抗高溫高密度鉆井液在印尼LOFIN-2井的研究和應用

駱小虎

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司鉆井液公司，北京100101）

LOFIN-2井是印尼東部塞蘭島部署的一口重點探井，垂深為5861 m，為印尼陸上最深井。該井高溫高密度井段預測溫度為150～180 ℃，密度為2.10～2.16 g/cm3，且發育裂縫性頁巖、夾粉砂質泥巖和灰巖，含鹽水層。鄰井因地層造漿、鉆井液體系熱穩定性差、濾失量控制難、井漏而誘導的鹽水侵等原因發生了高密度鉆井液嚴重增稠（有時甚至形成凍膠而喪失流動性）、起下鉆頻繁遇阻，大量排放鉆井液，嚴重影響鉆井周期和鉆井成本，為此，結合鄰井施工情況和LOFIN-2井地質情況，從抗高溫高密度鉆井液本質問題出發，利用抗溫鉆井液處理的熱穩定性能和復合增效作用，研發了一套抗溫180 ℃的高密度水基鉆井液體系，實現了該井的安全、高效施工。

1 工程地質及鉆井液技術難點

1）地層情況。該井四開和五開井段鉆遇尼業府組和科拉組地層，尼業府組上部發育泥巖、粉砂巖，夾少量灰巖和砂巖，下部以灰巖為主，其中發育團塊狀燧石；科拉地層發育破碎性頁巖，夾粉砂質泥巖和灰巖，含少量鹽水層。

2）鉆井液技術難點。該井四開φ311.2 mm井眼面臨大井眼清潔問題。四開垂深為3658 m，裸眼井段長1370 m，井眼大，四開井段中下部鉆井液密度為1.65～1.74 g/cm3，泵壓高，鉆井液排量可能會受到高泵壓的限制，影響攜巖和井眼清潔。

科拉組地層為異常高溫高壓地層，井底溫度為150～180 ℃，壓力系數高達2.05以上，頁巖地層破碎，裂縫發育，易發生井塌和井漏，誘發鹽水侵，污染鉆井液體系，粉砂質泥巖地層易水化膨脹和造漿，造成黏度大幅增加，流變性控制困難。同構造鄰井由于地層造漿、鉆井液穩定性差、濾失量控制難、井漏導致的鹽水侵等，導致鉆井液黏度嚴重增加，大量排放和替換高密度鉆井液，新入井密度為2.05～2.10 g/cm3的鉆井液經過2～3個循環周后，即出現黏度大幅增加，高溫高壓濾失量急劇上升，地面黏度高達180 s以上，造成大量配制新鉆井液和排放高黏度鉆井液，鉆井液性能維護十分困難。

2 抗高溫高密度鉆井液體系設計

目前，國內外高溫水基鉆井液技術的主要技術路線分為兩類：第一類從盡可能抵抗高溫對鉆井液的破壞作用出發，重點解決處理劑高溫降解對性能的破壞作用，主要通過研發抗溫處理劑、采用高溫保護劑或增效劑來減弱高溫降解作用或抵消降解作用，采用多種處理劑且大幅提高用量來調整鉆井液的主要性能（例如高溫高壓濾失量、流變性），采用該技術路線，在鉆井液工程師的精心維護之下可以打成200 ℃以上的高溫井。但是普遍存在溫度越高，處理劑耗費越大，隨溫度等級上升而呈臺階式躍升，配制維護成本高，180 ℃以上鉆井液處理劑種類多，處理劑加量往往在25%以上，一旦性能不穩維護困難。第二類則是利用鉆井液中處理劑的高溫交聯作用抵消或部分抵消處理劑高溫降解作用及其影響，并增強處理劑效能以改善鉆井液流變性和造壁性，能夠減少處理劑種類和用量。研究表明，利用高溫交聯作用建立鉆井液體系的核心是以磺化酚醛樹脂SMP 為核心的高溫交聯反應，一般而言，對于聚磺體系，180 ℃以上處理劑的高溫交聯將會明顯發生，溫度越高越易發生，交聯程度越高。實踐證明180、200、220 ℃是水基鉆井液中處理劑高溫降解與高溫交聯作用發生與程度高低的3個臺階。因此，根據LOFIN-2井高溫高密度（溫度為150～180 ℃，密度為 2.00～2.20 g/cm3）特點，以采取優選抗溫處理劑、抵抗高溫對鉆井液體系的破壞為主建立鉆井液體系[1-4]。

2.1 設計思路與參數指標

根據LOFIN-2井工程、地質特點，提出抗高溫高密度鉆井液技術參數指標，見表1。鉆井液設計重點為：①優選鉆井液處理劑，使體系在150～180 ℃性能穩定，達到指標設計要求，且處理劑種類和加量盡量少；②強化體系的流變性能，使之具有較低的塑性黏度和較高的動切力與φ6讀數，盡可能降低大井眼井段泥漿泵負荷。

表1 抗高溫高密度水基鉆井液體系的技術參數指標

2.2 鉆井液體系處理劑優選

1）重晶石優選。大于2.00 g/cm3的高密度鉆井液中存在大量重晶石，使鉆井液黏度增加，并且重晶石表面性質和粒徑大小也影響鉆井液的黏度[5]，有必要對不同產地的重晶石進行篩選。如表2所示，5#重晶石密度最高，黏度效應最低。

表2 不同產地的API級重晶石黏度效應測試結果

2）降黏劑優選。由于鄰井暴露出高密度鉆井液增稠問題，有必要選擇高效的降黏劑，并且使體系在較低表觀黏度時具有較高低剪切黏度[6]。降黏劑THIN-40是一種聚丙烯酸酯改性聚合物，抗溫在200 ℃以上，灰褐色自由流動粉末，能夠用于淡水和海水鉆井液，主要通過降低結構黏度實現降黏的目的。由表3可知，降黏劑SF-260、 Desco-CF和THIN-40降低動切力、 靜切力和濾失量的能力較強，但是SF-260降低表觀黏度的效果不如Desco-CF和THIN-40，因而根據降低整個體系的黏度能力來判斷，降黏性能由弱到強依次為：SMT＜SMK＜SF-260＜Desco-CF＜THIN-40。這些處理劑在不同程度上改善了體系的濾失性能，綜合降黏性和降低濾失量情況，選用Desco-CF和THIN-40用于體系配方，2者配合使用。

表3 在基漿中加入不同降黏劑的優選結果

3）抗溫降濾失劑優選。據抗溫抗鹽水基鉆井液降低高溫高壓濾失量原理[1，7]，選用一種三元共聚丙烯酰胺聚合物PJL-35作為聚合物降濾失劑。PJL-35是一種自由流動的晶體狀聚合物，其抗溫能力達到180 ℃，能夠在淡水和海水鉆井液中使用，利用其季胺基作吸附基，增加高溫高壓降濾失劑高溫下在黏土表面的吸附能力，達到降低高溫高壓濾失的目的。PAC-LV、SPNH、SMP-1等作為備選降濾失劑，并選用FT-1改善泥餅質量，增強體系封堵性能和抑制性能。在選擇降濾失劑的同時觀察φ6讀數是否處于設計范圍內。由表4可知，4組配方API濾失量均小于3 mL，高溫高壓濾失量較低，但其中1#、2#、3#配方均表現出低剪切速率下黏度低的特點，并且體系靜切力較低，只有4#配方表現出低剪切速率黏度較高的特點，由此可以推斷體系的懸浮穩定性會優于其它3個配方，其原因可能是體系中同時加入Desco-CF和THIN-40，使得體系中發生了一定的高溫交聯作用，形成了一定的交聯結構，提高了鉆井液在低剪切速率的黏度和切力。因此，選擇PJL-35、PAC-LV、SPNH、FT-1作為體系的降濾失劑。

表4 降濾失劑的優選結果

2.3 鉆井液體系性能

抗高溫高密度鉆井液的性能見表5。

表5 抗高溫高密度鉆井液體系在不同溫度下的性能

由表5可知，鉆井液在150～180 ℃性能良好且穩定，該體系具有抵抗此溫度范圍的能力，滿足現場需求。但是當溫度升高到188 ℃時，鉆井液表現出較強的高溫減稠作用，高溫高壓濾失量急劇增加，沉降指數超過指標要求，體系懸浮失穩，產生重晶石沉淀。由于體系建立基礎是基于抗溫180℃聚合物降濾失劑PJL-35，當體系溫度高于此溫度時，在降低加量情況下，PJL-35將受到破壞性高溫降解，因而出現超過處理劑抗溫極限后，體系性能出現劇烈波動，體系黏度降低、高溫高壓濾失量急劇增加，實驗結果符合體系設計思路預期。

2.4 抗污染評價

如表6可知，鹽加量在5%以內，體系無沉淀，無膠凝稠化，高溫高壓濾失量仍處于可控可接受范圍；如果體系受到較強鹽水侵入，則可通過加入SMP-1，提高體系抗鹽能力到10%左右。體系中分別加入劣土和碳酸鈉（模擬受到天然氣中二氧化碳污染）后，表觀黏度與塑性黏度出現較大幅度上升，但動切力和濾失量仍在可接受范圍內，原因可能是優質黏土受到處理劑的護膠保護、體系中存在的富余降黏劑發揮了降黏作用。該體系在測試溫度下能夠抗5%鹽、或5%劣土、或3%碳酸根的污染。

表6 抗高溫高密度鉆井液抗污染性能（163 ℃老化后性能）

3 現場應用

3.1 體系轉換

由于體系中的PJL-35和THIN-40是首次在現場應用，按照實驗配方在地面配漿罐進行小型試驗，通過加量漏斗緩慢加入，觀察處理劑現場配制狀態，完善配制工藝，配制完成后，按設計指標進行性能檢測，性能達標后進行批量配制。小型試驗配漿發現，PJL-35易于溶解，其增黏效率不明顯，添加效果類似PAC-LV。

該體系從四開φ311.2 mm井眼中下部開始轉換，鉆井液密度增加到1.68 g/cm3后停止使用SMP-1，開始使用PJL-35、Desco-CF、FT-1和少量潤滑劑配制膠液，進行維護處理，始終將四開井段體系黏度控制在了60～70 s，為四開下部維持井眼清潔所需排量提供了有利條件。施工記錄表明，四開完鉆垂深3660 m，下部鉆井液密度1.74 g/cm3，排量 2.9 m3/min 時泵壓達到 32.5 MPa，已接近泥漿泵泵壓極限，低黏度鉆井液為四開維持足夠排量提供了有利條件。

3.2 性能維護

四開完鉆后，將鉆井液加重至1.86 g/cm3開始五開鉆進。使用過程中性能維護要點如下。①根據地質設計和錄井數據及時調整鉆井液密度，平衡地層壓力，壓穩鹽水層，防止鹽水過多侵入鉆井液。②補充足夠PJL-35、Desco-CF、THIN-40、SPNH膠液，維護鉆井液性能，將HTHP濾失量控制在16 mL以內，漏斗黏度控制在80 s以內，加入FT-1改善泥餅質量，增強封堵性。③利用現場四級固控設備和膠液稀釋將膨潤土含量控制在10～20 g/L。④根據重晶石回收的工作原理對部分固控設備進行技術改造，利用中低速離心機回收高密度固相重晶石，利用高速離心機清除低密度固相，及時清除水敏性地層巖屑分散造漿帶來鉆井液黏度、切力上升對鉆井液性能的不利影響。⑤起下鉆時，排放沉砂罐，清洗回流管線。⑥現場儲備不同粒徑（粗、中、細）的堵漏材料，包括復合堵漏劑、纖維狀堵漏劑、碳酸鈣顆粒、云母、聚合物堵漏劑等，制定了針對不同漏失的堵漏漿配方及施工方案。

3.3 應用效果

1）通過現場應用檢驗，該抗高溫高密度鉆井液體系性能穩定，鉆井液流變性波動幅度小（五開性能見表7），配制維護簡單，綜合性能優異，滿足印尼東部塞蘭島區塊深井鉆井作業需要。該體系塑性黏度控制在設計值內，動塑比在0.35～0.45 Pa/（mPa·s）之間，靜切力數值適中，同時具有較高的φ6讀數，表明體系具有良好的攜巖性和懸浮性能。其中實測φ6讀值高于參數設計值，該設計值需要進一步修訂。其間，該井鉆井液密度控制較好，五開井段最高氯離子含量為5000 mg/L，未發生明顯鹽水侵，鉆井液性能穩定；在4496～4612 m井段先后發生了5次井漏，漏速為5～10 m3/h，采用常規橋塞堵漏效果良好，均一次成功，堵漏材料以細顆粒狀材料為主，復合中顆粒材料和纖維狀材料（總加量為5%～8%），堵漏劑加入鉆井液循環1周后，經振動篩篩出，鉆井液性能恢復正常。

表7 LOFIN-2井抗高溫高密度水基鉆井液性能

2）與同一構造鄰井相比，LOFIN-2在高溫高密度井段鉆井液性能穩定，未發生因鉆井液性能不穩定增稠而排放鉆井液的情況，高密度鉆井液維護體積大幅度減少，節約了大量鉆井液材料，大幅度縮短了鉆井周期，節約直接成本1400萬元以上。其中，LOFIN-2井五開φ215.9 mm井段比同一構造鄰井長260 m，而鉆井周期僅28 d，比鄰井節約19 d，節約鉆井日費1200萬元；在比鄰井井深深1000 m情況下，LOFIN-2井節約重晶石1300余噸，節約費用200萬元以上。

4 結論

1.根據現場溫度范圍，從抵抗溫度對鉆井液性能破壞出發，優選抗溫處理劑，研制了一套抗溫180 ℃、密度2.10～1.26 g/cm3的水基鉆井液體系，室內實驗和現場應用均表明其流變性能易于調控，體系綜合性能優異。室內實驗表明，一旦溫度高于處理劑抗溫極限，體系為熱穩定性變差，高溫高壓濾失量劇烈增加，符合體系設計預期。

2.經過現場應用檢驗，針對該井高溫高密度（150～180 ℃，密度為 2.10～2.16 g/cm3）特點提出的鉆井液參數指標符合現場實際，其中沉降指數能夠有效的反映出抗高溫高密度體系的懸浮穩定性。

3.該體系配方簡單、性能穩定、易于配制和維護，為該區塊后續高溫高壓鉆井液體系提供了一種選擇。