抗高溫?zé)o固相弱凝膠鉆井完井液技術(shù)

文飛，　董殿彬，　田玉龍，　黃杰，　劉昕，　王皓

抗高溫?zé)o固相弱凝膠鉆井完井液技術(shù)

文飛，董殿彬，田玉龍，黃杰，劉昕，王皓

（渤海鉆探泥漿技術(shù)服務(wù)分公司，天津300280）

文飛等.抗高溫?zé)o固相弱凝膠鉆井完井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：36-40.

針對(duì)委內(nèi)瑞拉西部BARUA區(qū)塊產(chǎn)層泥砂巖互層多，砂巖膠結(jié)不充分，地層松散、易塌易漏、地溫梯度高以及Barua區(qū)塊油藏物性較差，產(chǎn)收率低的問題，為了保持井壁穩(wěn)定、減少表皮污染，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究了BH-ELASTICOHTHP體系。該體系按照“流體套管技術(shù)”理念，利用體系高黏度特點(diǎn)，配合白云質(zhì)碳酸鈣有效封堵產(chǎn)層孔喉，穩(wěn)定井壁和降低表皮污染；利用低剪切速率黏度高的特點(diǎn)實(shí)現(xiàn)井底凈化和鉆屑返出；該體系還具有抗高溫、抗腐蝕性強(qiáng)、主劑材料易降解等優(yōu)點(diǎn)，適用于低密度、低滲、成巖性差的地層。MGB-0066井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用表明，BH-ELASTICO-HTHP體系防漏防塌能力強(qiáng)，對(duì)儲(chǔ)層和環(huán)境保護(hù)性好，該井產(chǎn)量超過鄰井產(chǎn)量30%以上，達(dá)到了安全鉆井和提高油井產(chǎn)量的雙重目的。BH-ELASTICO-HTHP體系的“流體套管技術(shù)”理念也為老油田及低油藏物性油田的增產(chǎn)增收指出了方向。

水基鉆井完井液；無固相；高黏彈性；流體套管；強(qiáng)封堵性；抗溫；儲(chǔ)層保護(hù)

抗高溫?zé)o固相弱凝膠鉆井完井液（BHELASTICO-HTHP）體系具有抗高溫、高黏、強(qiáng)封堵、對(duì)油氣層傷害小、抗腐蝕性強(qiáng)、主劑材料易降解等優(yōu)點(diǎn)，適用于低密度、低滲、成巖性差的地層［1-2］。委內(nèi)瑞拉Barua區(qū)塊產(chǎn)層泥砂巖互層多，砂巖膠結(jié)不充分、地層松散易塌易漏、地溫梯度高，油藏物性較差、產(chǎn)收率低。針對(duì)以上問題，為保持井壁穩(wěn)定、減少表皮污染，增加油井產(chǎn)量，按照“流體套管技術(shù)”理念，利用BH-ELASTICO-HTHP體系高黏度的特點(diǎn)，復(fù)配使用白云質(zhì)碳酸鈣，封堵產(chǎn)層孔喉，以穩(wěn)定井壁和降低表皮污染［3］，利用低剪切速率黏度高的特點(diǎn)實(shí)現(xiàn)井底凈化和攜巖洗井。BHELASTICO-HTHP體系以5%KCl鹽水為基礎(chǔ)，通過添加易降解的抗高溫抗鹽降濾失劑和流型調(diào)節(jié)劑進(jìn)行性能調(diào)整，研發(fā)出抗溫達(dá)150 ℃、密度為1.10～1.30 g/cm3、LSRV大于100 Pa·s的基本配方［4-8］。

1　室內(nèi)研究

1.1抗高溫抗鹽降濾失劑的優(yōu)選

優(yōu)選出深度改性的羧甲基抗溫淀粉BZ-AMD和陰離子聚合物降濾失劑PAC-lv進(jìn)行對(duì)比評(píng)價(jià)，結(jié)果見表1。實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方如下。

300 mL清水+1.5%BZ-HXC-L+1%HEC+ 5%KCl+1.5%降濾失劑+0.7%堿度調(diào)節(jié)劑+0.3%緩蝕劑+0.1%殺菌劑+0.7%除氧劑+細(xì)目鈣（密度為1.11 g/cm3）

如表1所示，常溫下，2種降濾失劑對(duì)體系流變性能的影響區(qū)別不大，而150 ℃高溫?zé)釢L后，加陰離子聚合物降濾失劑體系的濾失量明顯大于加羧甲基抗溫淀粉體系，且體系不穩(wěn)定，切力值下降較多，出現(xiàn)分層；加改性羧甲基淀粉體系常溫和熱滾后的性能接近，高溫高壓濾失量滿足設(shè)計(jì)性能要求。最終確定改性羧甲基抗溫淀粉作為BHELASTICO-HTHP體系降濾失劑。

表1　抗高溫抗鹽降濾失劑的優(yōu)選

1.2低剪切速率黏度調(diào)節(jié)劑的優(yōu)選

低剪切速率黏度調(diào)節(jié)劑應(yīng)滿足低剪切速率黏度值調(diào)整要求，同時(shí)具備較高的黏度效應(yīng)，因此選取羥乙基纖維素BZ-LSA，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方如下。

水+5.0%KCl+1.5%羧甲基抗溫淀粉+1.0% BZ-HXC-L+低剪切速率黏度調(diào)節(jié)劑BZ-LSA+0.7%堿度調(diào)節(jié)劑+0.3%緩蝕劑+0.1%殺菌劑+0.7%除氧劑+細(xì)目鈣

表2　不同濃度低剪切速率黏度調(diào)節(jié)劑評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)（150 ℃、16 h）

如表2所示，常溫下，不同BZ-LSA加量配方的LSRV值在一定范圍內(nèi)存在基本的線性關(guān)系，即隨著BZ-LSA濃度的增大，體系LSRV值隨之升高，超過最大適用加量（1.5%）后，LSRV值不再隨之變化。

1.3封堵劑的優(yōu)選

為實(shí)現(xiàn)“流體套管技術(shù)”理念，需要鉆井液體系除具備高黏流態(tài)外，還需要有極強(qiáng)的封堵性能。根據(jù)儲(chǔ)層孔喉直徑平均值為28 μm，BHELASTICO-HTHP體系通過復(fù)配3種粒徑的白云質(zhì)細(xì)目鈣進(jìn)行封堵性能調(diào)整，其粒徑分布見圖1～圖3，結(jié)果見表3。

圖1　1#配方粒徑分布

1#基礎(chǔ)配方+10%CaCO3（10～15 μm）+20% CaCO3（20～25 μm）+10% CaCO3（30～35 μm）

2#基礎(chǔ)配方+15%CaCO3（10～15 μm）+15% CaCO3（20～25 μm）+10% CaCO3（30～35 μm）

3#基礎(chǔ)配方+20%CaCO3（10～15 μm）+10% CaCO3（20～25 μm）+10%CaCO3（30～35 μm）

圖2　2#配方粒徑分布

圖3　3#配方粒徑分布

表3　BH-ELASTICO-HTHP體系封堵性能測(cè)試

表3說明：D50粒徑為30 μm，粒徑為10～15 μm的細(xì)目鈣濃度為10%的1#配方，針對(duì)孔喉平均直徑28 μm的地層封堵效果最優(yōu)。

1.4BH-ELASTICO-HTHP鉆井液性能

1.4.1低剪切性能

室內(nèi)經(jīng)過各種處理劑的配比評(píng)價(jià)，優(yōu)選出以下基礎(chǔ)配方。

5.0%KCl+（1.2%～1.5%）改性淀粉+（1.2%～1.5%）BZ-HXC-L+1.0%BZ-LSA+（0.5%～0.7%）堿度調(diào)節(jié)劑+（0.2%～0.3%）緩蝕劑+0.1%殺菌劑+（0.5%～0.7%）除氧劑+細(xì)目鈣

表4是BH-ELASTICO-HTHP不同密度下的性能，其中用細(xì)目鈣加重。由表4可知，該鉆井液150 ℃熱滾后，仍具有優(yōu)異的低剪切流變性能。

表4　不同密度BH-ELASTICO-HTHP鉆井液熱滾后的性能

1.4.2抑制性能

定量稱取50 g粒徑在2.00～3.00 mm的Barua區(qū)塊頁(yè)巖樣品，測(cè)得頁(yè)巖在鉆井液中的平均滾動(dòng)回收率（150 ℃、16 h）為93%，證明該體系能有效抑制巖屑分散，具有良好的抑制性。

1.4.3儲(chǔ)層保護(hù)及油井增產(chǎn)效果

取露頭巖心洗油后干燥并抽空飽和，測(cè)定巖心油相滲透率。然后，用BH-ELASTICO-HTHP鉆井液測(cè)定污染后巖心油相滲透率，并計(jì)算巖心滲透率恢復(fù)值。由表5可以看出，經(jīng)過BH-ELASTICOHTHP鉆井液處理的巖心，其滲透率恢復(fù)值大于94%，該鉆井液可快速形成致密、堅(jiān)韌的泥餅，可防止無用固相運(yùn)移和濾液滲透對(duì)儲(chǔ)層的傷害，可有效保護(hù)儲(chǔ)層。

表5　巖心在BH-ELASTICO-HTHP鉆井液中的滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)

2　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

BH-ELASTICO-HTHP體系經(jīng)過了委內(nèi)瑞拉國(guó)家石油公司專門研究機(jī)構(gòu)INTEVEP的全面檢驗(yàn)，并在MGB-0066井產(chǎn)層進(jìn)行施工，期間經(jīng)歷了長(zhǎng)達(dá)10多天的停等，完全無事故，該井順利完鉆，隨后開始試油試產(chǎn)。MGB-0066井穩(wěn)產(chǎn)127.20 m3/d，比鄰井產(chǎn)量高30%以上，充分表明了該體系強(qiáng)抑制、強(qiáng)封堵、儲(chǔ)層環(huán)保的特性。

2.1地質(zhì)工程概況

MGB-0066井位于Trujillo州Maracaibo湖東岸，是一口重點(diǎn)生產(chǎn)井，目的層為Paují A-9/A-10層。該井三開先后鉆遇LAGUNILLAS層底部、LA ROSA層位，LAGUNILLAS層含有砂巖頁(yè)巖和部分褐煤、砂巖粉砂巖頁(yè)巖夾層，該層位在鉆進(jìn)過程中地層應(yīng)力瞬間破壞，導(dǎo)致坍塌掉塊，LA ROSA層位主要以深灰色泥頁(yè)巖為主，易導(dǎo)致縮徑或井壁坍塌，四開井段地層為MISOA主力產(chǎn)層，以砂巖為主（70%左右），砂巖膠結(jié)性差，含泥頁(yè)巖及粉砂巖互層。表6為該井井身結(jié)構(gòu)。

表6　MGB-0066井井身結(jié)構(gòu)

2.2配制及維護(hù)

1）三開固井后，現(xiàn)場(chǎng)回收地面循環(huán)罐部分油基鉆井液，并清理儲(chǔ)備罐。常規(guī)鉆具下鉆，采用四開油基鉆井液鉆水泥塞，然后再鉆進(jìn)3 m，循環(huán)出污染的油基鉆井液排入廢棄鉆井液池，起鉆。

2）在清理后的循環(huán)罐中，按照配方加入配方濃度一半的黃原膠/羥乙基纖維素，加入過程中控制加入速度，防止鉆井液過稠導(dǎo)致加重泵堵塞。

3）按照配方濃度加入堿度調(diào)節(jié)劑、緩蝕劑、殺菌劑、除氧劑等處理劑，充分循環(huán)。

4）測(cè)量基本性能，如果低剪切速率黏度小于10 000 mPa·s，適當(dāng)根據(jù)鉆井液性能調(diào)整黃原膠/羥乙基纖維素加量，控制低剪切速率黏度在25 000 mPa·s左右。

5）加入KCl及少量殺菌劑，循環(huán)均勻后，用細(xì)目鈣加重至1.13 g/cm3。

6）配制100 t稠塞后，下鉆至井深4 218.4 m，下鉆過程中排出的油基鉆井液回收至指定儲(chǔ)備罐，然后泵入15.90 m3稠塞作為隔離清洗液，小排量循環(huán)出井筒內(nèi)全油基鉆井液，回收全部全油基鉆井液，部分稠塞及油基鉆井液混漿排放至廢物池。

7）上提鉆具至井深4 084.0 m左右，關(guān)閉所有固相控制設(shè)備，循環(huán)配制的高黏水基鉆井液，通過鉆頭水眼充分循環(huán)剪切，然后加入剩余配方濃度的黃原膠/羥乙基纖維素，調(diào)整鉆井液性能達(dá)到設(shè)計(jì)要求后再開啟所有固控設(shè)備。

8）控制體系堿度在適當(dāng)范圍，加入除氧劑及殺菌劑防止體系氧化，保持鉆井液性能穩(wěn)定。

9）鉆進(jìn)中合理使用高目數(shù)振動(dòng)篩、除砂器、離心機(jī)，確保離心機(jī)的正常工作，嚴(yán)格控制有害固相含量。四開鉆進(jìn)用BH-ELASTICO-HTHP鉆井液性能見表7。

表7　四開鉆進(jìn)用BH-ELASTICO-HTHP鉆井液性能

10）表8、圖4為MGB-0066井四開井段的PPT封堵性檢測(cè)結(jié)果，證明該鉆井液體系有良好的封堵性能及儲(chǔ)層保護(hù)效果。

表8　四開鉆進(jìn)用BH-ELASTICO-HTHP鉆井液封堵性能

圖4　四開鉆進(jìn)用BH-ELASTICO-HTHP鉆井液封堵曲線圖

2.3應(yīng)用效果

1）強(qiáng)抑制性，高黏度和切力。MGB-0066井四開鉆進(jìn)使用BH-ELASTICO-HTHP鉆井液，現(xiàn)場(chǎng)鉆井隊(duì)因設(shè)備及雇員罷工造成的長(zhǎng)期停等，但在下鉆過程中無阻卡現(xiàn)象，證明其具有優(yōu)異的抑制能力及穩(wěn)定性。

2） 抗高溫、強(qiáng)封堵。該體系抗井底溫度150 ℃，穩(wěn)定性強(qiáng)，解決了該區(qū)塊四開施工過程中存在的產(chǎn)層井漏、井塌、卡鉆事故等技術(shù)難題，四開施工過程中井壁穩(wěn)定，全井段施工順利。

3）低表皮污染、儲(chǔ)層保護(hù)，增產(chǎn)效果明顯。MGB-0066井在后期試油試產(chǎn)階段，日產(chǎn)量穩(wěn)定在127.20 m3/d，同區(qū)塊鄰井MGB-0064/0065的平均產(chǎn)量為 95.40 m3/d，證明了BH-ELASTICO-HTHP鉆井液具有強(qiáng)封堵性、低表皮污染和儲(chǔ)層保護(hù)的特性。

3　結(jié)論

1.BH-ELASTICO-HTHP鉆井液性能穩(wěn)定，可抗溫150 ℃，防漏防塌能力強(qiáng)。

2.該體系經(jīng)封堵性檢測(cè)，證明其強(qiáng)封堵性，達(dá)到了產(chǎn)層鉆進(jìn)中有效封堵、保持了井壁穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)了屏蔽暫堵，減少了表皮污染；試油完井階段MGB-0066井實(shí)際產(chǎn)量超過鄰井產(chǎn)量30%以上，充分證明BH-ELASTICO-HTHP體系對(duì)儲(chǔ)層具有良好的保護(hù)效果。

3.應(yīng)用“流體套管技術(shù)”理念，研發(fā)和應(yīng)用的BH-ELASTICO-HTHP體系可以達(dá)到在復(fù)雜地質(zhì)產(chǎn)層安全鉆井和提高中、低產(chǎn)量油田油井產(chǎn)量的雙重目的。

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High Temperature Solid Free Water Base Drill-in Fluid

WEN Fei， DONG Dianbin， TIAN Yulong， HUANG Jie， LIU Xin， WANG Hao
（Drilling Fluid Technology Services of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Tianjin 300280）

The reservoir formations in the Block Barua， west Venezuela， are characteristic of multiple interbedded mudstones and sandstones， unconsolidated sandstones because of poor cementation， borehole wall collapse and frequent mud losses， high temperatures and poor reservoir physical properties. A drilling fluid named BH-ELASTICO-HTHP has been developed based on the “fluid casing concept” to try to maintain borehole stability during drilling and to minimize skin contamination of the reservoir formations. The BHELASTICO-HTHP drilling fluid has high viscosity and low gel strengths， and can be used to stabilize borehole wall and reduce skin factors when treated with dolomitic CaCO3as a temporary plugging agent. The low-shear-rate viscosity of the BH-ELASTICO-HTHP drilling fluid helps clean the borehole. As a high temperature drilling fluid formulation， with its main additives easy to degrade， this drilling fluid is suitable for use in drilling formations with low pore pressure， low permeability， and unconsolidated formations. The application of this drilling fluid in the well MGB-0066 demonstrates that the BH-ELASTICO-HTHP drilling fluid has strong mud loss controlling capacity and shale inhibitive capacity； it helps protect reservoir formations from being damaged and is environmentally friendly. The well MGB-0066 has actual oil production rate 30% more than that of the offset well. The use of the BH-ELASTICOHTHP drilling fluid realized safe drilling and enhanced production. The “fluid casing concept” will help in designing drilling fluid formulations for use in old oilfield or in reservoirs with poor physical properties.

Water base drill-in fluid； Solid free； High viscosity； Fluid casing； Plugging performance； Temperature resistant； Formation damage prevention

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0036-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.007

文飛，工程師，1983年生，2007年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油基和高性能水基鉆井液的研究及海外現(xiàn)場(chǎng)工作。電話（022）25976374；E-mail：wenfei-2003@163.com。

（2016-3-29；HGF=1603N3；編輯王小娜）