甲酸鹽無固相鉆井液研究

劉自廣，馬文英，鐘 靈，符俊昌，毛瑞華

1. 中原石油工程有限公司鉆井工程技術研究院；2. 中原石油工程有限公司鉆井二公司：河南濮陽 457001

中原油田深層側鉆井施工過程中，在鉆遇鹽膏層后，為了提高鹽膏層的穩定性，通常將鉆井液轉換為聚磺飽和鹽水鉆井液，雖然該體系可基本滿足鉆進要求，但抗污染能力較差，固相含量高。針對以上情況，結合馬廠區塊地質特征以及甲酸鹽作為可溶性加重材料的特性[1-5]，開展了密度為1.20～1.50 g/cm3的甲酸鹽無固相鉆井液體系的室內研究。采用甲酸鹽加重，優選與甲酸鹽復配良好的懸浮穩定劑HXC、降失水劑LV-PAC和LV-CMC以及潤滑劑JHC，形成了鉆井液配方：0.2%～0.4%HXC+0.5%～1.5%LV-CMC+0.3%～1.0%LV-PAC+1%～2%無滲透封堵劑+2%～3%JHC+甲酸鹽，對鉆井液的性能進行了評價并與常用的聚磺飽和鹽水鉆井液進行了對比。

1 甲酸鹽無固相鉆井液性能評價

1.1 抗污染能力

1.1.1 抗鹽污染能力

在鉆井液中加入不同量的氯化鈉，考察鉆井液的抗鹽能力，基礎配方鉆井液的密度為1.35 g/cm3，試驗條件為120 ℃/16 h滾動老化，下同，結果如表1所示。氯化鈉加量大于5%時，鉆井液的黏度和濾失量呈降低趨勢，但切力保持穩定。分析認為氯化鈉加入后，溶解氯化鈉導致鉆井液中的自由水減少，所以出現濾失量降低的現象；同時試驗過程中發現，當氯化鈉的加量超過5%后，即有不溶顆粒析出。說明該鉆井液具有優良的抗鹽污染能力，在鉆遇鹽層時鉆井液的性能保持穩定，且鹽膏層不會因為鹽的溶解而導致井眼擴徑或出現“大肚子”。

表1 鉆井液的抗鹽污染能力

1.1.2 抗Ca2+污染能力

在鉆井液中加入不同量的氯化鈣，考察鉆井液抗鈣污染的能力，結果如表2所示。隨著Ca2+含量的增大，鉆井液的性能保持穩定，當Ca2+的質量濃度達到2 655 mg/L時，鉆井液的黏度和切力基本沒有變化，濾失量略有上升但仍控制在5 mL以下，可滿足鉆井要求。

表2 鉆井液抗Ca2+污染能力

1.1.3 抗土粉污染能力

在鉆井液中加入不同量的鈣土，考察鉆井液抗土污染的能力，結果如表3所示。隨著土粉加量的增大，鉆井液的黏度和切力略有提高，但濾失量呈下降趨勢，當鈣土加量增至10%時，鉆井液仍具有良好的流變性能， 濾失量降至2.4 mL。分析認為土粉加入后參與了濾餅的形成，提高了濾餅的致密性，降低了濾餅的滲透率。

表3 鉆井液的抗土污染能力

1.2 熱穩定性

考察在120 ℃下經不同時間老化后甲酸鹽無固相鉆井液體系性能的變化，結果見表4。鉆井液未經維護的條件下，經過長期老化后，鉆井液的黏度和切力雖略有降低，表觀黏度由41.0 mPa·s降至36.0 mPa·s，但鉆井液的上下密度差為0，而濾失量也控制在5 mL以內，說明該鉆井液在鉆進過程中能長時間保持良好的性能。

表4 鉆井液的高溫穩定性

2 甲酸鹽無固相鉆井液與聚磺飽和鹽水鉆井液性能對比

甲酸鹽無固相鉆井液體系的各項性能可滿足深層側鉆井現場正常鉆進的要求。在中原油田深層側鉆井施工過程中，通常使用聚磺飽和或欠飽和鹽水鉆井液體系，因此對聚磺飽和鹽水鉆井液與甲酸鹽無固相鉆井液的性能進行了對比。

2.1 鉆井液的潤滑性能

開窗側鉆小井眼鉆具與井壁之間的間隙僅5～8 mm，加之井斜較大，要求鉆井液具有良好的潤滑性。2種鉆井液的潤滑性試驗結果如表5所示。甲酸鹽無固相鉆井液由于沒有惰性固相顆粒的存在，其潤滑性能明顯高于聚磺飽和鹽水鉆井液。

表5 鉆井液潤滑性試驗結果

2.2 溫度對鉆井液流變性能的影響

考察溫度對鉆井液性能的影響，結果如表6所示。甲酸鹽無固相鉆井液(1#)和聚磺飽和鹽水鉆井液(2#)在室溫(15 ℃)條件下的黏度相近，但在高溫條件下甲酸鹽無固相鉆井液的漏斗黏度遠低于聚磺飽和鹽水鉆井液，說明在井下溫度條件下甲酸鹽鉆井液更有利于降低循環壓耗。

表6 鉆井液的流變性能對比

2.3 鉆井液的防塌性能

井壁穩定是保證石油鉆井順利進行的關鍵因素，同時井壁的規則程度也會對壓耗產生極大影響，尤其是小尺寸井眼中，由于環空間隙小，對井壁的穩定性要求更高，因此研究的甲酸鹽無固相鉆井液應具有良好的井壁穩定性。采用頁巖滾動回收率法對甲酸鹽無固相鉆井液與聚磺飽和鹽水鉆井液(密度為1.35 g/cm3)的抑制性進行評價，試驗方法如下：1)取2.0～3.8 mm馬12井巖心于(105±3) ℃下烘至恒重，降至室溫；2)稱取50 g頁巖(m0)放入待測試液中，于120 ℃下滾動16 h，降溫后取出，用孔徑0.42 mm篩回收巖心，于(105±3) ℃下烘至恒重，降至室溫稱回收巖心質量(m1)；3)將回收所得巖心置于清水中，在120 ℃下滾動2 h，降溫取出，用孔徑0.42 mm篩回收巖心，于(105±3) ℃下烘至恒重，降至室溫后稱二次回收巖心質量(m2)。回收率計算公式：一次回收率(R1)=m1/m0×100%，二次回收率(R2)=m2/m0×100%，相對回收率(R)=R2/R1×100%。試驗結果見表7。

表7 頁巖回收率 %

高溫滾動后，甲酸鹽無固相鉆井液的頁巖一次回收率達到97.9%，相對回收率達到94.8%，而聚磺飽和鹽水鉆井液的相對回收率僅為60.4%。

回收后的巖屑如圖1和圖2所示。甲酸鹽無固相鉆井液的巖屑棱角分明，沒有水化現象，而聚磺飽和鹽水鉆井液的巖屑細碎，顆粒較圓滑，說明甲酸鹽無固相鉆井液抑制泥頁巖分散的能力較強，能有效控制泥頁巖的水化分散，有利于井壁穩定。

圖1 甲酸鹽無固相鉆井液回收巖心

圖2 聚磺飽和鹽水鉆井液回收巖心

2.4 儲層保護效果

鉆至儲層后，鉆井液的滲入會對儲層造成污染，最明顯的就是巖心的滲透率降低，而滲透率的降低會導致產油量減少。滲透率恢復值越大，則說明對地層造成的污染越小，越有利于儲層保護。滲透率恢復試驗的結果見表8。甲酸鹽無固相鉆井液的滲透率恢復值達到91.8%，而聚磺飽和鹽水鉆井液的滲透率恢復值為81.5%，說明甲酸鹽無固相鉆井液能更有效地保護儲層。

表8 滲透率恢復試驗結果

2.5 腐蝕速率

對比聚磺飽和鹽水鉆井液與甲酸鹽無固相鉆井液對鉆具的腐蝕情況，將N80掛片稱重后浸于鉆井液中，在60 ℃下恒溫靜置72 h，取出清洗干凈再次稱重，試驗結果見表9。在2種鉆井液中，雖然掛片的腐蝕等級均在C1(r≤0.05 mm/a)之中，但甲酸鹽無固相鉆井液的腐蝕速率僅為聚磺飽和鹽水鉆井液的57.7%，說明甲酸鹽無固相鉆井液具有更強的防腐性能，可更好地保護鉆具，也表明甲酸鹽無固相鉆井液可在完井階段使用，還可作為壓井液，無需更換為清潔鹽水壓井液。

表9 腐蝕性對比

3 循環壓耗實驗

鉆井施工過程中泵壓高是深層側鉆井小井眼窄環空條件下[6-8]存在的一個技術難題，為了測試鉆井液在現場對壓耗的影響程度，使用循環壓耗評價裝置[9]進行了甲酸鹽無固相鉆井液與聚磺飽和鹽水鉆井液的對比試驗。

3.1 循環壓耗評價裝置

基于幾何相似、動力相似、運動相似、初始條件和邊界條件相似原理構建環形空間，形成動態鉆井液循環壓耗模擬系統，如圖3所示。將電子壓差計的兩端接在鉆桿的進口處和井筒的出口處，開啟柱塞泵，循環鉆井液，電子壓差計即顯示出數值，該數值就是鉆井液流經鉆桿和井筒所產生的壓力損失，即循環壓耗。

圖3 循環壓耗模擬裝置示意

3.2 循環壓耗測試

按照研究配方配制甲酸鹽無固相鉆井液和聚磺飽和鹽水鉆井液，在鉆井液的密度(1.35 g/cm3)、黏度等試驗條件相同的情況下進行鉆井液壓耗試驗，結果見圖4。環空返速在0.41～0.82 m/s，甲酸鹽無固相鉆井液的壓耗較聚磺飽和鹽水鉆井液低13%～22%。分析認為聚磺飽和鹽水鉆井液中含有重晶石顆粒以及亞微米顆粒的膨潤土，而甲酸鹽無固相鉆井液中不含不溶性物質，重晶石形狀不規則導致鉆井液的潤滑性較差，摩擦阻力升高，壓耗增大，因此減少惰性固相含量可使鉆井液的壓耗降低。

圖4 2種鉆井液體系的壓耗對比

4 結論

1)甲酸鹽無固相鉆井液具有良好的流變性能和較低的濾失量，可滿足深層側鉆以及小井眼井現場工程及地質要求。

2)與聚磺飽和鹽水鉆井液相比，甲酸鹽無固相鉆井具有更好的抑制性、更高的滲透率恢復值以及較低的腐蝕性，可更有效地保持井壁穩定性、保護油氣層以及鉆具。

3)甲酸鹽無固相鉆井液具有更好的潤滑性、更低的固相含量以及高溫減稠作用，壓耗比聚磺飽和鹽水鉆井液低13%～22%，更有利于小井眼井的安全高效鉆進。

4)與聚磺飽和鹽水鉆井液相比，甲酸鹽無固相鉆井液的成本較高，因此需要進一步開展與甲酸鹽無固相鉆井液配套的回收技術的研究與開發。