劑，成功替代了礦物油類潤滑材料，解決鉆井液混油和油基鉆井液所帶來的污染問題，達(dá)到了抗高溫潤滑減阻的效果。

（3）該體系具有低粘高切特性，優(yōu)化造斜段、水平段流變參數(shù)，確保了鉆井液的高溫懸浮和攜巖能力，具有較低的環(huán)空壓耗，保持了井底壓力穩(wěn)定。

（4）該體系性能穩(wěn)定，易于維護(hù)，抗高溫能力強(qiáng)，安全環(huán)保，有效解決了井漏、井塌的問題，已應(yīng)用3口井，鉆完井施工順利，成功替代了油基鉆井液。

參考文獻(xiàn)：

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