川渝地區超深井強封堵高潤滑水基鉆井液體系研究

程 凱，許桂莉，錢 帆，王 君

（1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司，四川 成都 610056；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司井下作業公司，四川 成都 610051）

近幾年隨著川渝地區油氣田勘探開發的不斷深入，深井超深井數量增多，鉆遇地質情況越來越復雜，井下復雜日益增多，加之深部未探明地層的揭露和深部地層井壁失穩問題日益突出，對鉆井液性能提出了新的要求，特別是封堵性能和潤滑性能。由于深部地層地質條件復雜，多套壓力系統共存，導致鉆井速度慢、事故復雜多、鉆井液性能維護控制難度大。

油基鉆井液具有高溫穩定性好、性能維護簡單、潤滑性好、有利于井壁穩定且對油氣層損害程度小等優點，目前已成為高溫深井易垮塌井段地質情況復雜井的重要手段。但油基鉆井液成本高，配置時間長，突遇井漏堵漏成功率低，漏轉噴井控風險大。以上缺點極大限制了油基鉆井液在復雜深井超深井的大規模應用。因此，有必要針對深井超深井水基鉆井液體系的封堵性和潤滑性進行深化研究，形成一套適用于深井超深井的水基鉆井液體系，以優良的鉆井液性能輔助安全鉆井，減少事故復雜，實現“提質增效”的目標，為川渝地區深部油氣資源的勘探和開發提供技術支撐。

1 川渝地區超深井鉆井難點

川渝地區深部、超深部地層地質條件復雜、多壓力系統共存、井底溫度高，這些勘探開發難點均會制約安全生產和開發。例如四川盆地磨溪—龍女寺構造帶北斜坡，沙一段以下均為高壓氣層；須家河組以下地層勘探程度低，地層壓力預測等存在不確定性，可能鉆遇溢流、井漏、阻卡等復雜；須二段可能鉆遇異常高壓氣層，自流井組、雷二段至嘉五段等地層易漏失，高密度情況下上部地層易發生卡鉆。另外，該區大安寨段油氣藏原始地層壓力較高，但是經過多年的開采，是否對待開發井區的壓力造成影響尚不明確，鉆進過程中可能發生井漏、卡鉆等復雜。嘉四段易發生卡鉆；龍潭組至茅口組可能鉆遇高壓氣層；筇竹寺組可能鉆遇井漏；燈影組為裂縫性氣層，可能發生溢流、井漏，鉆遇破碎性地層可能發生卡鉆；同時超深、高溫、高壓、含H2S，對鉆具、套管等要求高。

目前川渝地區深部、超深部如北斜坡區塊鉆井作業，一開采用高粘膨潤土聚合物鉆井液，需要關注大井眼清潔、地層浸泡出現垮塌等問題；二開采用有機鹽聚合物鉆井液，需要關注大井眼清潔、地層浸泡出現垮塌、井漏等問題；三開采用有機鹽聚合物鉆井液，需要關注地層造漿、井壁失穩、大井眼攜砂等問題；四開、五開采用有機鹽聚磺鉆井液，需要關注鹽膏層污染、高密度鉆井液流變性控制及潤滑防卡、H2S 污染等問題；六開采用油基鉆井液，需要關注燈影組的破脆性垮塌、井漏等問題。本區塊雖有若干預探井完鉆，但在鉆進過程中仍有鉆至大安寨段至馬鞍山段發生井漏、鉆至東岳廟段發生溢流、關井后發生井漏、壓井堵漏后發生卡鉆、鉆至雷二段至嘉五段發生井漏等問題。水基鉆井液的抑制性、封堵性及潤滑性等還不能完全滿足深井、超深井安全鉆井的要求。因此，在現有鉆井液體系的基礎上，需要對體系的抑制性、封堵性、潤滑性等進行深化研究，以滿足深井、超深井對鉆井液的需求。

2 實驗部分

2.1 對現有深井、超深井水基鉆井液性能進行綜合評價分析

首先取PS2井和ST108井井漿，對其進行室內性能檢測。PS2井井漿取樣井深6262m，ST108井井漿取樣井深7399m，取樣井漿基本性能如表1所示。由表1可知，PS2井和ST108井井漿滿足鉆井和鉆井液設計需求。

表1 PS2井和ST108井井漿性能

接下來，用粒徑分布、透失水體積和泥餅壓縮因子（0.7MPa和3.5MPa下濾失量比值）來綜合評價鉆井液封堵性能。第一步，用Malvern3000 測量PS2 井和ST108 井井漿中各種尺寸大小的粒徑分布，用以表征其封堵性能，結果由圖1所示。由圖1可知，PS2 井和ST108 井體系內所含的粒徑尺寸偏大，粒子充填缺乏相應的小粒徑材料，鉆井液的封堵能力存在一定的不足。隨后，在井底溫度條件下，對兩口井井漿的高溫高壓透失水進行測試。最后，在室溫條件下，對0.7MPa和3.5MPa下的濾失量進行測試，計算其比值得出泥餅的壓縮因子。表2為PS2 井和ST108井井漿的透失水測試和壓縮因子測試結果。由表2可知，兩口井的高溫高壓透失水略為降低，兩口井的壓縮因子均小于0.3，表明兩口井泥餅的壓縮性有待進一步提高。

表2 PS2井和ST108井井漿的透失水測試和壓縮因子測試結果

圖1 PS2井（A）和ST108井（B）井漿的粒徑分布

2.2 對現有深井、超深井水基鉆井液封堵性能改進的室內實驗

為了增強鉆井液封堵性能，采用“多元復合”封堵技術，向PS2井和ST108井井漿中加入2%瀝青質封堵劑YH150 和剛性封堵材料——800 目超細碳酸鈣，用粒徑分布、透失水體積和泥餅壓縮因子綜合評價改進后的鉆井液封堵性能。表3為添加兩種封堵劑前后PS2 井和ST108 井井漿性能變化。由表3可知，添加YH150和超細碳酸鈣對鉆井液體系密度沒有影響，初/終切、表觀粘度（AV）和動切力（YP）有少許升高，高溫高壓濾失量出現降低。上述實驗結果說明在井漿中添加封堵劑YH150 和超細碳酸鈣后，鉆井液流變性沒有顯著變化，值得注意的是鉆井液濾失量降低，反映了鉆井液封堵性能的提高。

表3 添加兩種封堵劑前后PS2井和ST108井井漿性能變化

接下來，仍用粒徑分布、透失水體積和泥餅壓縮因子綜合評價鉆井液封堵性能。粒徑分布測試結果見圖2，由圖可知，通過瀝青質封堵劑YH150和剛性封堵材料——800目超細碳酸鈣的引入，各尺寸粒徑得到了有效的補充，鉆井液的封堵能力得到了一定的強化。表4為添加封堵劑后PS2井和ST108井井漿的透失水測試和壓縮因子測試結果。由表4可知，PS2井和ST108井透失水體積分別降低了30.8%和23.8%，壓縮因子分別提高了11.1%和31.3%。以上結果說明，向井漿中加入瀝青質封堵劑YH150和剛性封堵材料——800目超細碳酸鈣，鉆井液體系的封堵效果明顯提升。

表4 添加封堵劑后PS2井和ST108井井漿的透失水測試和壓縮因子測試結果

圖2 添加封堵劑后PS2井（A）和ST108井（B）井漿的粒徑分布

2.3 對現有深井、超深井水基鉆井液潤滑性改進的室內實驗

為了在現有深井、超深井水基鉆井液體系潤滑性滿足鉆井設計要求的基礎上，改善定向拖壓、摩阻大等問題，優選了膠囊潤滑增強劑（WNRZ）。WNRZ 是一種具有膠囊結構的固液多相潤滑劑，在結構完整時即可起到潤滑作用。在高速攪拌或高壓或高溫下，膠囊部分破裂，釋放出膠囊內部的潤滑因子，提升潤滑效果。表5為在鉀聚磺井漿中加入不同比例的WNRZ后井漿的性能變化。由表5可知，在鉀聚磺井漿中加入1%、2%、3%的WNRZ，在膠囊樹脂未破裂和部分破裂時，體系的粘切略有上漲，失水下降，整體性能穩定，說明膠囊樹脂與體系的配伍性好。

表5 不同比例的WNRZ對井漿性能的影響

接下來考察膠囊潤滑增強劑WNRZ對正鉆井井漿摩擦系數和粘滯系數的影響，結果如表6所示。由表6可知，在井漿中加入1%、2%、3%的膠囊樹脂WNRZ，在膠囊未破裂和部分破裂時，均能有效降低鉆井液的摩擦系數和粘滯系數，表明膠囊樹脂對鉆井液潤滑性有明顯提高。

表6 WNRZ對正鉆井井漿摩擦系數和粘滯系數的影響

3 現場應用

在MX023-H1 井進行超深井高潤滑水基鉆井液現場實驗，試驗井段為4521～4913m，地層位于棲霞組至龍王廟組，巖性為灰巖、云巖、砂巖和泥巖，井底溫度約130℃。首先取井漿并加入3%WNRZ，對其進行室內性能評價。然后在井漿中加入3%WNRZ，對井漿進行性能評價。表7為井漿加入潤滑劑WNRZ前后室內評價和現場試驗所得的性能數值。由表7可知，加入3%WNRZ 后，鉆井液體系性能穩定，室內評價和現場試驗Kf分別下降23.3%和33.4%。

表7 加入潤滑劑WNRZ前后室內評價和現場試驗所得的井漿性能數值

表8為加入潤滑劑WNRZ 前后工程參數變化情況。由表8可知，加入3%潤滑劑WNRZ后復合機械鉆速和定向機械鉆速明顯提高，扭矩和上提下放摩阻明顯降低。同時，定向鉆進再無托壓現象。

表8 加入潤滑劑WNRZ前后工程參數變化情況

4 結論

（1）采用“多元復合”封堵技術，優選瀝青質封堵劑YH150 和剛性封堵材料800 目超細碳酸鈣，提高各粒徑封堵劑的尺寸搭配，形成致密高韌的泥餅，從而提高水基鉆井液體系的封堵性。

（2）優選膠囊型潤滑劑WNRZ，其與現有鉆井液體系配伍性好。在全井加入3%的情況下，鉆井液性能穩定，高溫高壓泥餅致密；摩擦系數下降至0.0349，下降率為33.39%，潤滑性較好。

（3）現場實驗過程中加入3%的WNRZ后定向鉆進無脫壓現象，起下鉆通暢未阻卡，鉆進施工順利。