東?？垢邷匦滦偷妥杂伤@井液體系研究及應(yīng)用

蔡 斌，張海山，李艷飛，袁則名，和鵬飛

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油監(jiān)督中心/工程技術(shù)公司/海油發(fā)展，天津 300452）

東海地區(qū)油氣資源埋藏深，主力氣層位于3 500 m以下，且發(fā)現(xiàn)的油氣儲(chǔ)層大多屬于典型的低滲-特低滲儲(chǔ)層。近年來，隨著鉆井深度的不斷加大，井底溫度越來越高，超過了180℃；同時(shí)，上部地層砂泥巖互層、煤層發(fā)育，井壁易垮塌。針對(duì)以上地質(zhì)特征，從低滲-特低滲儲(chǔ)層保護(hù)、抗高溫和穩(wěn)定井壁入手，構(gòu)建了抗高溫新型低自由水鉆井液體系，并在該地區(qū)多口探井中應(yīng)用，取得了良好的效果。

1 抗高溫新型低自由水鉆井液體系的構(gòu)建

1.1 低滲儲(chǔ)層保護(hù)機(jī)理

低滲-特低滲儲(chǔ)層由于具有孔隙吼道小、滲透率低、敏感性礦物含量高、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，易因鉆井液的入侵而造成水敏、水鎖等損害[1-5]。因此，從研究鉆井液體系自身水的狀態(tài)出發(fā)，研制了自由水絡(luò)合劑，將鉆井液中的自由水轉(zhuǎn)化成束縛水，降低鉆井液濾液侵入，保護(hù)低孔滲儲(chǔ)層。

自由水絡(luò)合劑是一種適度交聯(lián)的聚電解質(zhì)，由于滲透壓作用，可以使鉆井液中的自由水滲入絡(luò)合劑分子網(wǎng)絡(luò)中，且絡(luò)合劑有較強(qiáng)的水合能力；另一方面絡(luò)合劑分子網(wǎng)絡(luò)不能無限擴(kuò)大，最終達(dá)到平衡。以自由水絡(luò)合劑為主劑構(gòu)建的低自由水鉆井液體系與常規(guī)水基鉆井液相比，鉆井液中的自由水含量降低了約30%[6]。同時(shí)自由水絡(luò)合劑分子結(jié)構(gòu)中含有親水基團(tuán)和疏水基團(tuán)，互相纏繞，在井壁和巖石表面形成分子束，能封堵巖石表面較大范圍的孔喉，在井壁巖石表面形成致密的低滲透封堵膜，有效封堵不同滲透性地層和微裂縫的泥頁(yè)巖地層。

1.2 抗高溫機(jī)理

高溫易導(dǎo)致水基鉆井液中的黏土分散、鈍化及鉆井液處理劑失效，使鉆井液性能惡化，容易造成井塌、卡鉆等問題[7]。研制的高溫護(hù)膠劑能有效地吸附于黏土表面，在高溫下使黏土顆粒有足夠的水化膜厚度和電位，可以保證鉆井液中黏土粒子膠體穩(wěn)定性，使鉆井液在高溫下保持性能穩(wěn)定。

高溫護(hù)膠劑分子中包括吸附基團(tuán)、水化基團(tuán)和選擇性基團(tuán)。

（1）吸附基團(tuán)：在黏土顆粒上吸附（包括化學(xué)吸附和物理吸附），吸附基團(tuán)主要有非離子基團(tuán)和陽(yáng)離子基團(tuán)。非離子基團(tuán)包括：①酰胺基：吸附能力強(qiáng)，熱穩(wěn)定性差，易水解，抗鹽性強(qiáng)；②羥基：耐水解，吸附能力相對(duì)于酰胺基弱，耐溫抗鹽能力強(qiáng)。陽(yáng)離子基團(tuán)包括：①主鏈銨基：受位阻影響吸附能力弱；②側(cè)鏈銨基：吸附能力強(qiáng)。

（2）水化基團(tuán)：起水化作用，有利于分子在體系中分散，水化基團(tuán)對(duì)鹽的敏感性將會(huì)影響聚合物的耐鹽性。水化基團(tuán)包括：①磺酸基：水化特性較強(qiáng)，鹽不敏感，特別是在高溫條件下的抗鈣、鎂污染能力；②羧基：水化能力強(qiáng)，不足是在高價(jià)離子存在下易去水化，甚至產(chǎn)生沉淀，在高溫情況下抗鹽，特別是抗高價(jià)金屬離子的能力差。

（3）選擇性基團(tuán)：為達(dá)到某種目的而引入的一些具有選擇性作用的基團(tuán)，選擇性基團(tuán)只有在一定的條件下才能起作用，屬于“潛在”官能團(tuán)。選擇性基團(tuán)的引入可以使處理劑的穩(wěn)定性進(jìn)一步得到改善。高溫護(hù)膠劑在高溫下能保護(hù)黏土粒子的粒徑分布，抑制巖屑顆粒的分散，保持鉆井液在高溫下的性能穩(wěn)定。

1.3 穩(wěn)定井壁機(jī)理

東海地區(qū)上部井段砂泥巖互層較多，泥巖易水化分散；各井段煤層發(fā)育，存在硬質(zhì)泥巖，易坍塌掉塊，造成井壁失穩(wěn)[8]。針對(duì)這一情況，通過研究，研制出深部抑制劑、溫壓成膜劑、膠束封堵劑和微納米固壁劑，能有效封堵煤層和砂泥巖互層，抑制黏土水化分散，穩(wěn)定井壁。

1.3.1 深部抑制劑 深部抑制劑是一類高分子硅氟表面活性劑，其主鏈由硅氧（-Si-O-Si-）構(gòu)成，含氟基團(tuán)和其他有機(jī)基團(tuán)均為大分子的側(cè)基。分子中的Si-OH鍵容易與黏土上的Si-OH鍵縮聚成Si-O-Si鍵，形成牢固的化學(xué)吸附，在黏土表面上形成一層甲基朝外的CH3-Si吸附層，使黏土表面產(chǎn)生潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)，阻止和減緩黏土表面的水化作用，也降低了鉆井液中黏土顆粒間的相互作用力，削弱了網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，因此深部抑制劑可有效的降低黏土顆粒間的作用力和摩擦力，也具有較好的鉆井液稀釋能力和提高鉆井液潤(rùn)滑性。

1.3.2 溫壓成膜劑 溫壓成膜劑是一種可自由流動(dòng)的聚合物白色粉末，很容易乳化分散于水中，形成穩(wěn)定的乳液，在水中溫壓成膜劑的粒徑分布在0.12 μm～60 μm，并且20 μm及以下的占大多數(shù)。溫壓成膜劑粒子呈現(xiàn)一種特殊的核殼結(jié)構(gòu)，內(nèi)層黑色為其核內(nèi)，外層淺色則為殼層，它們之間有較為明顯的分界線。

溫壓成膜劑的成膜過程分以下四個(gè)階段：①初始乳液：顆粒以布朗運(yùn)動(dòng)的形式自由移動(dòng)；②第一階段：隨著壓差作用，顆粒的移動(dòng)自然受到了越來越多的限制，水與顆粒的界面張力促使它們逐漸排列在一起；③第二階段：顆粒開始相互接觸時(shí)，網(wǎng)絡(luò)狀的水分通過毛細(xì)管濾失，施加于顆粒表面的壓差引起膠束球體粒子的變形使它們?nèi)酆显谝黄?，填充在孔隙中，膜大致形成；④第三階段：最后階段是膠束分子的擴(kuò)散（有時(shí)稱為自黏性）形成真正的連續(xù)膜。從而改善鉆井液與巖石顆粒間的黏結(jié)性能，提高井壁穩(wěn)定性。

1.3.3 膠束封堵劑和微納米固壁劑 膠束封堵劑是一種納米級(jí)表面活性劑。在溶液內(nèi)部，親水的極性基團(tuán)向著水，疏水的碳?xì)滏I聚集在一起形成疏水內(nèi)核的有序組合體。膠束的形狀可呈球狀、層狀、棒狀，其尺寸大小在1 nm～100 nm。微納米固壁劑為憎水性的微納米乳液，乳液的顆粒尺寸100 nm～1 000 nm。

通過分析，東海地區(qū)泥頁(yè)巖孔喉半徑分布在4 nm～160 nm，90%分布在100 nm以下。膠束封堵劑和微納米固壁劑配合使用，可以封堵泥頁(yè)巖的微米級(jí)孔縫，其作用機(jī)理為覆蓋成膜憎水原理：當(dāng)其覆蓋在井壁巖石上面后，在壓力作用下可變形粒子緊密堆積形成一層憎水膜，阻止水對(duì)巖石的接觸，從而防止泥頁(yè)巖的水化，并加固井壁，阻止鉆井液沖蝕井壁。

2 抗高溫新型低自由水鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

形成的抗高溫新型低自由水鉆井液體系配方為：

3%海水土漿+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%自由水絡(luò)合劑PF-HXY-3+2.0%高溫護(hù)膠劑+2.0%SMP-2+2%TEMP+2%PF-TEX+3%固壁劑+2%膠束封堵劑+5%KCl+2%潤(rùn)滑劑PF-LUBE+1%抑制劑。

2.1 基本性能

抗高溫新型低自由水鉆井液基本性能（見表1）。由表1數(shù)據(jù)可知，該體系具有良好的流變性和失水造壁性，在180℃條件下，高溫高壓濾失量為13.4 mL。

2.2 抗高溫性能

室內(nèi)針對(duì)抗高溫新型低自由水鉆井液的抗溫性能做了評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表2）。由表2數(shù)據(jù)可知，在200℃條件下通過補(bǔ)充高溫護(hù)膠劑和降濾失劑能保持體系性能穩(wěn)定，因此，該體系能抗200℃高溫。

2.3 抗巖屑污染能力

室內(nèi)對(duì)抗高溫新型低自由水鉆井液的抗巖屑污染能力進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果（見表3）。

由表3數(shù)據(jù)可知該體系受到鉆屑污染為5%、10%、15%、20% 條件下性能穩(wěn)定，具有良好的抗污染能力。

2.4 抑制性能

表1 抗高溫新型低自由水鉆井液基本性能

表2 抗高溫新型低自由水鉆井液抗溫性能

表3 鉆井液抗鉆屑污染能力評(píng)價(jià)

體系的抑制性能以鉆屑的熱滾回收率大小來衡量。具體實(shí)驗(yàn)方法：取30 g鉆屑加入到350 mL鉆井液中，在180℃下老化16 h后過40目篩，篩余在105℃下烘干后稱重，計(jì)算熱滾回收率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表4）。

表4 鉆井液熱滾回收率對(duì)比

由表4數(shù)據(jù)可知，鉆屑在清水的滾動(dòng)回收率為35.4%，在抗高溫新型低自由水鉆井液中的滾動(dòng)回收率高達(dá)96.1%，可明顯降低鉆屑的水化分散。

2.5 儲(chǔ)層保護(hù)性能

室內(nèi)采用東海T2井花港組巖心，進(jìn)行鉆井液污染前后的滲透率測(cè)試。巖心基本參數(shù)（見表5），實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表6）。

由表6數(shù)據(jù)可知，抗高溫新型低自由水鉆井液污染后，切片巖心滲透率恢復(fù)值達(dá)到90%以上，具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)性能。

3 抗高溫新型低自由水鉆井液體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

抗高溫新型低自由水鉆井液體系已在東海成功應(yīng)用10余井次。表現(xiàn)出良好的抗溫能力，穩(wěn)定井壁，提高作業(yè)時(shí)效，取得了良好的應(yīng)用效果。

T2井是東海西湖凹陷的一口探井，設(shè)計(jì)井深4 850.0 m，實(shí)際完鉆井深4 751.0 m，預(yù)測(cè)井底溫度179℃左右，常規(guī)鉆井液體系難以滿足要求，因此，六開6"井段使用抗高溫新型低自由水鉆井液體系。6"井段在4 307.4 m～4 751.0 m，鉆井液密度1.55 g/cm3～1.68 g/cm3，表觀黏度 36.0 mPa·s～40.5 mPa·s，屈服值8.0 Pa～9.5 Pa，API濾失量 2.6 mL～3.6 mL，高溫高壓濾失量7.6 mL～9.2 mL，現(xiàn)場(chǎng)鉆井液性能的檢測(cè)結(jié)果（見圖1）。

T2井6"井段作業(yè)順利，起下鉆過程裸眼段順暢，未出現(xiàn)劃眼、倒劃眼等復(fù)雜情況，共計(jì)下入4趟測(cè)井儀器，累計(jì)測(cè)井時(shí)間達(dá)66.50 h，測(cè)井過程順利，未出現(xiàn)卡電纜及測(cè)井儀器等問題。從圖2井徑曲線可知，該井段井壁規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率僅為-2.3%。

T2井6"井段鉆井時(shí)效分析（見表7），由表7可知，該井段鉆井總時(shí)間為399 h，其中鉆井生產(chǎn)時(shí)間達(dá)到393.25 h，占98.56%，非生產(chǎn)時(shí)間只有5.75 h，占1.44%，抗高溫新型低自由水鉆井液能減少?gòu)?fù)雜情況，大幅提高作業(yè)時(shí)效。

4 結(jié)論

（1）針對(duì)東海地區(qū)地層特點(diǎn)，室內(nèi)對(duì)自由水絡(luò)合劑、高溫護(hù)膠劑、深部抑制劑、溫壓成膜劑、膠束封堵劑和微納米固壁劑作用機(jī)理進(jìn)行研究，創(chuàng)新構(gòu)建了抗高溫新型低自由水鉆井液體系。

表5 巖心的來源及基本物性參數(shù)

表6 抗高溫新型低自由水鉆井液體系儲(chǔ)層保護(hù)效果

圖1 T2井抗高溫新型低自由水鉆井液現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)性能

圖2 T2井6"井段井徑曲線

表7 T2井6"井段鉆井時(shí)效

（2）室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，抗高溫新型低自由水鉆井液體系具有良好的流變性能；抗巖屑污染能力強(qiáng)，能有效抑制鉆屑水化分散；具有良好的抗溫能力，抗溫達(dá)到200℃；儲(chǔ)層保護(hù)性能好，巖心滲透率恢復(fù)值達(dá)到90%以上。

（3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，抗高溫新型低自由水鉆井液體系抗溫能力強(qiáng)，在高溫下流變性能穩(wěn)定，井眼規(guī)則，為測(cè)井提供良好的井況，井壁穩(wěn)定，減少?gòu)?fù)雜情況，從而提高了鉆井作業(yè)時(shí)效。

我國(guó)最大凝析氣田天然氣日處理能力達(dá)2 000萬(wàn)立方米

2018年12月2 日凌晨，隨著迪那2油氣處理廠擴(kuò)建工程的投產(chǎn)，我國(guó)最大凝析氣田——迪那2氣田，天然氣將在原有日處理能力1 600萬(wàn)立方米的基礎(chǔ)上，又新增一套400萬(wàn)立方米的裝置，總處理量達(dá)到2 000萬(wàn)立方米/日。位于新疆庫(kù)車縣境內(nèi)的迪那2氣田，是迄今為止國(guó)內(nèi)最大的凝析氣田，屬于深層異常高壓凝析氣藏，到目前開發(fā)了迪那1、迪那2、吐孜、迪北四個(gè)區(qū)塊，年設(shè)計(jì)處理天然氣50億立方米。

迪那2氣田自2009年6月28日一次投產(chǎn)以來，裝置連續(xù)多年高位運(yùn)行，已累計(jì)外輸天然氣480億立方米。近年來，隨著西氣東輸下游用氣量增加，迪那2氣田天然氣年處理量逐年攀升，油氣處理裝置逼近處理能力極限。作為塔里木油田公司3 000萬(wàn)噸大油氣田建設(shè)和今冬明春天然氣保供的重點(diǎn)項(xiàng)目，迪那2油氣處理廠擴(kuò)建工程建成投產(chǎn)后，天然氣日處理能力新增400萬(wàn)立方米，有效破解了氣源地“憋氣”現(xiàn)象，有力提升了向西氣東輸供氣的保障能力。

（摘自中國(guó)石油報(bào)第7235期）