超高密度氣制油合成基鉆井液體系研究及試驗(yàn)

王 剛

（中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司鉆井液公司，遼寧 盤錦 124000）

0 引言

隨著淺部地層石油資源的可開采量日益減少，石油開發(fā)向深部地層發(fā)展，深井、超深井鉆探數(shù)量不斷增加。深井、超深井井下溫度和壓力高，地層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，易鉆遇高壓油氣層、膏泥巖和鹽水層，從而出現(xiàn)井塌、卡鉆等技術(shù)難題。常規(guī)水基鉆井液存在摩阻大、井眼凈化難、井壁失穩(wěn)、高密度下流變性難控制等問題，油基鉆井液能較好解決水基鉆井液存在的弊端。目前國(guó)內(nèi)油基鉆井液主要使用柴油和白油等成品燃料油作為基礎(chǔ)油，其環(huán)保性能由低至高依次為粗白油＞車用柴油＞工業(yè)白油＞輕質(zhì)白油，特別是在粗白油和車用柴油中，因硫、氮、芳香烴含量高而易產(chǎn)生環(huán)境污染。目前國(guó)外主流采用低毒或無毒可生物降解油基或者合成基基礎(chǔ)油，例如Saraline185v、Escaid110、EDC95-11等。其中用于鉆井液配制的主要是Saraline 185V，由于Saraline185V主要成分為異構(gòu)烷烴，含少量直鏈烷烴，不含芳烴，其對(duì)極性有機(jī)化合物的溶解能力弱，意味現(xiàn)有油基鉆井液處理劑性能的發(fā)揮將受制約。該文研究旨在通過優(yōu)選適用于Saraline 185V的高性能處理劑，研發(fā)形成抗高溫超高密度環(huán)保型氣制油合成基鉆井液體系，為油氣綠色高效鉆探提供技術(shù)支撐。

1 抗高溫氣制油合成基鉆井液體系主處理劑優(yōu)選

1.1 乳化劑優(yōu)選

基于大量前期研究基礎(chǔ)，在如下氣制油合成基鉆井液體系評(píng)價(jià)優(yōu)選乳化劑。實(shí)驗(yàn)配方為320mL氣制油（Saraline185V）+4%乳化劑+ 80mL（25%CaCl溶液）+3%有機(jī)土+ 2%提切劑+2%CaO+4%降濾失劑+重晶石（1.8g/cm）。

電穩(wěn)定性是衡量油基鉆井液性能的關(guān)鍵指標(biāo)，其數(shù)值越高表明形成的油水乳狀液越穩(wěn)定，能夠經(jīng)受住地下長(zhǎng)時(shí)間高溫而不破乳。從表1可以看出，在密度1.8g/cm、溫度220℃的條件下，A和B兩種乳化劑形成的體系電穩(wěn)定性明顯低于乳化劑C。其原因是A和B兩種乳化劑具有較強(qiáng)的極性，在氣制油合成基基液中溶解性不好，導(dǎo)致穩(wěn)定油水界面膜的能力不強(qiáng)。、的值代表了低剪切速率下體系的黏度，能夠模擬鉆井液與巖石接觸面的剪切力大小，數(shù)值越高，剪切力越大，鉆井液的攜巖能力越強(qiáng)。乳化劑C形成的體系攜巖能力，明顯優(yōu)于其他兩種乳化劑。因此選用乳化劑C作為高溫高密度氣制油合成基鉆井液體系的乳化劑，針對(duì)體系濾失量偏高的問題，濾失性能還需要進(jìn)一步優(yōu)化。

表1 乳化劑優(yōu)選結(jié)果

1.2 降濾失劑優(yōu)選

體系的高溫高壓濾失量是抗高溫高密度氣制油鉆井液體系的重要指標(biāo)，根據(jù)以下配方進(jìn)行降濾失劑的優(yōu)選以及最優(yōu)加量的確定。實(shí)驗(yàn)配方為320mL氣制油（Saraline185V）+4%乳化劑C+ 80mL（25%CaCl溶液）+3%有機(jī)土+ 2%提切劑+2%CaO+降濾失劑Ⅰ+降濾失劑Ⅱ+重晶石（1.8g/cm）。

從表2可以看出，單獨(dú)使用降濾失劑Ⅰ時(shí)，高溫高壓濾失量達(dá)15mL；加入0.4%的降濾失劑Ⅱ時(shí)，濾失量明顯降低至6.4 mL，這主要是由于降濾失劑Ⅱ提供了封堵層的骨架，能夠提高降濾失劑Ⅰ的作用效果；減少降濾失劑Ⅰ加量至3%后，濾失量又明顯增大。這說明降濾失劑Ⅰ和降濾失劑Ⅱ復(fù)配使用降濾失效果最好，抗溫能夠達(dá)到200℃，降濾失劑Ⅰ的加量在4%左右，降濾失劑Ⅱ的加量在0.4%左右，兼顧流變性的同時(shí)，根據(jù)需要調(diào)整兩種降濾失劑的加量和比例，達(dá)到最好的降低高溫高壓失水的效果。

表2 降濾失劑優(yōu)選結(jié)果

2 高溫高密度氣制油合成基鉆井液體系研發(fā)及性能評(píng)價(jià)

2.1 鉆井液體系基礎(chǔ)性能評(píng)價(jià)

通過大量配方優(yōu)化試驗(yàn)研發(fā)了1套氣制油鉆井液體系，基礎(chǔ)配方如下：250mL~360mL氣制油（Saraline185V）+3%~6%乳化劑C+ 60~90mL（20%CaCl溶液）+2%~5%有機(jī)土+ 1%~2%提切劑+2%~ 5%CaO+ 4%~6%降濾失劑Ⅰ+0.3%~0.4%降濾失劑Ⅱ+重晶石。

從表3中可以看出，鉆井液體系在不同密度下，180℃熱滾前后性能保持穩(wěn)定，高溫高壓濾失量在3mL以內(nèi)，破乳電壓均大于1000V，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)需求。

表3 不同密度下體系基礎(chǔ)性能

2.2 鉆井液體系沉降穩(wěn)定性

將熱滾老化后的鉆井液重新裝入老化罐，在烘箱內(nèi)靜置不同時(shí)間后取出，測(cè)量破乳電壓，流變性及上下層密度，計(jì)算沉降因子，評(píng)價(jià)鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性。沉降因子按照下式計(jì)算。

式中：ρ-下層鉆井液密度，g/cm。ρ-上層鉆井液密度，g/cm。

不同密度鉆井液體系測(cè)試結(jié)果如表4所示。

表4 不同密度下體系靜置后性能

從表4中可以看出，各密度下鉆井液在靜置72h后，黏度略有下降，主要是由于部分有機(jī)土在高溫條件下失活，體系結(jié)構(gòu)黏度降低，但鉆井液整體性能變化不大，不影響后續(xù)的鉆井工程。電穩(wěn)定性保持在1000V以上，說明體系穩(wěn)定性良好。

在不同密度下的鉆井液體系計(jì)算的沉降因子均小于0.52，說明鉆井液體系在靜置老化前后上下層密度差異不大，未出現(xiàn)體系分層的情況，具有良好的沉降穩(wěn)定性。

2.3 鉆井液體系密度及抗溫極限

為研究體系密度及抗溫極限，提高體系密度至2.6g/cm，老化溫為220℃，形成一套抗高溫高密度氣制油合成基鉆井液配方。配方如下。255mL 185V氣制油（Saraline185V）+6%乳化劑C+32.2mL（30%CaCl鹽水）+1.5%有機(jī)土+2%石灰+4%降濾失劑Ⅰ+0.6%降濾失劑Ⅱ+0.5%潤(rùn)濕劑+重晶石（2.6g/cm3）。由表5及圖1中數(shù)據(jù)可以看出密度2.6g/cm的氣制油合成基鉆井液體系熱滾16h后，體系破乳電壓升高，黏度降低，高溫高壓失水較小，泥餅質(zhì)量薄而韌，抗溫能夠達(dá)到220℃。

圖1 密度2.6g/cm3，抗溫220℃氣制油鉆井液體系泥餅質(zhì)量

表5 鉆井液性能數(shù)據(jù)表

3 氣制油合成基鉆井液技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn)

長(zhǎng)寧區(qū)塊構(gòu)造位于婁山褶皺帶與川南低褶帶之間，主要受到婁山褶皺帶控制，主要工區(qū)具有南北緩坡，中間平緩構(gòu)造特征。長(zhǎng)寧構(gòu)造的主要儲(chǔ)層是位于2300m左右的龍馬溪組，上部為灰色、深灰色頁(yè)巖，下部為深灰色褐色生物灰?guī)r，表6為寧216H1-3井地質(zhì)分層及巖性。該區(qū)塊鉆井周期長(zhǎng)，水平段長(zhǎng)（長(zhǎng)度＞1500m）、復(fù)雜時(shí)率高（區(qū)塊完成井平均＞8%）、井漏、井斜控制難，水平裸眼段易因巖屑堆積造成卡鉆等問題。寧216H1-3的地質(zhì)分層及巖性如表6所示。

表6 寧216H1-3井地質(zhì)分層及巖性

3.2 鉆井液施工難點(diǎn)

基于前期施工經(jīng)驗(yàn)，試驗(yàn)井主要存在以下6個(gè)方面的鉆井液施工難點(diǎn)。1）井漏問題：四開石牛欄組、龍馬溪組各巖性互層頻繁，層間界面微裂縫發(fā)育，均存在井漏風(fēng)險(xiǎn)。2）井壁穩(wěn)定問題：四開裸眼段長(zhǎng)，龍馬溪和石牛欄組鉆井液浸泡時(shí)間長(zhǎng)，鉆井液濾液進(jìn)入地層后可能導(dǎo)致地層的地應(yīng)力場(chǎng)發(fā)生變化，帶來井壁不穩(wěn)定問題。3）卡鉆問題：當(dāng)井壁不穩(wěn)定達(dá)到一定程度后，巖石可能直接從井壁剝落，出現(xiàn)掉塊卡鉆問題；另外水平段長(zhǎng)，容易鉆井液縱向速度小，巖屑在水平段或造斜段沉降后容易引發(fā)巖屑床卡鉆問題。4）防噴問題：由于地層壓力系數(shù)較高，鄰井施工中多次出現(xiàn)井涌氣侵現(xiàn)象，鉆井液如何平衡地層壓力防噴問題為施工的重中之重。5）井眼清潔問題：四開高密度油基鉆井液，井斜方位變化大，易形成巖屑床造成井眼不暢引發(fā)砂卡。6）摩阻扭矩控制問題：通過三維井模擬，摩阻扭矩控制難度大。

3.3 鉆井液維護(hù)及性能異常處理

針對(duì)氣制油鉆井液現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)過程中可能出現(xiàn)的黏度、潤(rùn)濕性、乳化穩(wěn)定性濾失造壁性等性能異常情況，結(jié)合實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)認(rèn)識(shí)，在作業(yè)前提前制定了相應(yīng)的處理措施預(yù)案，保證施工作業(yè)的正常進(jìn)行，具體措施見表7。

表7 性能異常對(duì)應(yīng)處理措施

3.4 試驗(yàn)效果

通過現(xiàn)場(chǎng)對(duì)氣制油合成基鉆井液體系進(jìn)行應(yīng)用，該體系在現(xiàn)場(chǎng)施工過程中性能穩(wěn)定，未出現(xiàn)大幅波動(dòng)現(xiàn)象，試驗(yàn)井未發(fā)生與鉆井液相關(guān)的復(fù)雜情況。寧216H1-3井鉆井液性能如表8、圖2所示，整體性能良好，在井深3658m起鉆順利，起鉆曲線平穩(wěn)，表明氣制油合成基鉆井液體系性能很好的滿足了鉆井施工需求，有效防止了井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

表8 寧216H1-3井鉆井液性能

圖2 寧216H1-3井鉆井液性能

寧216H1平臺(tái)應(yīng)用氣制油合成基鉆井液的兩口井（寧216H1-3井、寧216H1-4井）三開完鉆周期平均為35.75天，同平臺(tái)的寧216H1-2井三開完鉆周期71天，寧216H1-1井三開完鉆周期50天，分別節(jié)約鉆井周期14.3天和35.3天。

4 結(jié)論與建議

該文研發(fā)了一套抗高溫高密度氣制油合成基鉆井液體系，密度最高達(dá)2.6g/cm，抗溫220℃，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用證明，該體系能夠有效提高機(jī)械鉆速，減少井下復(fù)雜情況，縮短鉆井周期，滿足了頁(yè)巖氣井鉆井需求，但由于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井溫度低，其抗220℃高溫現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果需要進(jìn)一步研究。

由于國(guó)內(nèi)氣制油合成基鉆井液用基礎(chǔ)油的研發(fā)尚處于起步階段，現(xiàn)有技術(shù)仍存在配套處理劑少、效能低、用量大等問題，國(guó)產(chǎn)氣制油在鉆井施工現(xiàn)場(chǎng)的工業(yè)應(yīng)用尚未開展，隨著未來環(huán)境保護(hù)的需要，氣制油及其在鉆井施工中的應(yīng)用將逐步受到重視，未來應(yīng)加快相關(guān)技術(shù)研究和儲(chǔ)備。