城探1井抗高溫鉆井液技術研究與應用

李建軍

（中國石油大慶鉆探鉆井工程技術研究院鉆井液分公司，黑龍江大慶163413）

城探1井抗高溫鉆井液技術研究與應用

李建軍*

（中國石油大慶鉆探鉆井工程技術研究院鉆井液分公司，黑龍江大慶163413）

城探1井是大慶油田部署塔東古城區塊的第一口高風險預探井，設計井深7150m，實際完鉆井深7280m。該井6312～7280m段采用抗高溫聚磺防塌鉆井液，預估井底最高溫度將達到200℃，鉆遇地層主要是奧陶系下部和寒武系，巖性以灰巖和白云巖為主，該井段溶洞裂縫發育成熟，另外還存在厚度不均的破碎地層。鉆進過程中易發生井漏和剝落塊卡鉆事故。針對該地層的地質特點及技術難點，對抗高溫聚磺鉆井液體系進一步研究，通過增加抗高溫增粘劑，增強了體系的抗溫性，降低鉆井液的HTHP失水，提高了體系的封堵防塌性能，確保破碎帶鉆進的安全。現場應用效果表明，通過引入抗高溫增粘劑，體系流變性、粘切等參數更易控制；攜巖能力更強，破碎帶鉆進安全快速地穿過，沒有發生井下復雜或事故，能夠滿足井深7700m內的超深井的施工需求。

鉆井液；聚磺；防塌；封堵；城探1井

1　工程概況

城探1井位于新疆維吾爾自治區巴音郭楞蒙古自治州且末縣境內，是大慶油田在古城區塊部署的第一口超深探井，目的是探索古城地區寒武系丘灘體儲層含油氣性，實現古城地區新層系的突破。該井設計井深7150m，在實鉆過程中由于發現較好油氣顯示，加深鉆進至7280m完鉆。本開次井段長968m，鉆遇地層主要包括奧陶系下部鷹山組和蓬萊壩組及寒武系。

該井一開采用?476.3mm鉆頭鉆進至808m完鉆，?365.1mm套管下深807.5m；二開采用?200mm鉆頭鉆進至3211m完鉆，?273.1mm套管下深3209.02m；三開采用?241.3mm鉆頭順利鉆進至6312m，?200mm套管下深6310.50m；四開采用?168mm鉆頭順利鉆進至7280m完鉆。該井一開使用膨潤土聚合物鉆井液體系；二開、三開使用氯化鉀聚合物—聚磺鉆井液體系；四開使用抗高溫聚磺防塌鉆井液體系，本文主要分析四開抗高溫鉆井液技術。

2　高溫井段鉆井液技術難點

（1）井深超過7000m后井底溫度可能超過200℃，目前鉆井液體系及所選處理劑抗溫性無法滿足施工需要。根據地質及工程設計提示，井底最高靜溫將達到196.6℃；目前的鉆井液處理劑鹽水環境中抗溫極限是180℃，因此必須對原配方進行抗200℃以上高溫研究，通過研究將配方的抗溫性提高至200℃以上。

（2）奧陶系下部及寒武系白云巖存在厚度不均的破碎帶，易發生掉塊卡鉆事故。

（3）該井段地質條件復雜，涵蓋了奧陶系的鷹山組、蓬萊壩組以及寒武系，破碎帶發育，且溶洞裂縫發育成熟，鉆進過程中易發生坍塌、漏失等復雜。

（4）施工周期較長，井壁（尤其是破碎帶）經過鉆井液長時間浸泡，井下安全問題比較突出。

3　抗高溫鉆井液室內研究

目前國內大部分抗高溫處理劑的抗溫極限都在180℃，超過這個極限，處理劑就會發生降解。目前塔東所使用的聚合物降濾失劑就面臨這個問題，現場為了避免井下復雜事故的發生，必須將聚合物的抗溫性能延伸至200℃以上。

3.1抗高溫增粘劑優選實驗

抗高溫增粘劑單劑優選實驗數據如表1所示。

從實驗數據來看，該抗高溫增粘劑LZ常溫下增粘效果顯著，經過200℃熱滾24h后粘切保持率達到了68.2%，初終切保持率為30.7%。

3.2抗高溫增粘劑LZ與抗高溫聚合物降濾失劑復配實驗

表1　增粘劑單劑評價

優選出增粘劑LZ與體系中使用的聚合物降濾失劑復配實驗數據如表2所示。

表2　復配實驗評價

從表2實驗數據可以得出，聚合物降濾失劑和增粘劑復配使用，確實能夠提高聚合物降濾失劑的抗溫性能，經過200℃熱滾24h后粘度保持率由原來的42.1%提高到54.4%，初終切保持率為43.4%。

3.3抗高溫增粘劑LZ與體系的配伍性試驗

增粘劑LZ與抗高溫鉆井液體系配伍性評價實驗詳細數據如表3所示。

從表3試驗數據可以看出，抗高溫鉆井液體系中引入抗高溫增粘劑LZ，體系高溫熱滾后的粘度保持率由原來的63.3%提高至70.8%，初終切保持率由原來的27.3%提高至45.0%，攜巖性能顯著提高。

表3　配伍性評價

機理分析：增粘劑LZ的主要成分是2-丙烯酰胺基二甲基磺酸鈉、甲基丙烯酸二乙胺酯縮合而來，主鏈以C-C、C-S及C-N，熱穩定性好，支鏈上有大量的羥基、羧基及醚鍵，水解后能夠與水分子進行氫鍵吸附，高分子鏈可以同時吸附多個粘土顆粒形成膠團、網狀結構從而包裹束縛大量自由水，使得鉆井液中可以流動的自由水減少，膠粒間、粘土顆粒間距縮小，內摩擦力增加，從而提高鉆井液粘度。聚合物降濾失劑、改性褐煤樹脂BQP等處理劑中含有羥基、羰基、亞甲基、磺酸基、羧基、腈基等官能團，能夠以酰胺基的吸附作用和羧鈉基、磺甲基、羥甲基的水化作用形成的吸附溶劑化水膜和高分子對粘土顆粒起到保護作用。抗高溫增粘劑LZ和聚合物降濾失劑、褐煤樹脂BQP共同作用于粘土顆粒的最終結果就是粘土顆粒保持適當的分散度，不發生進一步細分散也不發生敦化減稠。

增粘劑LZ分子鏈存在不飽和鍵，在高溫堿性環境中能夠與褐煤BQP分子中的部分磺酸基發生縮合反應而交聯，使得鉆井液體系抗溫能力大于200℃。井下持續高溫環境為縮合反應創造了有利條件，使得縮合反應的動態平衡始終右移，從而確保了增粘劑在高溫環境下的增粘效果始終存在。增粘劑LZ和BQP的配合使用還能提高降濾失性和增粘效果，延長處理維護周期，降低處理劑加量。

3.4體系封堵性實驗

根據6#配方配制3份500mL井漿，200℃熱滾24h后取出，采用FA-BX無滲透濾失儀分別做6～8目、10～20目、40～60目石英砂做濾液侵入實驗，實驗結果見表4。

實驗結果：采用6#配方配制的鉆井液經過200℃熱滾24h后在3種不同粒徑砂床上進行的封堵實驗，均能完成封堵，沒有發生完全漏失現象，表明該體系對于破碎地層、裂縫性地層具有較強的封堵效果。

表4　砂床侵入實驗

4　現場應用效果

4.1鉆井液性能

本開次新配漿1350m3，其中1.45g/cm3重漿170m3，1.18g/cm3膠液460m3，1.20g/cm3儲備堵漏漿200m3，1.18g/cm3井漿520m3，鉆遇地層主要是奧陶系下部鷹山組、蓬萊壩組以及寒武系，施工過程十分順利，起下鉆順暢，套管順利下入，平均機械鉆速2.31m/h。鉆井液性能如表5所示。

表5　6312～7280m井段鉆井液性能表

4.2鉆井液日常維護

開鉆前準備工作：將所有循環罐、儲備罐清掏干凈后用淡化水清洗一遍后備足淡化水，備水過程中取樣檢測離子濃度，并根據檢測結果計算純堿、燒堿加量，然后配出40m3濃度為20%的膨潤土降水化備用。將1#、2#罐留出準備鉆塞用，其余罐盡量配滿新漿，確保開鉆泥漿量足夠頂替和應急儲備。新漿配配制完畢后抽取各個罐內泥漿測量性能，并根據測量結果做適當調整，并將密度加至設計密度。新漿頂替入井后循環至少兩周，然后根據性能變化情況再次調整，直至滿足設計及現場施工要求即可開鉆。具體維護措施如下：

（1）鉆進期間每30min測量一次鉆井液性能，計量各個罐內體積，每8h測量一次全套性能，確保隨時掌握鉆井液性能變化趨勢。

（2）6312～6550m井段，預計井底最高溫度為180℃，維持鉆井液漏斗粘度48～50s，初終切2.0Pa/5.0Pa，動塑比0.3～0.4，塑塑粘≤20·mPa·s，礦化度≤5000mg/L。

（3）6550～7280m井段，井底溫度將超過180℃，鉆井液中需加入高效抗溫降濾失劑，同時根據需要加入0.2%～0.3%的抗高溫增粘劑LZ，確保鉆井液漏斗粘度穩定50～55s，初終切穩定在（3.0～5.0Pa）/（5.0～10.0Pa）之間。日常維護則采取每鉆進24h補充0.5m3水+0.2t抗高溫增粘劑LZ+0.05t燒堿水溶液，并根據需要調整膠液配方，始終控制HTHP失水＜14mL。

（4）本井取芯5次，最低收獲率29%，掉芯嚴重，表明奧陶系下部蓬萊壩組、寒武系均存在破碎帶和溶洞裂縫帶，鉆進過程中時刻關注鉆壓、扭矩、烴值變化及振動篩返砂情況，根據需要補充增粘劑和2%～3%隨鉆堵漏劑、2%非滲透橋接劑，對破碎帶及溶洞裂縫發育地層進行有效封堵，避免井下復雜事故。

（5）鉆進過程中，錄井監測到烴值最高達到91%，為了有效避免有毒有害氣體（尤其是H2S）溢出，將密度提高至1.20g/cm3，同時加入0.3%除硫劑預防。

4.3鉆井液固相控制技術

本井段主要鉆遇灰巖和云巖，含少量泥頁巖膠結質，因此不存在泥巖水化分散問題，固控設備則主要使用振動篩和除砂器，偶爾使用離心機控制鉆井液密度。

（1）振動篩使用120～140目篩布能夠在一個循環周中清除80%以上的有害固相。

（2）除砂器使用200目篩布，底流壓力控制在0.2～0.3MPa，能夠清除12%以上的有害固相，除砂器除正常維護保養外，鉆進期間必須正常運轉。

（3）離心機使用考慮到本開次鉆井泵排量小，為18～20L/s，地面罐和井筒內泥漿循環一周至少需要5h，為避免出現鉆井液密度不均，而影響到泵壓變化和對井底情況的判斷，需要將供液量控制很小，確保循環周內平均密度降低不能超過0.01g/cm3。

（4）每天堅持堅持沉砂罐內沉砂情況，如果罐內沉砂超過罐有效高度的80%，就利用起下鉆期間將沉砂罐排空，進一步增強鉆井液凈化效果。

5　結論與認識

（1）研究通過加入抗高溫增粘劑LZ，鉆井液體系抗溫能力超過200℃，滿足城探1井施工需求。

（2）通過引入抗高溫增粘劑LZ，提高了高溫井段泥漿粘切，使得體系能夠有效克制奧陶系下部及寒武系破碎帶地層，本井鉆進至7280m完鉆過程中沒有發生卡鉆事故，也無漏失、坍塌等井下復雜。

（3）通過引入抗高溫增粘劑LZ，聚磺鉆井液抗高溫穩定性得到強化，簡化了日常維護。

（4）新體系增加了抗高溫增粘劑LZ，但由于其與體系中降濾失劑的協同增粘和降濾失作用，降低了聚合物降濾失劑的加量，鉆井液配制成本卻稍有降低，鉆井液配制維護總成本沒有增加，即達到了保本增效。

［1］鄢捷年.鉆井液工藝學［M］.山東：石油大學出版社，2006：348-360.

［2］張斌.超深井、超高溫鉆井液技術研究［D］.中國地質大學（北京）博士學位論文，2010.

［3］王燕，等.物理法隨鉆防漏堵漏技術與鉆井液現狀研究［J］.斷塊油氣田，2008，15（1）：93-94.

［4］張志財.鉆井液抗高溫技術研究［D］.中國石油大學碩士學位論文，2010.

TE254

A

1004-5716（2016）10-0064-04

2016-05-11

2016-09-01

李建軍（1981-），男（漢族），四川遂寧人，工程師，現從事深井及深層水平井水基鉆井液技術服務工作。