李建成， 關(guān) 鍵， 王曉軍， 孫延德， 魯政權(quán)， 任 艷

(中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，遼寧盤(pán)錦 124010)

蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田的西北部，區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中帶。該區(qū)塊含氣地層為古生界二疊系的石盒子組，儲(chǔ)層孔隙度5.0%～14.0%，平均8.9%，滲透率0.1～1.0 mD，平均0.782 mD，屬低孔隙、低滲透儲(chǔ)層。為了增大油氣泄流面積、提高單井產(chǎn)量、實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開(kāi)發(fā)，采用長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)開(kāi)發(fā)[1-3]。由于儲(chǔ)層上部為粗礫及中粗粒砂巖，地層存在大量原生裂縫，加之該區(qū)塊地層壓力系數(shù)低，鉆井過(guò)程中容易發(fā)生漏失。目的層段存在硬脆性泥巖，極易發(fā)生化學(xué)失穩(wěn)從而導(dǎo)致坍塌掉塊。此外，隨著水平位移越來(lái)越大，鉆進(jìn)過(guò)程中的傳壓、防卡及預(yù)防巖屑床形成等問(wèn)題也越來(lái)越突出。以往應(yīng)用的聚合物有機(jī)硅鉆井液體系及復(fù)合鹽鉆井液體系需要的處理劑種類繁多、配制工藝復(fù)雜、維護(hù)困難，而且使用效果不夠理想，經(jīng)常出現(xiàn)下鉆遇阻、卡鉆、井漏等井下故障。針對(duì)蘇53區(qū)塊的儲(chǔ)層特點(diǎn)及鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，筆者研發(fā)了全油基鉆井液體系，該體系性能穩(wěn)定、抑制性強(qiáng)、潤(rùn)滑性好、抗污染、儲(chǔ)層保護(hù)效果好，能夠解決蘇53區(qū)塊目的層段井壁失穩(wěn)、裸眼漏失和潤(rùn)滑防卡等難題[4-6]。

1 全油基鉆井液處理劑優(yōu)選

全油基鉆井液的基礎(chǔ)配方由有機(jī)膨潤(rùn)土、激活劑、降濾失劑和潤(rùn)濕劑等4種主處理劑組成，處理劑種類少，現(xiàn)場(chǎng)易于配制，維護(hù)便捷。其中有機(jī)膨潤(rùn)土 GW-GEL、激活劑 GW-OGA、降濾失劑 GW-OFL 為自主研發(fā)，潤(rùn)濕劑 MO-WET 采用試驗(yàn)對(duì)比優(yōu)選。

1.1 有機(jī)膨潤(rùn)土

有機(jī)膨潤(rùn)土在鉆井液中主要起增黏提切的作用，因此其性能的好壞將直接影響鉆井液的流變性能和攜巖能力[7]。各種有機(jī)膨潤(rùn)土均是由不同結(jié)構(gòu)的季銨鹽陽(yáng)離子或具有離子交換能力的有機(jī)改性劑與鈉基膨潤(rùn)土發(fā)生陽(yáng)離子交換而制得的。合成有機(jī)膨潤(rùn)土的方法采用環(huán)保的干法生產(chǎn)工藝，其流程為：鈉基膨潤(rùn)土分散制漿—提純—改性—覆蓋—過(guò)濾—干燥—研磨—包裝。室內(nèi)測(cè)試“白油+3.0%GW-GEL有機(jī)膨潤(rùn)土”在不同溫度下的流變性，測(cè)試結(jié)果(見(jiàn)表1)表明，所制備的有機(jī)膨潤(rùn)土性能滿足油基鉆井液的要求。

表1有機(jī)膨潤(rùn)土成膠率和流變性評(píng)價(jià)

Table1Evaluationonthegellingrateandrheologyofhistosol

溫度/℃成膠率,%表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/Pa靜切力/Pa259413.510.03.51.0/1.512010014.010.53.51.0/2.015010014.59.55.02.5/3.518010016.510.06.53.0/4.020010018.011.07.03.0/5.0

1.2 有機(jī)膨潤(rùn)土激活劑

用于油基鉆井液的有機(jī)膨潤(rùn)土由于使用的原料不同、有機(jī)改性劑不同，其在不同油品中的造漿能力差異較大，有時(shí)達(dá)不到油基鉆井液所需的黏度和切力要求，為此，研發(fā)了一種可以改善有機(jī)膨潤(rùn)土配漿能力的有機(jī)膨潤(rùn)土激活劑GW-OGA。該處理劑為多官能團(tuán)的小分子聚合物，其特點(diǎn)是在較短時(shí)間內(nèi)能使有機(jī)膨潤(rùn)土在白油中迅速分散、溶脹成膠，提高和改善有機(jī)膨潤(rùn)土的成膠率和造漿能力。在基漿中分別加入自主研發(fā)的激活劑GW-OGA和其他激活劑進(jìn)行了對(duì)比試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表2。由表2可知，在常溫下幾種激活劑對(duì)試驗(yàn)所用有機(jī)膨潤(rùn)土的作用效果較小，加溫后作用效果均有明顯提高，相比之下，自制的激活劑略好于其他激活劑。

表2 有機(jī)膨潤(rùn)土激活劑的對(duì)比試驗(yàn)Table 2 Comparison and test of various histosol activators

注：基漿為白油+3.0%有機(jī)膨潤(rùn)土(美國(guó)SWACO)。

1.3 降濾失劑

自主研發(fā)的油基鉆井液降濾失劑GW-OFL為合成油溶性高分子聚合物，是通過(guò)對(duì)油基鉆井液中游離油相的吸附和高分子的封堵作用而起到降濾失作用。該降濾失劑在降低濾失量的同時(shí)，還有明顯的增黏提切效果。在基漿中分別加入不同產(chǎn)地的降濾失劑進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)，結(jié)果(見(jiàn)表3)表明，該降濾失劑比現(xiàn)有的同類降濾失劑降濾失效果好。

表3 國(guó)內(nèi)外不同油基鉆井液降濾失劑性能對(duì)比Table 3 Evaluation of filtrate reducer for various oil-based drilling fluids in the world

注：基漿配方為白油+3.0%GW-GEL+0.5%GW-OGA+0.5%CaO，密度0.92 kg/L。

1.4 潤(rùn)濕劑

重晶石表面是親水的，在油相中不分散，全油基鉆井液中加入未經(jīng)改性的重晶石粉后會(huì)導(dǎo)致流動(dòng)性變差,甚至喪失流動(dòng)性[8-11]。因此，全油基鉆井液中需加入潤(rùn)濕劑，使重晶石粉和劣質(zhì)土表面發(fā)生潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)，由親水變?yōu)橛H油。分別在基漿中加入2.0%不同產(chǎn)地的潤(rùn)濕劑，然后加重至2.0 kg/L，對(duì)潤(rùn)濕劑進(jìn)行優(yōu)選,結(jié)果見(jiàn)表4。從表4可以看出，幾種潤(rùn)濕劑在常溫下均有良好的潤(rùn)濕效果，但高溫老化后，有4種潤(rùn)濕劑導(dǎo)致基漿流變性變差甚至喪失，YB-307和MO-WET的潤(rùn)濕效果較好，但YB-307經(jīng)高溫老化后，有刺鼻的異味。綜合評(píng)價(jià)后，選用MO-WET作為全油基鉆井液體系的潤(rùn)濕劑。

表4 潤(rùn)濕劑篩選試驗(yàn)結(jié)果Table 4 Screening result of wetting agents

注：基漿配方為白油+3.0%GW-GEL+0.5%GW-OGA+1.5%GW-OFL+0.5%CaO，密度2.0 kg/L。

2 全油基鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

經(jīng)過(guò)對(duì)各種全油基鉆井液主處理劑的優(yōu)選，確定以5#白油作為分散相，以保證鉆井液具有良好的流變性和潤(rùn)滑性能[12-15]，用有機(jī)膨潤(rùn)土 GW-GEL 和激活劑GW-OGA來(lái)提高鉆井液的黏度和切力，以降濾失劑GW-OFL控制濾失量，用潤(rùn)濕劑MO-WET來(lái)調(diào)整重晶石粉和巖屑的表面活性，用乳化劑VERSA-MUL提高鉆井液的穩(wěn)定性，遇到漏失性地層時(shí)可加入超細(xì)碳酸鈣和乳化封堵劑作為鉆井液的防漏堵漏劑。在室內(nèi)對(duì)各處理劑加量進(jìn)行反復(fù)優(yōu)化，最終形成了密度為0.92～2.00 kg/L、抗溫能力達(dá)200 ℃的全油基鉆井液體系，其配方為：5#白油+3.0%GW-GEL+0.5%GW-OGA+1.5%GW-OFL+0.5%CaO+2.0%MO-WET+3.0%CaCO3+ 1.0%乳化劑+2.0%乳化封堵劑+重晶石粉。

2.1 抗溫性能

配制不同密度的全油基鉆井液，分別測(cè)定其在200 ℃下的流變性和濾失量，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5200℃下不同密度全油基鉆井液性能評(píng)價(jià)

Table5Performanceevaluationofoil-baseddrillingfluidswithdifferentdensityat200℃

密度/(kg·L-1)表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/Pa靜切力/Pa高溫高壓濾失量/mL0.9225.5157.52/45.21.2034.52014.53/57.01.5047.52917.55/77.51.8059.04316.09/117.42.0071.05021.013/158.2

由表5可知，全油基鉆井液在200 ℃下仍然具有良好的流變性和較低的濾失量，說(shuō)明自主研發(fā)的全油基鉆井液體系能夠滿足不同的密度要求，密度達(dá)2.0 kg/L時(shí)仍具有良好的熱穩(wěn)定性，抗溫達(dá)200 ℃。

2.2 抗污染性能

室內(nèi)評(píng)價(jià)了密度1.5 kg/L的全油基鉆井液的抗水污染、抗鹽污染及抗巖屑污染性能，老化條件為150 ℃×16 h。試驗(yàn)結(jié)果表明，向全油基鉆井液中分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的淡水、無(wú)機(jī)鹽及巖屑后，鉆井液性能仍保持穩(wěn)定，說(shuō)明該全油基鉆井液體系具有良好的抗污染性能。

2.3 抑制性能

測(cè)試過(guò)100目篩的巖屑在3種常見(jiàn)的抑制性較好的鉆井液中的CST值，以及在200 ℃下滾動(dòng)16 h后的巖屑回收率(結(jié)果見(jiàn)表6)。CST值越小，回收率越高，表明鉆井液抑制巖屑分散的能力越強(qiáng)。

表63種鉆井液對(duì)巖屑的抑制性比較

Table6Comparisonofcuttinginhibitionbythreekindsofdrillingfluids

鉆井液CST值/s回收率,%全油基鉆井液116.795.8陽(yáng)離子聚合物鉆井液131.482.7PHPA/KCl水基鉆井液135.978.4

從表6可以看出，全油基鉆井液具有優(yōu)良的抑制性和控制泥頁(yè)巖水化分散的能力，有利于穩(wěn)定井壁和減少井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

2.4 懸浮性能

將井場(chǎng)取回的鉆屑用不同目數(shù)的篩網(wǎng)分成不等粒徑的巖屑顆粒，然后放入不同密度的全油基鉆井液中，發(fā)現(xiàn)巖屑顆粒(最大粒徑達(dá)1.0 cm)在不同密度的全油基鉆井液中均能較好地懸浮，說(shuō)明自主研發(fā)的全油基鉆井液具有很強(qiáng)的懸浮能力。這種優(yōu)異的懸浮能力與該油基鉆井液具有較高的動(dòng)塑比、良好的抗巖屑污染能力、極強(qiáng)的頁(yè)巖抑制性相關(guān)。全油基鉆井液的這種特性有利于長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)的高效攜巖和井眼凈化。

2.5 封堵性

在靜濾失儀杯中放入200 g不同粒徑的砂子，將密度為1.5 kg/L全油基鉆井液加入到靜濾失儀中，測(cè)定全油基鉆井液在25 ℃、0.7 MPa下的漏失量，結(jié)果見(jiàn)表7。

表7 全油基鉆井液封堵性能試驗(yàn)結(jié)果Table 7 Plugging experiment result with oil-based drilling fluids

由表7可知，全油基鉆井液在40/80目砂石構(gòu)成的漏層中沒(méi)有出現(xiàn)漏失；在10/40目砂石構(gòu)成的漏層中其漏失量很少，30 min僅有2.4 mL。這表明，全油基鉆井液封堵能力較強(qiáng)，有利于防漏堵漏。

2.6 儲(chǔ)層保護(hù)效果

在溫度200 ℃、壓力3.5 MPa條件下，采用不同物性的巖心，結(jié)合相應(yīng)地層水資料，利用高溫高壓動(dòng)態(tài)濾失儀來(lái)模擬密度1.5 kg/L的全油基鉆井液在鉆井條件下對(duì)儲(chǔ)層的動(dòng)態(tài)污染,結(jié)果見(jiàn)表8。

表8全油基鉆井液室內(nèi)模擬損害評(píng)價(jià)結(jié)果

Table8Laboratorysimulateddamageevaluationofoil-baseddrillingfluids

巖心孔隙度,%氣測(cè)滲透率/mD初始滲透率/mD污染后滲透率/mD滲透率恢復(fù)率,%C114.018.459.618.6690.11C216.722.3711.9411.0792.71C311.529.6216.7015.2691.38C410.82.930.920.7990.80C57.92.260.590.5491.53

由表8可知，儲(chǔ)層巖心被傷害后，其滲透率恢復(fù)率均在90%以上，平均恢復(fù)率91.31%，說(shuō)明被測(cè)試的全油基鉆井液具有優(yōu)良的儲(chǔ)層保護(hù)性能。分析認(rèn)為，這是因?yàn)槿突@井液具有較低的濾失量和較強(qiáng)的抑制性，避免了黏土顆粒水化膨脹給儲(chǔ)層帶來(lái)的傷害，同時(shí)全油基鉆井液能夠?qū)?chǔ)層孔隙裂縫進(jìn)行有效封堵，降低了固相顆粒及液相侵入儲(chǔ)層的機(jī)會(huì)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

蘇53-82-50H 井是蘇53地區(qū)的一口超長(zhǎng)裸眼水平段水平井，鉆探目的層為盒8段4、5、6小層。設(shè)計(jì)井深5 097 m，實(shí)際水平段入靶點(diǎn)井深3 497.00 m，完鉆出靶點(diǎn)井深5 697.00 m。水平段長(zhǎng)2 200.00 m，采用全油基鉆井液鉆進(jìn)，鉆井周期48 d，在鉆遇727.00 m泥巖段的情況下，整個(gè)水平段平均機(jī)械鉆速7.21 m/h，井徑規(guī)則，電測(cè)一次成功，未出現(xiàn)井下故障。

蘇 53-82-50H 井一開(kāi)井段(0～502.00 m)采用普通水基膨潤(rùn)土鉆井液，其配方為：水+4.0%膨潤(rùn)土+0.6%純堿+0.2%CMC；二開(kāi)直井段(502.00～

2 900.00 m)采用無(wú)固相聚合物鉆井液,配方為：水+0.20%PAM+0.15%K-PAM+0.20%CMC+0.30%PAC；二開(kāi)定向井段(2 900.00～3 497.00 m)采用低固相聚合物有機(jī)硅鉆井液，其配方為：水+3.00%膨潤(rùn)土+0.60%純堿+0.15%燒堿+0.90%高聚硅穩(wěn)定劑+0.90%復(fù)合硅降黏劑+2.00%SMP-Ⅱ+3.00%SPNH+2.00%KH-931+2.00%FT-1A+2.00%聚合醇+2.00%液體潤(rùn)滑劑+0.20%CMC+0.15%PAC+0.30%XC+0.15%K-PAM+2.00%超細(xì)CaCO3+重晶石粉；三開(kāi)裸眼水平段(3 497.00～5 097.00 m)采用全油基鉆井液體系，其配方為：白油+ 3.0%GW-GEL+0.5%GW-OGA+1.5%GW-OFL+0.5%CaO+2.0%MO-WET+2.0%乳化封堵劑+3.0%超細(xì)CaCO3+1.0%乳化劑+重晶石粉。

全油基鉆井液在整個(gè)實(shí)鉆過(guò)程中始終保持良好的流變性、較低的濾失量和較高的破乳電壓(見(jiàn)表9)，滿足了裸眼水平段高效攜巖的需求。

表9 蘇 538250H 井水平段鉆井液性能Table 9 Drilling fluid performance in the horizontal section of Well Su 538250H

觀察全油基鉆井液中起出的完成了501.00 m進(jìn)尺的PDC鉆頭的磨損情況，可以看出，牙齒無(wú)任何脫落，磨損程度低，說(shuō)明全油基鉆井液具有優(yōu)良的潤(rùn)滑性能。

蘇 53-82-50H 鄰井采用水基復(fù)合鹽鉆井液在在同層位鉆進(jìn)時(shí)密度為1.22～1.30 kg/L，全油基鉆井液可以在1.06～1.10 kg/L的較低密度下保證鉆井過(guò)程安全順利，避免了高密度帶來(lái)的裸眼漏失難題。同時(shí)密度的降低及全油基鉆井液的強(qiáng)抑制性又能較大程度地提高機(jī)械鉆速，蘇53-82-50H井水平段鉆遇泥巖時(shí)的平均鉆時(shí)為5.54 min/m，小于采用水基鉆井液的鄰井鉆時(shí)(見(jiàn)圖1)。

蘇53-82-50H井泥巖段平均井徑擴(kuò)大率6.01%，鉆井過(guò)程中井壁未發(fā)生化學(xué)失穩(wěn)現(xiàn)象，尤其是在2 200.00 m超長(zhǎng)裸眼水平段的施工過(guò)程中，未出現(xiàn)由于浸泡時(shí)間較長(zhǎng)導(dǎo)致的井塌和掉塊事故，說(shuō)明全油基鉆井液抑制性強(qiáng)，較好地解決了蘇53區(qū)塊石盒子組泥巖的垮塌掉塊等井壁失穩(wěn)問(wèn)題。

圖1 蘇53區(qū)塊典型井泥巖段鉆時(shí)對(duì)比Fig.1 Comparison of drill time in the mudstone section of typical wells in Block Su 53

4 結(jié) 論

1) 優(yōu)化后的全油基鉆井液體系具有抗高溫及抗污染能力，同時(shí)具有較強(qiáng)的懸浮能力和抑制性及良好的潤(rùn)滑性和儲(chǔ)層保護(hù)效果。

2) 與其他鄰井花費(fèi)大量時(shí)間處理復(fù)雜情況相比，全油基鉆井液在蘇53-82-50H井長(zhǎng)2 200.00 m的裸眼水平段中共鉆遇泥巖727.00 m，鉆進(jìn)工作順利，機(jī)械鉆速高。

3) 下一步應(yīng)致力于油基提切劑、降黏劑及堵漏劑的優(yōu)選或研制，以適應(yīng)深井、超深井高溫高密度油基鉆井液及處理惡性漏失等井下故障的需要。

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