硅酸鹽鉆井液在陸豐7-9-2中的應(yīng)用

邱文發(fā)，趙遠(yuǎn)遠(yuǎn)，狄明利

（中海油田服務(wù)股份有限公司 油田化學(xué)事業(yè)部 深圳作業(yè)公司，廣東 深圳 518067）

通過對陸豐區(qū)塊，西江區(qū)塊已鉆井資料分析，發(fā)現(xiàn)在陸豐區(qū)塊鉆進(jìn)古近系地層時，在較多井中出現(xiàn)起下鉆遇阻，下套管遇阻，作業(yè)中卡鉆擴(kuò)徑等井壁失穩(wěn)問題，而其他古近系地層通過提高的鉆井液密度，來解決井壁失穩(wěn)問題，在鉆井過程中沒有出現(xiàn)起下鉆遇阻問題，但在測井期間因壓差較大，導(dǎo)致測井工具粘卡，鉆井液密度及井壁穩(wěn)定之間的平衡問題成了古近系地層鉆井液需要解決的關(guān)鍵問題。

陸豐7-9-2井是珠江口盆地的一口探井，主要目的層在古近系地層恩平組及文昌組，正常地層壓力，預(yù)計井底溫度139.1℃。完鉆井深4114m，該井在3708m鉆遇古近系地層恩平組，巖性以灰色和褐色泥巖和砂巖呈不等厚互層，局部含薄煤層，對恩平組和文昌組現(xiàn)場巖心礦物含量分析表明，陸豐區(qū)塊粘土含量最高達(dá)到了40%，伊蒙混層含量最高達(dá)到了54%。滾動回收率和膨脹性試驗評價表明，該地層巖屑具有較強(qiáng)的水化膨脹和分散性。掃描電鏡觀察現(xiàn)場巖心表明，地層微裂縫廣泛發(fā)育，縫間充填伊利石、石英等，有剝落的趨勢，鉆井液易沿裂縫侵入地層，是造成井壁失穩(wěn)的主要原因。

在3097m時替入硅酸鹽鉆井液開始8-1/2“作業(yè)，整個 8-1/2”井眼作業(yè)，密度不超過 1.26g·cm-3，較同區(qū)塊井密度最高降低了0.09g·cm-3，整個鉆井過程中起下鉆順利，無掛阻現(xiàn)象，完鉆后共4趟測井作業(yè)均順利完成，無卡鉆現(xiàn)象，實現(xiàn)了降低鉆井液密度的同時解決井壁穩(wěn)定的難題。

1 難點與對策

1.1 古近系地層鉆井中難點及對策

當(dāng)?shù)貙颖汇@開時，地應(yīng)力被釋放，井筒內(nèi)鉆井液作用于井壁的壓力取代了所鉆巖層原先對于井壁巖石的支撐[1]，當(dāng)鉆井液密度低于地層坍塌壓力時，井眼圍巖差應(yīng)力水平升高，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，而單純的提高鉆井液密度來解決井壁失穩(wěn)問題，在測井期間又出現(xiàn)卡測井工具的問題，平衡鉆井液密度和井眼穩(wěn)定問題是解決古近系地層鉆井的關(guān)鍵問題。

硅酸鹽鉆井液因其本身的作用機(jī)理，可有效增強(qiáng)巖石強(qiáng)度，從而可在保證井壁穩(wěn)定的前提下，降低平衡地層壓力的鉆井液密度，解決古近系地層降低鉆井液密度與井眼穩(wěn)定之間的矛盾。

1.2 硅酸鹽鉆井液應(yīng)用難點及對策

一直以來硅酸鹽鉆井液在穩(wěn)定泥頁巖，提高井壁穩(wěn)定性，環(huán)境保護(hù)等方面具有突出優(yōu)點，但硅酸鹽鉆井液在應(yīng)用過程中諸多問題一直制約著硅酸鹽鉆井液的推廣應(yīng)用。

（1）流變控制及濾失量控制，硅酸鹽鉆井液當(dāng)其中固相含量較多時，粘度迅速增加，且隨著溫度升高增稠，導(dǎo)致流變難以控制；因常規(guī)降濾失與硅酸鹽鉆井液配伍性較差，使用CMC、PAC、淀粉等傳統(tǒng)降濾失劑配合護(hù)膠劑等可以使鹽鉆井液濾失量控制在可以接受的范圍，但大多數(shù)降濾失劑均有增粘的副作用[2]。

（2）pH值，因其中的硅酸根離子聚集狀態(tài)會隨pH值變化，當(dāng)pH值降低（一般低于10.69）后迅速聚集形成凝膠，導(dǎo)致泥漿流變難以控制，影響現(xiàn)場施工與應(yīng)用。

（3）潤滑性能，從室內(nèi)評價結(jié)果看，國內(nèi)外普遍認(rèn)為硅酸鹽鉆井液潤滑性明顯不如油基鉆井液，也低于普通水基鉆井液。摩阻系數(shù)可達(dá)到0.3以上[1]。主要是因為硅酸鹽鉆井液一般要求pH值高達(dá)11～12，在此pH值下常用的脂類及植物油類潤滑劑易降解，導(dǎo)致失效。

（4）硅酸鹽鉆井液在室內(nèi)實驗及現(xiàn)場應(yīng)用過程中，鉆井液起泡問題一直很突出，劉緒全在“蘇丹地區(qū)硅酸鹽鉆井液發(fā)泡原因及消泡對策分析”文章中指出，在蘇丹地區(qū)應(yīng)用的硅酸鹽鉆井液易產(chǎn)生泡沫且難以去除，給現(xiàn)場工作帶來很大的困難。

針對以上硅酸鹽存在的應(yīng)用難點，室內(nèi)通過流變調(diào)節(jié)劑及降濾失劑篩選解決其流變、濾失問題。為了解決硅酸鹽鉆井液在鉆屑、地層水侵入時由于pH值降低導(dǎo)致的流變難以控制的問題，該體系引入pH穩(wěn)定劑，該pH穩(wěn)定劑對H+及OH-均具有較高的緩沖容量，可避免硅酸鹽體系在加入燒堿后，體系pH值迅速升高，在有鉆屑等污染物時，鉆井液pH值降低較緩慢，維持體系pH值在11～12之間，減少維護(hù)工作量，保證體系性能。該硅酸鹽鉆井液體系在現(xiàn)場應(yīng)用之初也出現(xiàn)嚴(yán)重起泡問題，振動篩及泥漿池覆蓋厚厚泡沫，泥漿池觀察不到液面，通過陸地緊急運送高效消泡劑，加入后經(jīng)過1到2個循環(huán)，液面清晰可見，且后續(xù)鉆井過程中再無起泡問題發(fā)生[3-9]。

2 硅酸鹽鉆井液體系性能評價

2.1 巖石應(yīng)力評價

室內(nèi)取6塊巖心，分別做空白（不浸泡）、PLUSKCl鉆井液體系、硅酸鹽鉆井液（BorSTAB）體系浸泡10天，使用GCTS程控伺服高溫高壓巖石破壞力學(xué)實驗系統(tǒng)進(jìn)行三軸實驗。

PLUS-KCl體系鉆井液浸泡后（圖2），巖樣表面出現(xiàn)了多條裂縫，并表現(xiàn)出水化膨脹的現(xiàn)象；BorSTAB鉆井液體系浸泡后巖樣并無明顯變化（圖3）。

圖1 浸泡前巖石Fig.1 Preimmersion rocks

圖2 PLUS-KCl鉆井液體系浸泡10d后巖石Fig.2 Rocks after 10 days immersion in PLUS-KCl drilling fluid system

圖3 BorSTAB鉆井液體系浸泡10d后巖石Fig.3 Rocks after 10 days immersion in BorSTAB drilling fluid system

圖4 不同鉆井液體系浸泡后巖石抗壓強(qiáng)度Fig.4 Compressive strength of rock immersed in different drilling fluid systems

實驗結(jié)果表明，PLUS-KCl體系浸泡后的巖石發(fā)生剪切破壞，并伴有部分體積破壞，應(yīng)力-應(yīng)變曲線呈現(xiàn)塑性破壞的趨勢，這是因為PLUS-KCl體系浸泡過后產(chǎn)生的裂縫使得巖樣整體強(qiáng)度發(fā)生劣化；BorSTAB鉆井液體系浸泡后巖樣發(fā)生剪切破壞，應(yīng)力-應(yīng)變曲線呈現(xiàn)彈性特征，抗壓強(qiáng)度較高。

鉆井液浸泡10d后，PLUS-KCl體系與BorSTAB體系抗壓強(qiáng)度分別降低了36%、23.8%，內(nèi)聚力分別為 6.5、9.1MPa（C＞8.7MPa能滿足井壁要求），分別降低56%、38%，BorSTAB體系鉆井液的效果明顯比PLUS-KCl體系好，表明硅酸鹽鉆井液體系可有效增強(qiáng)巖石強(qiáng)度。

圖5 不同鉆井液體系浸泡后巖石內(nèi)摩擦力及摩擦角Fig.5 Internal friction and friction angle of rock after immersion of different drilling fluid systems

2.2 流變性能評價

室內(nèi)通過流變調(diào)節(jié)劑及降失水劑等處理劑的篩選，構(gòu)建了BorSTAB體系，其基本性能評價結(jié)果見表1。

表1 Bor STAB鉆井液體系性能評價Tab.1 Performance evaluation of Bor STAB drilling fluid system

從表1可以看出，Bor STAB體系具有較好的粘度和切力，體系pH值控制在11.5左右，性能可以滿足鉆井需求。

2.3 潤滑抑制性能評價

抑制性主要反映的是鉆井液穩(wěn)定井壁的能力，室內(nèi)通過滾動回收率進(jìn)行了抑制性評價，取6～10目鉆屑在105℃烘箱內(nèi)烘干，放入該鉆井液內(nèi)，150℃老化16h后，用40目篩余在105℃烘干，即為回收率，測定第一次回收率為96.5%；再將回收后的鉆屑繼續(xù)放入鉆井液中，測定第二次回收率為91.4%，說明體系具有較強(qiáng)的抑制性能。鉆井液的潤滑性反映了現(xiàn)場扭矩的大小，摩阻因數(shù)越低，扭矩越小。室內(nèi)采用Fann公司的EP極壓潤滑儀評價體系的潤滑性，計算摩阻因數(shù)為0.1，可以滿足探井對潤滑的要求。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

陸豐7-9-2井完鉆井深4114m，鉆遇古近系地層恩平組及文昌組。該井在8-1/2“井段使用BorSTAB鉆井液體系，鉆井液密度為 1.20～1.26g·cm-3，較鄰井最高降低了0.09g·cm-3，鉆井過程非常順利，無井下復(fù)雜情況發(fā)生，4次測井作業(yè)一次成功。

陸豐區(qū)塊在前期鉆井過程中，均出現(xiàn)不同程度的井壁失穩(wěn)問題，完鉆密度最高達(dá)到了1.35g·cm-3。且陸豐區(qū)塊大多數(shù)大于3000m的井密度均在1.25～1.35g·cm-3之間，陸豐7-9-2井較鄰井最高降低了0.09g·cm-3；整個鉆井過程中粘度和切力穩(wěn)定，鉆屑不斷浸入過程中體系流變變化較小，無流變失控等問題發(fā)生；整個8-1/2“井段除部分點因含礫石出現(xiàn)一定擴(kuò)徑外，其余井段井徑規(guī)則，此井段平均井眼直徑為8.7”，且現(xiàn)場返出鉆屑干爽棱角分明，體現(xiàn)了硅酸鹽鉆井液體系良好的井壁穩(wěn)定性能及抑制性能；此外，構(gòu)建了硅酸鹽鉆井液硅酸根含量評價方法，現(xiàn)場應(yīng)用過程中始終控制硅酸鹽含量在10000mg·L-1以上，pH值控制在11.5左右，現(xiàn)場僅需監(jiān)測pH值及硅酸鹽含量及時補充燒堿及硅酸鹽即可，維護(hù)較簡單?，F(xiàn)場應(yīng)用過程中，扭矩增大問題較為明顯，完鉆后室內(nèi)通過潤滑劑篩選，可將潤滑系數(shù)降到0.1左右。

3.1 BorSTAB鉆井液實現(xiàn)穩(wěn)定井壁且降低鉆井液密度

陸豐區(qū)塊在前期鉆井過程中，均出現(xiàn)不同程度的井壁失穩(wěn)問題和電測遇阻，LF7-9-1井鉆井過程中起下鉆遇阻，進(jìn)行四次爆炸松扣作業(yè)，避臺后恢復(fù)作業(yè)，劃眼憋扭矩，返出大量巖屑掉塊；LF7-9-1井自3736m遇阻后開始，逐步提密度，最高達(dá)1.35g·cm-3，且陸豐區(qū)塊大多數(shù)大于3000m的井密度均在1.25～1.35g·cm-3之間；LF7-9-2 井密度一直維持在 1.22g·cm-3以下，中途由于起泡問題，為了井下安全，逐步提密度到1.26sg，LF7-9-2井鉆井過程中，密度不超過1.26g·cm-3，較鄰井最高降低了 0.09g·cm-3，起下鉆順利，無粘卡，電測期間起下鉆順利，四趟測井順利，無粘卡，實現(xiàn)了降低鉆井液密度且穩(wěn)定井壁的要求。

3.2 流變性能穩(wěn)定易維護(hù)

圖6 陸豐區(qū)塊井密度隨井深變化Fig.6 Variation of well density with well depth in Lufeng block

整個8-1/2"井段鉆井過程中，鉆井液流變性能穩(wěn)定，在鉆屑侵入后對鉆井液粘度和切力無明顯影響，其中在3870m粘度升高為主動提粘的效果。在該井段整個鉆井期間，利用雷磁PH計快速精準(zhǔn)檢測pH值，嚴(yán)格控制硅酸鹽鉆井液體系的pH值在11～12，同時密切監(jiān)測體系中硅酸鹽的含量，維持體系中硅酸鹽的含量至3%～4%，保證體系的穩(wěn)定性。利用可見分光光度計檢測循環(huán)體系中的硅酸鹽濃度，硅酸鹽濃度需大于10000mg·L-1。硅酸鹽濃度偏低的情況下，需先調(diào)節(jié)循環(huán)系統(tǒng)的pH值在11～12，再向體系中補入硅酸鹽，現(xiàn)場維護(hù)簡單。

圖7 陸豐7-9-2鉆井液流變隨井深變化Fig.7 Rheology of Lufeng 7-9-2 drilling fluid varies with well depth

圖8 陸豐7-9-2鉆井液硅酸鹽含量及pH值隨井深變化Fig.8 Variation of silicate content and pH value of Lufeng 7-9-2 drilling fluid with well depth

3.3 抑制性良好

陸豐7-9-2井在8-1-2"井段返出鉆屑干爽，且棱角分明，且在整個8-1/2"井段除部分點因含礫石出現(xiàn)一定擴(kuò)徑外，其余部分非常規(guī)則，此井段平均井眼直徑為8.7"，體現(xiàn)了硅酸鹽鉆井液體系良好的井壁穩(wěn)定性能及抑制性能。

圖9 陸豐7-9-2井8-1/2"井段現(xiàn)場返出鉆屑Fig.9 On-site drilling cuttings returned from 8-1/2 section of Lufeng 7-9-2 well

4 認(rèn)識與結(jié)論

（1）硅酸鹽鉆井液在陸豐區(qū)塊的成功應(yīng)用，為古近系復(fù)雜地層鉆井液技術(shù)提供了依據(jù)，對硅酸鹽鉆井液的現(xiàn)場應(yīng)用具有一定借鑒意義。

（2）硅酸鹽鉆井液有效增強(qiáng)了井壁穩(wěn)定性，降低了鉆井液密度，解決了古近系地層井壁穩(wěn)定與密度間的平衡。

（3）硅酸鹽鉆井液體系現(xiàn)場維護(hù)簡單，流變性能穩(wěn)定，具有良好抑制性能。