超深井高密度抗高溫鉆井液研究與應用

鄭海洪

（中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川 德陽 618000）

隨著我國石油天然氣能源需求的快速增加和淺層油氣資源的日趨枯竭，深層油氣勘探開發是我國石油工業可持續發展的重要出路，而深井、超深井鉆井液技術則是深層油氣勘探開發必不可少的技術保障[1-2]。但是受超深井自身環境的影響，井深一般在6 000～8 000 m，往往要鉆遇多套壓力層系地層，安全密度窗窄，地層承壓能力差，塌、漏、卡等復雜情況共存，井下的溫度處于150～200 ℃，鉆井液高溫穩定性問題突出，其井下壓力也相對較高，鉆井液密度一般為1.80～2.20 g·cm-3，高溫的井下環境也進一步增加鉆井液性能調控的難度[3-4]。

通過引入科研產品兩性離子降濾失劑XNPFL-1和納微米封堵劑，優選高溫鉆井液體系材料，得到高密度抗高溫鉆井液體系，并在超深井仁探1井中成功應用，克服了該井小井眼段溫度高、井壁易失穩、鹽水、酸性氣污染等技術難題。

1 高密度抗高溫鉆井液體系配方研究

1.1 兩性離子降濾失劑XNPFL-1和納微米封堵劑

XNPFL-1是一種多元共聚物降濾失劑，抗溫180 ℃以上，用過硫酸銨-亞硫酸氫鈉為引發劑，以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺及二甲基二烯丙基氯化銨等5種單體為原料，按一定比例合成得到。

納微米封堵劑是一種具有核-殼結構的封堵劑，粒徑尺寸為納米-亞微米級，抗溫能力200 ℃以上，其結構特征可賦予封堵劑粒徑匹配、形變能力及強度“雙高”、附著能力好、分散性好4個關鍵性能。XNPFL-1的紅外光譜FT-IR圖如圖1所示。

圖1 XNPFL-1的紅外光譜FT-IR圖

1.2 體系配方

通過引入科研產品兩性離子降濾失劑XNPFL-1和核殼一體納微米封堵劑，并開展單劑優，得到高密度抗高溫鉆井液體系配方：3%基漿+5%氯化鉀+0.3%聚丙烯酰胺鉀鹽+0.6%聚胺抑制劑+3%降濾失劑XNPFL-1+3%天然高分子復配物JNJS220+3%井壁穩定劑HQ-10+3%納微米封堵劑+3%超細碳酸鈣+5%RH220+0.5%減磨劑（加重至2.1 g·cm-3）。

根據《石油天然氣工業 鉆井液 現場測試 第一部分：水基鉆井液》（GB/T16783.1—2014/ISO 10414-1:2008）測試方法重點考察高溫條件下與現有鉀聚磺鉆井液體系的對比實驗，以考察其在鉆井液體系中的流變性及失水性能[5-6]。

鉀聚磺鉆井液體系配方：3%鹽水基漿（36%鹽水）+0.3%聚丙烯酰胺鉀鹽+0.6%聚胺抑制劑+5%天然高分子復配物JNJS220+3%磺化酚醛樹脂3型SMP-3+3%磺化瀝青FT-3+3%超細碳酸鈣（加重至2.1 g·cm-3）。

1.3 常規性能評價

不同體系的鉆井液性能對比結果如表1所示。由表1可知，優選出的鉆井液體系具有良好的流變性和降濾失性，性能優于鉀聚磺鉆井液體系。

表1 不同體系的鉆井液性能對比表

2 高密度抗高溫鉆井液體系綜合性能評價

2.1 熱穩定性評價

分別進行優選鉆井液體系的16、32、48、72 h老化實驗，老化溫度180 ℃，測定不同老化時間后的鉆井液性能，結果見表2。

表2 鉆井液體系高溫穩定性

由表2可以看出，鉆井液在180 ℃高溫的作用下，隨著老化時間的增加，鉆井液的黏度、切力以及高溫濾失量變化幅度較小，這說明該鉆井液體系具有良好的熱穩定性。

2.2 抑制性評價

2.2.1 滾動回收實驗

取一定質量的蓬萊鎮泥巖巖屑放入鉆井液中，經高溫熱滾16 h老化后，稱量回收的巖屑質量，計算回收率。測得回收率為94.76%，二次回收率為92.54%，體系抑制性能良好。

2.2.2 膨脹率實驗

采用膨脹量測定儀NP-01，利用計算機采集數據測定奧陶系巖心不同時間點的線性膨脹率，結果見表3。由表3可知，16 h線性膨脹率為3.14%，體系表現出良好抑制性能。

表3 頁巖線性膨脹實驗

2.3 潤滑性評價

應用EP極壓潤滑儀測得優選體系的潤滑系數為0.22，測得180 ℃熱滾16 h后泥餅黏滯系數為0.052 35，滿足中國石油天然氣企業標準要求[7-8]。

2.4 高溫流變性能評價

采用高溫高壓流變性能測試儀M8500（圖2）對優選的體系測定其高溫高壓流變性能，模擬測試仁探1井下溫度180 ℃，壓力25 MPa，實驗結果見表4。

表4 優選體系高溫高壓流變性能

圖2 高溫高壓流變儀M8500

由表4可以看出，優選出的鉆井液體系在密度2.10 g·cm-3、溫度180 ℃、壓力25 MPa條件下流變性能良好。

2.5 抗污染評價

2.5.1 鉆井液體系抗NaCl性能

在優選出的鉆井液體系中，分別加至25%、30%、36%的NaCl，經過180 ℃老化16 h后測定鉆井液性能，結果如表4所示。

由表5可知，隨著NaCl加量逐漸增大，最終達到飽和狀態，經高溫作用后鉆井液的流變性和失水造壁性變化較小，可見鉆井液抗鹽能力可以達到飽和。

表5 鉆井液體系抗NaCl性能

2.5.2 抗CO2污染性能評價

試驗方法：抗CO2污染達到的目標是濾液中HCO3-＞20 000 mg·L-1。

CO2的制備：采用稀鹽酸（20%鹽酸）與碳酸鈣（分析純）反應簡易制得。

抗CO2污染實驗結果如表示6所示。由表6可以看出，優選出鉆井液體系具有較好的抗CO2污染能力，當濾液中HCO3-＞20 000 mg·L-1時，CO2污染對體系的流變性能和失水控制能力影響不是太大，且被CO2的污染的漿體容易處理。

表6 優選配方抗CO2污染實驗結果

3 高密度抗高溫鉆井液在仁探1井中的應用

仁探1井是中國石化勘探分公司在四川盆地川北低緩構造帶通南巴背斜南段仁和場高點1口預探超深直井，主探下寒武統龍王廟組，兼探中-上寒武統洗象池群，設計完鉆井深7 595 m，實鉆井深8 445 m，五開Ф165.1 mm井眼段長1 493 m，采用高密度抗高溫鉆井液施工，完鉆實測井底溫度191 ℃。

仁探1井于2021年11月3日使用Ф165.1 mm鉆頭、密度1.84 g·cm-3五開開鉆，于6 996 m鉆遇氣層密度提高到1.92 g·cm-3，2022年1月26日加深鉆進至7 600 m，因顯示不佳，繼續加深鉆進，因裸眼段長，漏失風險高，下調密度，當密度下調至1.78 g·cm-3時地層出水，恢復密度1.93 g·cm-3壓穩水層，強化封堵緩慢調密度至1.85 g·cm-3，鉆進至井深8 418 m，繼續降密度至1.80～1.78 g·cm-3鉆進，在井深8 145.51、8 206.0、8 265.38 m發生失返井漏，均堵漏成功，于5月6日鉆至井深8 445 m，5月7日鉆頭出井順利完鉆。

五開共計長起下鉆40趟、取巖心10回次，共計取巖心66.5 m（圖3），整個施工過程順利。鉆井液經受住高溫、鹽水污染的考驗，鉆遇泥頁巖、破碎地層，井眼穩定，鉆井防塌能力好。

圖3 井深8 162～8 165 m巖心圖

施工中不同井段性能控制情況見表7。由表7可知，整體性能良好。

表7 施工中性能控制情況表

4 結 論

1）通過引入科研產品降濾失劑XNPFL-1和納微米封堵劑，優選高溫鉆井液體系材料，得到高密度抗高溫鉆井液體系。

2）室內評價結果表明，高密度抗高溫鉆井液體系具有良好的熱穩定性、抑制性、潤滑性、高溫流變性及抗污染能力。

3）仁探1井五開采用高密度抗高溫鉆井液體系施工，體系整體性能良好，經受住高溫、鹽水污染的考驗，鉆遇泥頁巖、破碎地層，井眼穩定，防塌能力好。五開共計長起下鉆40趟、取巖心10回次，共計取巖心66.5 m，整個施工過程順利。