塔里木油田躍滿西區(qū)塊高溫恒流變鉆井液研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

舒義勇，孫 俊，曾 東，徐思旭，周華安，席云飛

（1.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司新疆分公司，新疆庫(kù)爾勒841000；2.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術(shù)服務(wù)公司，四川成都610051）

塔里木油田躍滿西區(qū)塊三開(kāi)井段自上而下鉆遇石炭系、泥盆系、志留系、奧陶系，鉆至奧陶系一間房組頂面以下2.00～4.00 m中完，中完井深在7 500 m左右，井底溫度達(dá)到140℃。其中，志留系柯坪塔格組地層破碎、易漏、易塌，奧陶系鐵熱克阿瓦提組存在高壓鹽水層，三開(kāi)井段存在CO32-/HCO3-污染，奧陶系桑塔木組鉆遇1 000.00 m左右水敏性泥巖，導(dǎo)致鉆井液劣質(zhì)土相增加[1-4]。鉆井液高溫增稠、CO32-/HCO3-污染和劣質(zhì)土污染，導(dǎo)致鉆井液黏切增大，起下鉆易誘發(fā)柯坪塔格組井漏，引起鉆井液液柱壓力發(fā)生變化，導(dǎo)致井眼失穩(wěn)和地層出鹽水，甚至發(fā)生卡鉆。但是，目前國(guó)內(nèi)使用的深井高溫磺化鉆井液普遍存在高溫增稠、CO32-/HCO3-和劣質(zhì)土污染后增稠，無(wú)法滿足優(yōu)快鉆井要求。為此，在分析該油田躍滿西區(qū)塊地層特征和鉆井液增稠難題的基礎(chǔ)上，參考深水鉆井液恒流變理論[5-7]，研制出一種抗污染能力強(qiáng)、具有高溫恒流變特性的鉆井液?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，該鉆井液可以解決該區(qū)塊面臨的鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，減少井下復(fù)雜情況，達(dá)到優(yōu)快鉆井的目的。

1 鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

1）安全密度窗口窄。躍滿西區(qū)塊深部井段鉆井液安全密度窗口僅0.02～0.03 kg/L[8]，溢、漏、塌同層，要求鉆井液的流變性能穩(wěn)定和較低的循環(huán)壓耗，防止發(fā)生井漏從而引起井塌、鹽水侵甚至卡鉆。

2）高溫增稠。深井鉆井液在高溫條件下普遍存在增稠現(xiàn)象[9-11]。起下鉆過(guò)程中需要分段循環(huán)處理鉆井液，甚至?xí)霈F(xiàn)開(kāi)泵困難、憋漏地層的現(xiàn)象，井底返出鉆井液黏切大，處理困難。

3）CO32-/HCO3-污染。鉆井液中的CO32-/HCO3-主要來(lái)源于地層流體和鉆井液添加劑自身，為了避免其對(duì)鉆井液流變性能產(chǎn)生影響，往往在鉆井液中加入含鈣處理劑進(jìn)行處理，以降低鉆井液中的CO32-/HCO3-濃度。但采用鈣處理方法有利有弊，會(huì)使濾失量增大，還存在高溫鈍化現(xiàn)象，更不適合處理高濃度CO32-/HCO3-污染[12-13]。

4）劣質(zhì)土污染。鉆遇水敏性泥頁(yè)巖時(shí)，鉆井液不可避免地會(huì)受到地層劣質(zhì)土的污染，隨著鉆井液使用時(shí)間的增長(zhǎng)，劣質(zhì)土相增多，在高溫作用下增稠現(xiàn)象愈加明顯。

2 高溫恒流變鉆井液的研制

2.1 研制思路

針對(duì)鉆井液高溫增稠問(wèn)題，構(gòu)建了以抗高溫聚合物降濾失劑APS220和新型高溫穩(wěn)定劑HTS220為主劑的高溫恒流變鉆井液體系。APS220是一種主鏈上有多側(cè)鏈和磺酸基的聚合物，側(cè)鏈因位阻效應(yīng)可使聚合物具有較高的熱穩(wěn)定性，在分子鏈中引入磺酸基可以提高分子的抗鹽性[14]，加入抗高溫聚合物能顯著降低鉆井液中抗高溫磺化材料的濃度，減少高溫交聯(lián)；HTS220分子中含有大量羧酸基官能團(tuán)，能吸附在黏土顆粒表面，形成穩(wěn)定的擴(kuò)散雙電層，對(duì)膠體的高溫去水化作用進(jìn)行保護(hù)，使鉆井液更加穩(wěn)定，防止其高溫去水化[15]。在該體系中加入氯化鉀和胺基等電解質(zhì)抑制劑，以對(duì)膠體的擴(kuò)散雙電層進(jìn)行壓縮，防止其過(guò)度分散增厚；鉀離子和胺基離子還會(huì)抑制鉆井液中的黏土，防止其過(guò)度水化分散。即通過(guò)抗高溫聚合物降濾失劑、高溫穩(wěn)定劑和電解質(zhì)抑制劑的協(xié)同作用，來(lái)保證該鉆井液體系的高溫穩(wěn)定性。同時(shí)，因其在高溫條件下具有恒流變特性，其動(dòng)切力和靜切力等流變性能隨溫度升高變化幅度較小，具有較好的抗CO32-/HCO3-和抗劣質(zhì)土污染性能，可避免鉆井液高溫增稠帶來(lái)的各種井下復(fù)雜情況。

2.2 主要試劑性能評(píng)價(jià)及加量確定

2.2.1 降濾失劑APS220

為了評(píng)價(jià)APS220的降濾失效果，配制了2種鉀聚磺鉆井液（1#配方：4.0%膨潤(rùn)土+0.5%NaOH+8.0%SMP-3+8.0%SPNH+1.0%陽(yáng)離子瀝青粉+0.5%胺基抑制劑+5.0%KCl+2.0%潤(rùn)滑劑+重晶石粉；2#配方：4.0%膨潤(rùn)土+0.5%NaOH+0.5%APS220+4.0%SMP-3+4.0%SPNH+1.0%陽(yáng)離子瀝青粉+0.5%胺基抑制劑+5.0%KCl+2.0%潤(rùn)滑劑+重晶石粉；鉆井液密度均為1.40 kg/L），對(duì)其性能進(jìn)行了對(duì)比分析，結(jié)果見(jiàn)表1。

從表1可以看出，1#和2#配方的高溫高壓濾失量相差不大，2#配方熱滾后的流變性優(yōu)于1#配方，說(shuō)明APS220具有良好的抗高溫性能，能顯著降低鉀聚磺鉆井液體系中磺化降濾失劑的濃度。

表1 APS220性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 1 Performance evaluation of APS220

試驗(yàn)結(jié)果表明，0.5%的APS220就可以將磺化材料濃度降低一半，加量過(guò)小達(dá)不到預(yù)期效果，加量大則黏度效應(yīng)偏高。因此，上述試驗(yàn)APS220的加量為0.5%，后續(xù)配制鉆井液時(shí)其加量也為0.5%。

2.2.2 高溫穩(wěn)定劑HTS220

添加APS220，雖然能顯著降低鉆井液體系中磺化材料的濃度，但體系的高溫穩(wěn)定性能較差。因此，在配方2#的基礎(chǔ)上又添加了HTS220（鉆井液密度1.40 kg/L），評(píng)價(jià)了不同加量下HTS220對(duì)鉆井液高溫穩(wěn)定性能的影響，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 HTS220性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 2 Performanceevaluation of HTS220

從表2可以看出，HTS220加量為1.0%就能滿足鉆井液的高溫恒流變特性，當(dāng)加量達(dá)到2.5%時(shí)，鉆井液的流變性能和高溫高壓濾失量下降幅度變小。為了保證該鉆井液體系具有一定的抗CO32-/HCO3-和抗劣質(zhì)土污染的性能，確定其加量為2.0%。

2.3 高溫恒流變鉆井液基本配方

根據(jù)塔里木油田躍滿西區(qū)塊深部高溫鉆井液需要解決的技術(shù)問(wèn)題，從鉆井液的高溫恒流變特性、抗CO32-/HCO3-污染和抗鈉膨潤(rùn)土污染3方面對(duì)其恒流變性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。綜合評(píng)價(jià)結(jié)果，得到高溫恒流變鉆井液基本配方為：4.0%膨潤(rùn)土粉+0.5%NaOH+0.5%APS220+4.0%SMP-3+4.0%SPNH+1.0%陽(yáng)離子瀝青粉+0.5%胺基抑制劑+5.0%KCl+2.0%HTS220+2.0%潤(rùn)滑劑+重晶石粉。

3 高溫恒流變鉆井液性能評(píng)價(jià)

3.1 高溫恒流變性

高溫增稠是深井鉆井液的常見(jiàn)現(xiàn)象，表現(xiàn)為鉆井液的表觀黏度、切力增大，特別是在起下鉆后增幅更大[16]。因?yàn)閷?duì)于深井而言，鉆井液黏切越大，流動(dòng)阻力越大，鉆井液當(dāng)量循環(huán)密度越高，也越容易憋漏安全密度窗口窄的長(zhǎng)裸眼井段地層，造成井下復(fù)雜情況。為了評(píng)價(jià)高溫恒流變鉆井液（密度為1.40 kg/L，下同）的高溫恒流變性能，測(cè)定其在不同溫度的流變參數(shù)，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 不同溫度下高溫恒流變鉆井液的流變性評(píng)價(jià)結(jié)果Table 3 Rheological propertiesat different temperaturesof the drilling fluid with constant rheology at high temperature

從表3可以看出，該鉆井液100與180℃時(shí)的塑性黏度比值為1.3，動(dòng)切力比值為1.5，初切力比值為1.7，終切力的比值為1.2，具有很強(qiáng)的高溫恒流變特性。隨著溫度升高，鉆井液處理劑部分失效，高溫高壓濾失量明顯增加，但鉆井液的流變性能依然穩(wěn)定。在實(shí)際應(yīng)用中，隨著井底溫度升高，可以適當(dāng)增加抗高溫降濾失劑的加量，以控制高溫高壓濾失量。鉆井液流變性能穩(wěn)定，可以降低安全密度窗口較窄長(zhǎng)裸眼井段發(fā)生井漏的風(fēng)險(xiǎn)。

3.2 抗CO32-/HCO3-污染性能

鉆井液受CO32-/HCO3-污染的顯著特征是黏切增大。為了考察高溫恒流變鉆井液的抗CO32-/HCO3-污染性能，分別用Na2CO3和NaHCO3模擬140℃溫度下該鉆井液受CO32-/HCO3-污染后的情況，以及該鉆井液受污染并用CaO處理后的鉆井液性能恢復(fù)情況，結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 高溫恒流變鉆井液抗CO32-/HCO3-污染性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 4 Resistance of the drilling fluid with constant rheology at high temperature to CO32-/HCO3- pollution

從表4可以看出：基漿熱滾前后的性能基本無(wú)變化；基漿中加入1.0%Na2CO3后，熱滾前后的黏切均增大，主要表現(xiàn)為動(dòng)切力和靜切力增大明顯，是典型的CO32-污染特征，但其熱滾前后的流變性能基本無(wú)變化，說(shuō)明該鉆井液在CO32-污染條件下仍具有恒流變特性；HCO3-污染對(duì)鉆井液的流變性影響不大；基漿被CO32-和HCO3-復(fù)合污染后，其流變性能變化明顯，但加入1.0%HTS220和0.5%CaO后可以恢復(fù)，并且熱滾前后的流變性能接近，沒(méi)有出現(xiàn)鈣處理后的鈍化現(xiàn)象。單獨(dú)用CaO處理CO32-/HCO3-復(fù)合污染后的熱穩(wěn)定性較差，熱滾后增稠明顯。最佳處理方法是用CaO降低鉆井液中CO32-/HCO3-的濃度，用HTS220提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性。

3.3 抗鈉膨潤(rùn)土污染

磺化鉆井液中黏土的含量對(duì)鉆井液的高溫穩(wěn)定性起著決定性影響，鉆井液高溫增稠與鉆井液中黏土的含量有很大關(guān)系，特別是鉆遇大段泥頁(yè)巖時(shí)，鉆井液不可避免地會(huì)受到劣質(zhì)土的污染，當(dāng)劣質(zhì)土達(dá)到鉆井液容量上限后，會(huì)影響鉆井液的流變性能。為了評(píng)價(jià)高溫恒流變鉆井液的抗鈉膨潤(rùn)土污染性能，測(cè)試了高溫恒流變鉆井液加入不同量納膨潤(rùn)土（因鈉膨潤(rùn)土中的有效黏土含量較劣質(zhì)土要高很多，為便于開(kāi)展模擬試驗(yàn)，選擇鈉膨潤(rùn)土作為評(píng)價(jià)土）熱滾前后的性能，結(jié)果見(jiàn)表5。

表 5 高溫恒流變鉆井液抗鈉膨潤(rùn)土污染性能評(píng)價(jià)結(jié)果Table 5 Resistance of the drilling fluid with constant rheology at high temperature to sodium bentonite

由表5可知：鈉膨潤(rùn)土對(duì)高溫恒流變鉆井液流變性能的影響不大，其動(dòng)切力和靜切力變化較小；當(dāng)鈉膨潤(rùn)土加量達(dá)到10%時(shí)，高溫恒流變鉆井液仍具有良好的高溫穩(wěn)定性，熱滾前后的流變性能基本保持不變，說(shuō)明該鉆井液具有很強(qiáng)的抗鈉膨潤(rùn)土污染能力，能滿足高溫深井安全鉆井的要求。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

高溫恒流變鉆井液在塔里木油田躍滿西區(qū)塊YM21X井和YM20X井（2口井的距離在5 km以內(nèi)，井身結(jié)構(gòu)和完鉆層位相同，復(fù)雜井段相同）進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，效果非常顯著。

YM21X井采用四開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，二開(kāi)中完井深5 455.00 m，三開(kāi)用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深7 510.00 m中完，使用的是鉀聚磺鉆井液。該井在三開(kāi)鉆井過(guò)程中出現(xiàn)鉆井液高溫增稠、CO32-/HCO3-污染（用CaO處理后，出現(xiàn)高溫鈍化現(xiàn)象）。因黏切大（見(jiàn)表6），該井在井深6 139.97，6 419.98和6 705.14 m處發(fā)生井漏，井漏后誘發(fā)了井眼失穩(wěn)垮塌，導(dǎo)致下鉆遇阻，需劃眼。鉆至井深6 936.00 m后轉(zhuǎn)換為高溫恒流變鉆井液（轉(zhuǎn)換過(guò)程：向井漿中加入2.0%KCl+2.0%HTS220+0.5%胺基抑制劑，在膠液中引入0.5%APS220，膠液配方調(diào)整為1.0%NaOH+0.5%APS220+4.0%SMP-3+4.0%SPNH），通過(guò)該方法提高鉆井液的抑制性和高溫穩(wěn)定性后，井漿黏切逐步恢復(fù)正常，安全鉆至中完井深。

表6 YM21X井實(shí)鉆鉆井液性能Table 6 Performance of the drilling fluid in Well YM21X

YM20X井在二開(kāi)鉆井液基礎(chǔ)上，加入0.5%陽(yáng)離子抑制劑+0.5%APS220+2.0%KCl+2.0%HTS220，轉(zhuǎn)換成高溫恒流變鉆井液。鉆進(jìn)過(guò)程中，根據(jù)膠液消耗量補(bǔ)充抑制劑和高溫穩(wěn)定劑，鉆至井深7 458.00 m停鉆24 d，下鉆通井正常、無(wú)阻卡，返出鉆井液無(wú)明顯增稠現(xiàn)象。該井全井段鉆井液的動(dòng)切力和靜切力變化幅度很?。ㄒ?jiàn)表7），具有良好的高溫恒流變特性，井底鉆井液返出無(wú)明顯增稠現(xiàn)象。三開(kāi)鉆進(jìn)過(guò)程中未發(fā)生井漏、大段劃眼等復(fù)雜情況。

表7 YM20X井實(shí)鉆鉆井液性能Table 7 Performance of the drilling fluid in Well YM20X

5 結(jié)論與建議

1）以抗高溫聚合物降濾失劑APS220和新型高溫穩(wěn)定劑HTS220為主劑的高溫恒流變鉆井液，100與180℃時(shí)的塑性黏度比值為1.3，動(dòng)切力比值為1.5，初切力比值為1.7，終切力比值為1.2，具有顯著的高溫恒流變特性，抗CO32-/HCO3-復(fù)合污染達(dá)到2%，抗鈉膨潤(rùn)土污染達(dá)到10%。

2）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，高溫恒流變鉆井液可以解決塔里木油田躍滿西區(qū)塊深部鉆井液面臨的技術(shù)難點(diǎn)，鉆井液抗污染能力強(qiáng)、性能穩(wěn)定，鉆后井眼暢通，能降低窄安全密度窗口地層發(fā)生井漏的風(fēng)險(xiǎn)，達(dá)到優(yōu)快鉆井的目的。

3）高溫恒流變鉆井液現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井偏少，建議進(jìn)一步在該區(qū)塊進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和應(yīng)用，并不斷完善優(yōu)化配方，提高其性能。