華北牛東地區深井抗高溫防塌鉆井液技術研究與應用*

陳志學，蘭 芳，梁 為，于文華，張世清

（1.中國石油集團工程技術研究院有限公司，北京 102206；2.中國石油玉門油田分公司，甘肅 酒泉 735019；3.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095；4.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

華北油田牛東地區位于冀中坳陷霸縣凹陷牛東斷裂下降盤牛東潛山帶，其目的層埋藏深度在5600數6000 m左右，完鉆井深達6000 m以上，完鉆層位為霧迷山組，井底溫度超過200℃。牛東1井鉆至5900 m以下時，鉆井液出現嚴重稠化、變質發酵、起泡等現象，高溫高壓失水增大，流變性能惡化，給鉆井安全帶來重大隱患，而且地層巖性主要為淺灰、灰色白云巖夾淺灰色硅質白云巖，微裂縫發育，鉆井中易發生硬脆性垮塌，因此，對鉆井液的抗高溫封堵防塌性能要求高［1-3］。國內外抗高溫鉆井液中水基聚磺鉆井液的熱穩定性、流變性優良，抗鹽、抗鈣污染能力強。因此，本文構建了兩性離子聚磺鉆井液體系，并基于抗溫性能評價進行了優化。借助X 射線衍射（XRD）及電鏡掃描（SEM）等方法對牛東地區深層巖樣的組成和結構進行了研究，探討了牛東地區深層井壁失穩機理，進而進行了剛性及可變形封堵防塌劑的優選［4-5］?；跇嫿ǖ木刍倾@井液體系與優選的防塌劑，形成了適用于華北牛東地區的深井抗高溫防塌鉆井液，并在牛東101 井進行了現場應用。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

復合離子型聚丙烯酸鉀鹽FA-367、防塌降濾失劑SF，河北任丘燕興化工有限公司；兩性離子聚合物降黏劑XY-27，河南新鄉第四化工廠；磺甲基酚醛樹脂SMP-1、抗高溫降濾失劑KJAN，河北任丘市高科化工物資有限公司；抗高溫抗鹽降濾失劑LHJS-3、HY-222，四川光亞科技股份有限公司；高溫瀝青HYL-180、超高溫瀝青HYL-200、超細碳酸鈣ZD-1（380數 245 μm）和ZD-2（245數 165 μm）、乳化石蠟EP-3，四川光亞科技股份有限公司；氫氧化鈉，華北石油華誠石油公司；膨潤土，山東濰坊鴻翔膨潤土廠。鉆屑來自牛東地區沙四段和孔店組地層，實驗配液用水為去離子水。

DX-2800 型X 射線衍射儀，丹東浩元儀器有限公司；JSM-6510 型掃描電鏡，北京科苑新創技術有限公司；CHANDLER 7400型高溫高壓流變儀，美國Chandler公司；150-80型高溫高壓動態失水儀，美國施多威爾有限公司；150-80 型高溫動態頁巖膨脹儀，美國施多威爾有限公司；OFI 173-00-1型五軸高溫滾子加熱爐，美國OFI公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 巖樣X射線衍射及掃描電鏡分析

參照中國石油天燃氣行業標準SY/T 5163—2010《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X衍射分析方法》，利用X 射線衍射儀對牛東地區現場巖樣進行了礦物組分分析；使用掃描電鏡（SEM）觀察在不同放大倍數下巖樣的結構。

1.2.2 巖樣水化分散劑膨脹性能測試

（1）巖樣回收率實驗

現場收集的粒徑大于 1700 μm、小于 3350 μm的巖屑，清除表面附著物，烘干。稱取50 g 準備好的巖屑，放入盛有350 mL 試液的高溫罐中，在150℃下滾動16 h后取出、冷卻，將罐內的鉆井液和巖樣全部倒在40目分樣篩上，在盛自來水的槽中濕式篩洗1 min，將篩余巖樣放入干燥箱烘干稱量，計算巖樣回收率。

（2）巖樣膨脹實驗

將現場收集的巖屑樣品研磨過100 目篩，烘干待用。稱取10 g 處理后的巖樣，使用壓片機在14 MPa 壓力下壓制5 min 制得模擬巖樣。在150℃、3.5 MPa 條件下，使用高溫高壓動態膨脹儀測定模擬巖樣在20 mL蒸餾水中浸泡2 h和16 h的膨脹率，以此判斷巖屑的膨脹強弱。

1.2.3 鉆井液常規流變性能測定

使用六速旋轉黏度計測試鉆井液的表觀黏度、塑性黏度及動切力，使用API 中壓濾失儀測試鉆井液的濾失量。

2.2.2 母根栽植方式 為了研究母根栽植方式對種條生長的影響，開展了先栽植后灌溉和先灌溉后栽植再灌水兩種方式進行區組試驗。試驗采用一年生根樁，栽植株行距30cm×60cm。栽植后進行常規撫育管理。進行萌芽、生根及生長量觀測。

1.2.4 鉆井液高溫高壓流變性能測定

采用美國CHANDLER 7400型高溫高壓流變儀測試鉆井液高溫高壓流變性能，內外筒組合亦是按標準的API 六速旋轉黏度計配置，該流變儀最大工作壓力210 MPa，最高測定溫度260℃。

1.2.5 鉆井液體系封堵防塌性能評價

參照中國石油天燃氣行業標準SY/T 5621—1993《鉆井液測試程序》進行高溫高壓滲透失水和砂床濾失量測定，評價鉆井液體系的封堵防塌性能。

（1）高溫高壓滲透失水

測定鉆井液在高溫高壓條件（200數250℃、3.5 MPa）下的滲透失水，然后將加溫罐中的鉆井液替換為清水，封閉加溫罐，在3.5 MPa下分別測定200數250℃條件下30 min的失水，每間隔5 min記錄一次失水量。

（2）砂床濾失量：用120 目的標準篩布篩取200 g 的細砂倒入高溫高壓濾失儀中作為砂床，將鉆井液沿泥漿杯內側緩慢倒入杯中，在溫度200℃、壓力3.5 MPa、加注回壓0.69 MPa 的條件下測定30 min的失水，每間隔5 min記錄一次失水量。

2 結果與討論

2.1 牛東地區井壁的失穩機理

2.1.1 X射線衍射分析

牛東地區全礦物及黏土礦物相對含量分析結果見表1。從表1可以看出，5個樣品中的石英含量最高，約為30%數60%，斜長石含量為10%數20%，方解石含量在15%以內，黏土礦物含量為10%數35%，隨著井深的增加，黏土礦物含量逐步降低。從黏土礦物相對含量分析結果來看，5 個巖樣中的黏土礦物均以伊/蒙混層為主，伊利石次之，并含有一定量的高嶺石和綠泥石。X射線衍射分析結果表明樣本巖屑在超深井條件下具有易垮塌的特性。

2.1.2 巖樣結構分析

利用掃描電鏡對牛東地區深部地層巖樣進行了構造分析，結果見圖1。從圖1可以看出，牛東地區地層巖樣的黏土礦物與其它礦物之間膠結性不好，結構不均勻，節理、微裂縫發育，紋理清楚，屬非膨脹型破碎性白云巖。鉆進過程中侵入的濾液不可避免地會發生水化作用，尤其是表面水化斥力會引起巖石內部的相互擠壓，容易在井壁薄弱處引起應力突然釋放而產生突發性剝落掉塊，這是牛東地區井壁失穩的主要原因。

表1 牛東1井黏土礦物含量測定結果

圖1 牛東地區5585.66數5587.44 m地層巖心電鏡掃描照片

2.1.3 巖樣的水化膨脹分散性能

牛東1 井巖屑在清水中150℃下滾動16 h 后的回收率及在清水中（150℃、3.5 MPa）浸泡2 h和16 h的膨脹率實驗結果見表2?？梢钥闯觯?000 m以上的地層巖屑回收率大部分超過40%，最高63%，且巖屑樣本的膨脹率較低，基本都在15%以內。而井深低于3500 m的地層巖屑的回收率很低，在26%以內，且巖屑膨脹率較高，超過20%。針對該地區尤其是深層井段，為了減少鉆井液內水向泥巖內運移，需加強鉆井液封堵防塌性能。

表2 牛東1井鉆屑的水化膨脹分散性

2.2 抗高溫防塌鉆井液體系研選

2.2.1 抗高溫鉆井液體系研選

根據高溫協同增效原理，選取復合離子型聚丙烯酸鉀鹽FA-367、磺甲基酚醛樹脂SMP-1、抗高溫抗鹽降濾失劑LHJS-3、HY-222 作為可變因素，采用正交實驗法以在5%坂土漿中加入藥劑后的鉆井液的高溫高壓失水為考察依據優選得到如下兩個鉆井液配方［6-7］。配方1：5%坂土漿+0.6%XY-27+0.5%FA-367+2% LHJS-3+2% SMP-1+3% HY-222+3%KJAN+0.3%NaOH+4%ZD-1，pH值9.5；配方2：5%坂土漿+0.6%XY-27+0.5%FA-367+2%LHJS-3+2%SMP-1+3% HY-222+1% KJAN+0.2% NaOH+4%ZD-1，pH值9.5。

兩種配方鉆井液的常規性能測試結果見表3。實驗結果表明，配方1 和配方2 鉆井液在200數240℃熱滾16 h 前后、200℃持續熱滾48 h 的流變參數穩定，并保持在較合理水平，未出現嚴重增稠、顯著稀釋、膠凝、聚沉等現象，250℃高溫高壓失水≤17 mL（行業標準為≤18 mL）。與配方2 鉆井液相比，配方1鉆井液在200℃、220℃、240℃熱滾前后的流變參數變化更小，高溫流變穩定性更優，可用于牛東地區潛山深層高溫地層的鉆井。

2.2.2 鉆井液封堵防塌劑研選

將砂粒按一定級配和重量組成封堵測試的砂床，在設定溫度（井塌地層溫度）和壓力下（3.5 MPa），測試鉆井液經砂床滲濾后的濾失量，評價封堵劑的封堵效果。該實驗能夠模擬鉆井液在地層的滲濾過程，封堵劑在滲濾介質中形成內泥餅，能夠揭示體系的封堵防塌機理。通過砂床濾失實驗評價優選了剛性封堵劑及可變形封堵劑［8-9］。

表3 配方1、2鉆井液不同溫度流變、濾失性能評價

（1）剛性封堵劑優選

在配方1鉆井液中分別加入一定量的超細碳酸鈣ZD-1或ZD-2后，鉆井液的常規流變性能、高溫高壓滲透失水和砂床濾失量的測試結果見表4。加入超細碳酸鈣后，體系的表觀黏度、塑性黏度及動切力略有增加，高溫高壓濾失量略有降低，表明剛性封堵劑與體系的配伍性較好；ZD-1和ZD-2加入后，體系的砂床濾失量包括初濾失量及總濾失量降低幅度較大，且隨著加量由2%增至4%，砂床濾失量持續降低，其中ZD-1 加入后砂床濾失量降幅更大，即粒徑更細的超細碳酸鈣ZD-1的封堵效果更好。

（2）可變型封堵劑優選

在配方1鉆井液中分別加入一定量的可變型封堵劑乳化石蠟EP-3、高溫瀝青HYL-180或超高溫瀝青HYL-200 后，鉆井液的常規流變性能、高溫高壓滲透失水和砂床濾失量的測試結果見表5。3 種可變形封堵劑的加入對鉆井液體系的流變性、高溫高壓濾失性能影響較小，體系中加入4%HYL-180 及HYL-200后的高溫高壓濾失量有所降低，表明三種封堵劑與體系配伍性良好。與EP-3相比，HYL-180及HYL-200的加入能夠顯著降低配方1鉆井液的砂床濾失量，其中HYL-200降低幅度更大；在配方1鉆井液中加入不同加量的HYL-200 后的砂床濾失量相近，加入2%的HYL-200即可大幅降低砂床濾失量。

表4 兩種剛性封堵劑封堵性能評價結果

（3）鉆井液封堵防塌劑優選

在配方1 鉆井液中加入4% ZD-1 和3%HYL-200 后，鉆井液的常規流變性能、高溫高壓滲透失水和砂床濾失量的測試結果見表6。加入剛性封堵劑ZD-1 和可變形封堵劑HYL-200 后，體系的流變性包括表觀黏度、塑性黏度及動切力變化較小，高溫高壓失水略有降低，表明該組合具有良好的配伍性；復配封堵劑加入后，體系的砂床濾失量大幅降低，較剛性/可變形封堵劑分別單獨加入時的降低幅度更大，表明該復配組合具有良好的協同防塌性能。

2.3 現場應用

牛東1井地溫梯度為3.14℃/100 m，實測井底溫度高達217℃。常規鉆井液體系使用過程中無法起到有效抑制、攜巖等作用，使得井徑擴大嚴重，井下阻卡頻繁發生，多次劃眼處理復雜事故，累計耗時超過20 d，延誤了鉆井周期。在牛東101 井井段5584.66數6100 m 應用了室內研選的配方為5%土漿+2%SMP-1+2%LHJS-3+3%HY-222+3%KJAN+0.6% XY-27+0.5% FA-367+0.2% NaOH+3% ZD-1+3%HYL-200的兩性離子聚磺抗高溫防塌鉆井液體系。鉆井過程中井內返出的鉆井液性能穩定，取樣進行高溫高壓流變性能測試，結果見表7，與室內研究結果基本相符。該體系現場維護處理方便，穩定周期較長。在61 d的鉆井施工過程中，井下未出現井塌、卡鉆等復雜情況，起下鉆暢通，完井電測一次成功，與鄰井牛東1井同井段相比，平均井徑擴大率從56.74%降低為9.6%，確保了牛東101井深部地層鉆井施工安全。

表5 3種可變型封堵劑封堵效果評價

表6 復配封堵劑加入體系后的流變性、濾失性及封堵性效果

表7 牛東101井鉆井中鉆井液高溫高壓流變性能測試結果

3 結論

牛東地區深部地層巖樣黏土礦物含量較低，節理、微裂縫發育，屬非膨脹型破碎性白云巖；鉆進過程中濾液侵入是引起井壁失穩的主要原因，鉆井液性能應以封堵防塌為主。

基于協同增效的剛性及可變形封堵防塌劑，構建的兩性離子聚磺抗高溫防塌鉆井液體系抗溫達240℃，流變性、濾失性能優良，且具有良好的封堵性，能夠有效封堵微孔隙；該體系在牛東地區高溫（217℃）深層成功進行了現場試驗應用，未發生井下事故復雜，基本滿足深部地層安全快速鉆井要求。