M油田水平井高密度鹽水鉆井液體系構(gòu)建及綜合性能評價

張世攀,張易航,趙海存，何淼，張俊,許明標,3*

(1. 新疆貝肯能源工程股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000；2. 長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100；3.非常規(guī)油氣湖北省同創(chuàng)新中心(長江大學)，湖北 武漢 430100)

鹽膏層可以圈閉和聚集豐富的海洋深部油氣資源，目前在國內(nèi)外各油氣田具有發(fā)現(xiàn)[1-5]。但鉆遇鹽膏層往往面臨著復雜的巖層、鹽水層環(huán)境，高礦化度的地層水會嚴重影響鉆井液流變性，同時各類復雜的地層礦物組分的侵污作用會大大影響鉆井液作用效果[6-7]。早在1951年，美國-威利斯盆地便采用飽和鹽水鉆井液或低濾失油包水乳化鉆井液用以防治鹽層段井徑擴大。此后，埃克森公司在該盆地鉆過3口深4 100 m的井，通過在飽和鹽水體系中加入膠質(zhì)(山軟木土/海泡石)和淀粉，也取得了較為成功的應用效果，且費用低廉。在國內(nèi)，祝學飛等[8]通過于飽和鹽水體系中引入有機鹽Weigh2對C表現(xiàn)出包被抑制性強、抗鹽膏污染能力強等效果，并在ZQ2井段鹽膏層取得了良好效果。舒義勇等[9]在ZQ2井吉迪克組高壓鹽膏層和蘇維依組低壓易漏層采用水基鉆井液套打技術，有效解決油基鉆井液鹽膏層阻卡、堵漏成功率低、鉆井液成本高等問題。鄧仕奎等[10]針對土庫曼加爾金內(nèi)什氣田不同復雜特點，選用兩性離子聚合物和聚磺鉆井液體系，解決了444.5 mm大井眼3 000 m長裸眼泥頁巖地層造漿、鉆頭泥包、井壁垮塌和起下鉆阻卡等技術難題。盡管針對鹽膏層儲層的相關鉆井方案有許多，且取得了不錯的應用效果，但就某確定鹽膏層進行高密度(密度>2.5 g/cm3)鉆井液設計及綜合性能評定的系統(tǒng)性實驗研究相對較少。

在M油田鹽膏層鉆井過程中，鉆井液最高密度達到2.28 g/cm3才能夠滿足安全鉆進的需要。而為了提高單井產(chǎn)能，常常需要進行水平井鉆進，M油田特殊的地層巖性決定了如果采用水平井鉆進，就必須在鹽膏層中定向造斜，這就給鉆進鹽膏層帶來了極高的挑戰(zhàn)。為了防止鹽膏層定向造斜帶來的各向異性的蠕變，鉆井液就必須具有更高的密度。

為此，M油田鹽膏層定向井鉆井液體系的構(gòu)建必須滿足以下需求：

1)能有效抑制鹽膏層蠕變、鹽溶，以及由芒硝及石膏等礦物組分的水化膨脹[11-12]，以保證井眼的穩(wěn)定，避免定向井鉆進時井壁可溶巖鹽溶入鉆井液，造成井眼軌跡模糊以及井眼縮徑等問題[13]。2)鉆井液須具有更高的密度，初步建議鉆井液密度至少要達到2.60 g/cm3才能滿足抑制鹽膏層蠕變的需要，并且在高密度情況下，要具有較好的流變性，黏度易于控制。3)具有良好的抗鹽、抗鈣侵的能力、潤滑性和抑制鉆井液中鹽重結(jié)晶的能力。4)高溫高壓下仍具有較低的濾失量，能形成薄而韌、壓縮性好的泥餅。5)應具備一定的抗氣侵能力，防止地層酸性氣體侵，破壞鉆井液結(jié)構(gòu)。

為使鹽水鉆井液體系在較高密度下依然保留較好的流變性能，且利于現(xiàn)場調(diào)控， 本工作通過采用無黏土相來設計基礎鉆井液配方，利用鉆進過程中地層黏土水化造漿，使鉆井液性能更加穩(wěn)定，并對其進行了處理劑、可溶鹽和加重材料的系統(tǒng)篩選與評價，構(gòu)建出一套適用于水平井鹽膏層鉆進的高密度鹽水鉆井液體系，該研究工作的開展對于以M油田為例的高密度鹽膏層水平井鉆井液設計上提供了一定的指導和借鑒作用。

1 實 驗

1.1 主要原料及設備

實鉆巖屑樣本，M油田FQ-4及FQ-6井；甲酸鉀(HCOOK)，試劑級，濟南舜捷化工有限公司；WiPar BA 6#特種重晶石，WiPar CD3#優(yōu)選鐵礦粉，STARFLO、LockSeal封堵劑、磺化瀝青TX和ST，荊州嘉華科技有限公司；Na2CO3，試劑級，山東錦沅新材料科技有限公司；NaCl，試劑級，南京化學試劑股份有限公司。

ZNN-D6A型六速旋轉(zhuǎn)黏度計、ZNS-5A型中壓濾失儀、GJS-B12K型高頻高速攪拌器、XGRL-4型滾子加熱爐，青島海通達專用儀器廠；YYM型系列液體密度，山東美科儀器有限公司；FANN極壓潤滑儀，美國FANN儀器廠；日立Regulus8200冷場發(fā)射掃描電子顯微鏡，上海甄準生物科技有限公司；D-MAX X射線衍射儀，興和儀器(上海)有限公司。

1.2 實驗方法

1)巖屑分析部分。為了進一步了解儲層巖心的物性特征，采用掃描電鏡、薄片分析、化學分析等方法，對FQ-4及FQ-6井儲層段不同層位的巖心進行了分析。

2)鉆井液性能評測。鉆井液六速黏度、API濾失量、密度等性能均依據(jù)國標“GB/T 16783.1-2006《石油天然氣工業(yè) 鉆井液現(xiàn)場測試》”實施。

2 現(xiàn)場巖屑分析

為更好地設計能有效滿足M油田現(xiàn)場需要的鹽膏層鉆井液體系，分別對M油田FQ-4和FQ-6兩口井的鹽膏層段現(xiàn)場巖屑進行了全巖分析(XRD衍射分析技術)，結(jié)果如表1所示。

表1 鹽膏層巖屑全巖分析

從表1可以看出，鹽膏層巖屑中含有大量的石鹽及硬石膏，其總含量達到了80%以上，鹽膏層屬性比較明顯。繼而在此基礎上還對現(xiàn)場巖屑的化學組分進行了分析，結(jié)果如表2所示。

表2 鹽膏層巖屑化學組分分析

從表2可以看出，這兩口井鹽膏層巖屑的化學組分主要為Na2SO4、CaCl2、NaCl，并含有碳酸鈣和碳酸鎂，其余為泥質(zhì)、硅酸鹽及硬石膏。考慮到儲層含鹽層的溶解會使鉆井液的年度、切力升高，增加鉆井液濾失量，因而在后續(xù)的配方體系選擇上，選用飽和鹽水體系以提高鉆井液抗鹽能力和抑制性。

3 鉆井液體系加重方式選型

在鉆井液密度調(diào)控方面，為使密度增加至2.60 g/cm3，采用常規(guī)的鹽溶液結(jié)合常規(guī)重晶石加重進行性密度調(diào)節(jié)的方式是不現(xiàn)實的[14]。因此，必須采用有機鹽加重至一定密度后，再采用密度超過4.30 g/cm3的重晶石來加重，才能使加重至2.60 g/cm3的超高密度鉆井液體系具有較好的流變性。通過初期篩查，實驗確立了以甲酸鉀作為初始加重劑，以WiPar BA 6#重晶石或WiPar加重劑作為后置加重劑的復配加重劑組合，并分別對不同復配比例下的高密度鉆井液體系進行了考察。

3.1 甲酸鉀與特種重晶石復合使用

采用密度和粒徑經(jīng)嚴格篩選的WiPar BA 6#特種重晶石進行加重實驗，確立了以淡水+堿+可溶鹽+重晶石組合形式作為基準配方，并對其流變參數(shù)及配漿后的體系密度進行評測，結(jié)果如表3所示。

表3 甲酸鉀與WiPar BA 6#重晶石加重后性能

由表3可知，采用特種重晶石6#復合加重后的高密度鹽水鉆井液體系中，甲酸鉀加量定為150%較為合適，此時的鉆井液黏度較低，能夠滿足工況需求。后續(xù)將采用該方案進行加重，并篩選其他處理劑進行評價。

3.2 甲酸鉀與WiPar加重技術復合使用

在鹽膏層定向井作業(yè)中首先要考慮重晶石沉降問題，同時鉆井液黏度應盡可能控制在低值，以便于現(xiàn)場維護。為此，實驗還在超高密度鉆井液體系中引入了WiPar加重技術，一方面能有效防止重晶石沉降，另外一方面通過顆粒級配改善了鉆井液體系的流變性，使其黏度更低，更易于控制。

實驗室評價了甲酸鉀復配特種重晶石6#后，再復配一定量的超細重晶石(WiPar BA7#、WiPar CD 8#)及超細鐵礦粉(WiPar CD 2#、WiPar CD 3#)下的鉆井液性能，其中WiPar CD 2#、WiPar CD 3#的目數(shù)均在1 200目以上，且加量配比控制在10%以內(nèi)，以最大化降低鉆具磨蝕的風險。所采用的基本配方為：淡水+堿+150%甲酸鉀+WiPar加重技術，具體實驗結(jié)果如表4所示。

從表4可以看出，采用甲酸鉀與WiPar加重技術復合后，超細重晶石效果不理想，黏度有上升的趨勢；而超細鐵礦粉效果較好，綜合比較來看超細鐵礦粉WiPar CD3#效果最為理想，后續(xù)采用該種方案進行系統(tǒng)的篩選與優(yōu)選研究。

表4 甲酸鉀與WiPar加重技術復配

4 高密度(2.6 g/cm3)鹽水鉆井液體系綜合性能評價

通過對處理劑的篩選與評價，確定高密度過飽和鹽水鉆井液體系的配方，配方如下：

基礎配方體系：淡水+0.25% Na2CO3+2%STARFLO+1%TX+0.5%LockSeal+5% NaCl+150%HCOOK+10%WiPar CD3#+90% WiPar BA 6#，后續(xù)將以此配方為基礎對其綜合性能進行詳細評價。

4.1 沉降穩(wěn)定性評價

為提高沉降穩(wěn)定性的測試準確度，采用動態(tài)評價的方法，運用一種滑道式沉降鞋，可以測定鉆井液體系的動態(tài)沉降效果，具體測試方法為：采用六速旋轉(zhuǎn)黏度計，在600 r/min情況下，恒溫50 ℃攪拌5 min測得底部沉降后的鉆井液密度(ρ1)；在100 r/min情況下，恒溫50 ℃攪拌30 min測得底部沉降后的鉆井液密度(ρ2)。兩者密度差，就可以在一定程度上反應加重劑的動態(tài)沉降穩(wěn)定性，結(jié)果如表5所示。從表5可以看出，該體系具有良好的沉降穩(wěn)定性。

表5 鉆井液體系沉降穩(wěn)定性評價結(jié)果 (g/cm3)

4.2 抗溫性能評價

由于M油田A區(qū)塊油藏溫度118 ℃，地溫梯度3.15 ℃/100 m，B區(qū)塊油藏溫度95 ℃，地溫梯度3.35 ℃/100 m，屬正常溫壓系統(tǒng)。為此，實驗分別評價了高密度鹽水鉆井液體系在90～120 ℃(老化16 h)下的抗溫性能，考察鉆井液性能的變化情況，判斷其是否滿足現(xiàn)場作業(yè)要求，結(jié)果如表6所示。

表6 超高密度鹽水鉆井液體系抗溫性能評價

從表6可以看出，高密度鹽水鉆井液體系具有較好的抗溫性能，在經(jīng)過120 ℃老化16 h后，性能依然穩(wěn)定，且API失水較小。

4.3 加重性能評價

鉆井密度過高，將引起鉆井液過度增稠、易漏失、鉆速下降、對油氣層損害加劇和鉆井液成本增加等一系列問題；而密度過低則容易發(fā)生井涌甚至井噴，還會造成井塌、井徑縮小和攜屑能力下降。為此，實驗在復配加重劑體系的基礎上，對高密度鹽水鉆井液體系的加重性能進行了評價，結(jié)果如表7所示。

從表7可以看出，該鉆井液體系隨著密度的增大，黏度逐漸增大，中壓失水也逐漸增大；該鉆井液體系密度最高可以加重至2.70 g/cm3，但超過該密度后，鉆井液流變性驟降，基本無法流動，且中壓失水也急劇增大。因此，該體系在使用過程中應特別注意密度的控制，保持密度調(diào)節(jié)區(qū)間在2.7 g/cm3以內(nèi)。

表7 鉆井液體系加重性能評價

4.4 抗侵污性能評價

由于目標儲層礦物組成的復雜多樣性，在對鹽類侵污性能的考察上主要集中在以NaCl/CaCl2/Na2SO4為組成的復配含鹽礦物上，具體的抗復合鹽侵污性能實驗室評價結(jié)果如表8～表10所示，其中復配鹽的配比皆為質(zhì)量比。

表8 抗復合鹽(2∶3∶5)侵污性能評價結(jié)果

表9 抗復合鹽(2∶5∶3)侵污性能評價結(jié)果

表10 抗復合鹽(5∶3∶2)侵污性能評價結(jié)果

從表8～表10可以看出，隨著復合鹽的侵入，鉆井液體系的黏度、中壓失水量和pH值都比較穩(wěn)定，說明該體系具有良好的抗復合鹽侵污性能。

4.5 抑制性能評價

鉆井液抑制性的評價有兩種方法：1)分散性試驗-滾動回收率；2)離心法測定防膨率[15]。實驗采用以上兩種方法對高密度鉆井液體系抑制性進行了評價。由于多數(shù)現(xiàn)場鉆屑都很細小，無法收集到足夠多的6～10目的現(xiàn)場鉆屑，因此實驗室采用露頭土代替現(xiàn)場鉆屑進行實驗，結(jié)果如表11所示。可見，該體系具有較好的抑制性能，能夠滿足現(xiàn)場作業(yè)要求。

表11 鉆井液體系抑制性能評價結(jié)果 %

4.6 潤滑性能評價

潤滑性能評價結(jié)果為：扭矩4 Nm，摩阻系數(shù)0.033 8%?？梢?，該鉆井液體系具有量好的潤滑性能。

5 結(jié) 論

以M油田鹽高層水平井作業(yè)為依托建立了超高密度鹽水水泥漿配方體系，在鉆井液密度設計上，通過以HCOOK/WiPar BA 6#/WiPar CD 3#(15∶9∶1)進行加重劑復配組合，得到了漿體性質(zhì)穩(wěn)定的超高密度鹽水鉆井液配方體系：淡水+2.5%Na2CO3+20%STARFLO+10%TX+5%LockSeal++50%NaCl+1500%HCOOK+100%WiPar CD3#+900%WiPar BA 6#，該體系能有效加重至2.6～2.7 /cm3，且表現(xiàn)出較好的流變性及漿體穩(wěn)定性。在抗溫性能方面，該套配方體系在90～120 ℃溫度區(qū)間內(nèi)表現(xiàn)出較好的流變性，API濾失量能有效控制在3 mL以內(nèi)。該超高密度鹽水鉆井液體系對目標地層石膏、石鹽、芒硝及黏土有較好的抑制效果，同時該套鹽水鉆井液配方體系還具有較好的潤滑性及優(yōu)異的化學性能，能有效滿足鹽高層水平井鉆進需求。