大慶油田致密油藏鉆井液技術(shù)發(fā)展歷程

殷柏濤

（大慶鉆探工程公司鉆井三公司，黑龍江大慶 163413）

大慶油田經(jīng)過(guò)60余年開發(fā)，常規(guī)油氣資源可開采儲(chǔ)量正逐步遞減。位于松遼盆地北部的致密油資源勘探儲(chǔ)量超過(guò)20×108t，這將成為大慶油田資源接替的重要領(lǐng)域。自致密油大規(guī)模開發(fā)以來(lái)，鉆探過(guò)程中的井壁失穩(wěn)難題一直是鉆井液技術(shù)研究的重要課題。油基鉆井液的強(qiáng)抑制性和高潤(rùn)滑性是其他鉆井液無(wú)法比擬的，但高成本、高污染等問(wèn)題限制了應(yīng)用范圍，引進(jìn)的國(guó)外高性能水基鉆井液技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)施工效果不理想。在對(duì)致密油地層井壁失穩(wěn)機(jī)理進(jìn)行研究的基礎(chǔ)上，先后經(jīng)歷了強(qiáng)抑制胺基鉆井液體系、強(qiáng)抑制高封堵鉆井液體系、鹽水鉆井液體系等鉆井液技術(shù)發(fā)展歷程，這些鉆井液體系在不同階段的致密油開發(fā)過(guò)程中發(fā)揮了重要作用。雖然基礎(chǔ)理論研究深入和材料科學(xué)發(fā)展，大慶油田致密油水平井鉆井液技術(shù)必然會(huì)取得更大發(fā)展和突破。

1 硅基陽(yáng)離子鉆井液技術(shù)

硅基陽(yáng)離子鉆井液技術(shù)主要是應(yīng)用垂深在1200m左右的中淺層水平井，該鉆井液體系的主處理劑是陽(yáng)離子聚合物和含硅油的油層保護(hù)劑組成。其中的陽(yáng)離子聚合物是一種分子量相對(duì)較小的處理劑，一般在1萬(wàn)左右，最具代表性的是環(huán)氧丙基三甲基氯化銨，這種小陽(yáng)離子型表面活性劑，主要靠靜電作用可吸附在地層和巖屑表面，阻隔粘土顆粒與水的接觸，從而達(dá)到抑制的目的。該體系主要配方為：5%膨潤(rùn)土+0.05%碳酸鈉+1.0%～1.5%陽(yáng)離子聚合物+0.2%～0.5%抑制劑+8%～12%礦物油+1%～2%降濾失劑+0.2%～0.5%稀釋劑+1.0～2.0%油層保護(hù)劑。室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)表明，該體系具有抑制性強(qiáng)、濾失量小、潤(rùn)滑性好、性能穩(wěn)定等特點(diǎn)，在中淺層水平井施工中得到了大范圍推廣應(yīng)用[1]。

硅基陽(yáng)離子鉆井液體系在致密油水平井的應(yīng)用中井壁失穩(wěn)事故頻發(fā)，鉆頭泥包、縮徑，起下鉆遇阻嚴(yán)重，特別是鉆至青山口組地層時(shí)，井壁剝落、掉塊嚴(yán)重，有的井甚至發(fā)生井壁坍塌。通過(guò)對(duì)致密油地層取樣巖芯進(jìn)行掃描電鏡和鑄體薄片等分析后得知，青山口組地層屬于裂縫層理發(fā)育、粘土礦物總體含量較高的水敏性地層，與外來(lái)液相解除后極易發(fā)生水化分散和膨脹，引起井壁剝落和坍塌，而硅基陽(yáng)離子鉆井液體系抑制性難以滿足致密油地層井壁穩(wěn)定需求。

2 油包水鉆井液技術(shù)

為提高致密油地層井壁穩(wěn)定效果，減少施工過(guò)程中的井下復(fù)雜，大慶油田研制出一套油包水鉆井液體系，該技術(shù)的核心處理劑為乳化劑和降濾失劑。通過(guò)創(chuàng)新分子設(shè)計(jì)，采用碳碳結(jié)構(gòu)作為乳化劑分子主鏈，既能提高乳化劑高溫穩(wěn)定性，還能在主鏈上引入更多的強(qiáng)親水性基團(tuán)，最終合成的主乳化劑HLB值控制在3～7，同時(shí)具有較強(qiáng)的親油親水能量，在降低油水界面張力的同時(shí)，還能使油水界面膜保持較強(qiáng)的粘彈性，最終形成的乳狀液穩(wěn)定性更強(qiáng)，不易破乳[2]。為了進(jìn)一步提高油包水鉆井液穩(wěn)定性，在主乳化劑基礎(chǔ)上，配合使用輔乳化劑，二者加量定為3%和1%，經(jīng)過(guò)高溫老化后，乳狀液性能穩(wěn)定，破乳電壓大于500V；使用的降濾失劑為腐殖酸改性類降濾失劑，是通過(guò)將胺類化合物和腐殖酸在一定條件下反應(yīng)合成制得。最終形成油包水鉆井液體系配方：氯化鈣鹽水濃度30%～35%，油水比（85～90）∶（15～10），6%主乳化劑+2%輔助乳化劑+4%有機(jī)土+2%石灰+5%降濾失劑。鉆井液性能如表1所示，由表1可知，鉆井液綜合性能優(yōu)異，破乳電壓高、動(dòng)塑比在0.4以上。

表1 油包水欠平衡鉆井液性能數(shù)據(jù)表

油包水鉆井液技術(shù)在致密油區(qū)塊累計(jì)應(yīng)用超過(guò)50口井，井壁穩(wěn)定效果突出，井下復(fù)雜事故大幅度降低，為致密油水平井安全高效鉆井提供了技術(shù)支撐。

3 高性能水基鉆井液技術(shù)

貝克休斯、麥克巴、哈里伯頓等國(guó)外專業(yè)泥漿公司均率先從事聚胺類抑制劑的合成研究，以此為基礎(chǔ)形成的高性能水基鉆井液技術(shù)領(lǐng)先于石油石化行業(yè)，在北美、墨西哥灣、亞洲東南部等地區(qū)進(jìn)行了成功應(yīng)用，取得良好效果。

3.1 LATIDRILL水基鉆井液技術(shù)

因?yàn)椤缎颅h(huán)保法》實(shí)施，在2015年全部停止使用油基鉆井液后，為了保證致密油資源勘探開發(fā)，大慶油田引進(jìn)貝克休斯公司的LATIDRILL高性能水基鉆井液技術(shù)。LATIDRILL高性能水基鉆井液，是以聚胺泥頁(yè)巖抑制劑為核心處理劑，配套使用防泥包劑和聚合物包被劑，可有效穩(wěn)定泥頁(yè)巖地層，有利于保持巖屑整體性和提高機(jī)械鉆速，其對(duì)泥頁(yè)巖的抑制性與油基鉆井液相當(dāng)，抗溫100℃左右。該技術(shù)已經(jīng)廣泛應(yīng)用于陸上和海上深水鉆井，已在北美、墨西哥灣等區(qū)塊進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。與其他鉆井液體系相比，LATIDRILL鉆井液能大幅度減少泥巖井段的鉆進(jìn)時(shí)間，并且沒有鉆頭泥包、縮徑等復(fù)雜。同時(shí)，這種水基鉆井液具有較好的抗鹽性，可用海水配制，使鉆井成本顯著降低[3]。

LATIDRILL高性能水基鉆井液在大慶油田致密油區(qū)塊累計(jì)應(yīng)用4口井。P34-P2是應(yīng)用的第一口井。從現(xiàn)場(chǎng)施工情況和表2鉆井液性能對(duì)比看，該體系失水較大，最多達(dá)到5mL，含砂量比較高，而且鉆井液流變性不穩(wěn)定。在1390m處進(jìn)入青山口組后，發(fā)生較為嚴(yán)重的剝落掉塊現(xiàn)象，且在1750m、2200m處起下鉆經(jīng)常遇阻。

表2 P34-P2井鉆井液性能表

3.2 強(qiáng)抑制胺基鉆井液技術(shù)

在引用貝克休斯公司的LATIDRILL高性能水基鉆井液技術(shù)同時(shí)，大慶油田開始加強(qiáng)高性能水基鉆井液技術(shù)研究和攻關(guān)，在優(yōu)選小分子量胺基抑制劑的基礎(chǔ)上，通過(guò)選用封堵劑和配套處理劑，形成一套強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵的胺基鉆井液體系。該體系在井壁失穩(wěn)機(jī)理的認(rèn)識(shí)已經(jīng)取得新的認(rèn)識(shí)，在單一提高鉆井液體系抑制性的基礎(chǔ)上，將鉆井液封堵性作為一個(gè)重要的指標(biāo)進(jìn)行研究。在封堵性能方面采用碳酸鈣、瀝青類處理劑物理封堵和聚合醇化學(xué)封堵相結(jié)合的方式，使鉆井液對(duì)青山口等裂縫層理發(fā)育地層的封堵能力大幅度提高。室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)顯示，該體系A(chǔ)PI濾失量在3mL以內(nèi)，120℃高溫高壓濾失量小于12mL，頁(yè)巖滾動(dòng)回收率大于93%，極壓潤(rùn)滑系數(shù)小于0.1[4]。

研制的強(qiáng)抑制胺基鉆井液體系先進(jìn)行了9口井的先導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，試驗(yàn)過(guò)程中該體系抑制能力突出、封堵能力強(qiáng)、潤(rùn)滑性優(yōu)良、穩(wěn)定性好，與油基鉆井液性能相近，綜合性能比國(guó)外泥漿公司高性能水基鉆井液更穩(wěn)定，大幅度降低應(yīng)用油基鉆井液的成本費(fèi)用，減少環(huán)境污染。在先導(dǎo)試驗(yàn)之后，強(qiáng)抑制胺基鉆井液體系在致密油區(qū)塊進(jìn)行了大范圍推廣應(yīng)用，使大慶油田水基鉆井液技術(shù)得到進(jìn)一步發(fā)展，保證了非常規(guī)致密油藏的高效開發(fā)，降低應(yīng)用油基鉆井液高成本問(wèn)題的同時(shí)，環(huán)境保護(hù)問(wèn)題也得到了解決。

4 氯化鉀鹽水鉆井液技術(shù)

強(qiáng)抑制胺基鉆井液技術(shù)雖然在致密油大規(guī)模開發(fā)中后期發(fā)揮了重要作用，鉆井液引起的井下復(fù)雜事故率大幅度降低，但青山口組地層的井壁失穩(wěn)難題還是沒有得到完全解決，剝落、掉塊的現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生。因此，在前期井壁失穩(wěn)機(jī)理研究基礎(chǔ)上，對(duì)青山口地層巖芯進(jìn)行了深入分析后得知，該地層除發(fā)育有大量裂縫和微裂縫外，還含有大量微米級(jí)和納米級(jí)的微孔隙，這些孔隙在毛細(xì)管力作用下，極易使外來(lái)液相引起深部地層的水化分散和膨脹，最終發(fā)生井壁剝落、坍塌[5]。

鉆井液體系的封堵性能方面，采用粒徑分布范圍更廣的磺化瀝青Soltex替代粒徑較大的磺化瀝青，Soltex粒徑范圍既有微米級(jí)，也有納米級(jí)，對(duì)青山口組地層不同粒徑的孔隙都具有較好的封堵作用。通過(guò)開展體系研究，最終形成了氯化鉀鹽水鉆井液基礎(chǔ)配方。由表3可知，氯化鉀鹽水鉆井液體系A(chǔ)PI濾失量在老化前后都只有2mL，140℃高溫高壓濾失量小于10mL，且攜巖能力較強(qiáng)，極壓潤(rùn)滑系數(shù)小于0.1，綜合性能比強(qiáng)抑制胺基鉆井液體系大幅度提升。

表3 氯化鉀鹽水鉆井液老化前后性能表

從現(xiàn)場(chǎng)施工情況來(lái)看，氯化鉀鹽水鉆井液在穩(wěn)定井壁、防止鉆頭泥包及提高固井質(zhì)量方面都取得了良好效果，井下復(fù)雜情況進(jìn)一步降低，整體施工效果優(yōu)于強(qiáng)抑制胺基鉆井液體系，主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：①平均機(jī)械鉆速達(dá)到了15m/h以上，比強(qiáng)抑制胺基鉆井液提高了10%以上；②鉆井液API失水更穩(wěn)定，粘度和切力更容易控制，流變性控制更為合理；③固井質(zhì)量明顯提高，直井段、造斜段和水平段固井優(yōu)質(zhì)率分別從50%、70%、80%左右，全部提高至90%以上。截止到2020年底，氯化鉀鹽水鉆井液體系累計(jì)應(yīng)用超過(guò)50口井，目前仍在進(jìn)行大規(guī)模應(yīng)用，為大慶油田致密油勘探開發(fā)提高了可靠的技術(shù)支撐。

5 水基鉆井液發(fā)展趨勢(shì)

近年來(lái)，非常規(guī)油氣資源的水基鉆井液技術(shù)取得了較大進(jìn)步，但仍然存在著抗溫低、成本難控制、環(huán)保兼容性有待提高等技術(shù)難題。未來(lái)致密油水平井水基鉆井液技術(shù)應(yīng)重點(diǎn)從幾個(gè)方面進(jìn)行攻關(guān)：①重視基礎(chǔ)理論研究，從宏觀與微觀多角度深入研究致密油地層井壁失穩(wěn)機(jī)理，為鉆井液助劑研發(fā)和體系研究提供可靠的理論支撐；②創(chuàng)新使用材料科學(xué)領(lǐng)域新技術(shù)，從分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)出發(fā)做好高性能水基鉆井液抑制劑、降濾失劑等主處理劑的合成與研究工作；③選用來(lái)源廣、成本較低的環(huán)保原材料制備處理劑，滿足高性能水基鉆井液與環(huán)境的兼容性，降低對(duì)周圍環(huán)境和水資源的污染；④大力發(fā)展水基鉆井液回收再利用技術(shù)和廢棄鉆井液處理技術(shù)，進(jìn)一步降低鉆井液綜合成本和環(huán)境危害。