塔里木油田富源井區深井超深井抗240 ℃高溫鉆井液體系研究

余 婷，曹家俊，謝建輝，余加水

（西部鉆探鉆井液分公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

隨著全球油氣資源需求量的不斷增加，油氣的勘探開發從中淺層逐漸轉換為深層和超深層[1]。塔里木8 000～12 000 m 以深層超深層發育多套儲蓋組合，成藏條件優越，是未來中國陸上超深層勘探開發熱點，但深井超深井鉆井液面臨高溫、高鹽、高壓等嚴峻挑戰[2]。國外抗高溫水基鉆井液主要以磺化和聚合物材料為主[3]，哈里伯頓和殼牌形成了一套抗高溫鹵水基儲層鉆井液[4]、貝克休斯研發了無機鹽組成聚磺鉆井液Pyro-Drill[5]；國內抗高溫水基鉆井液主要以聚磺鉆井液體系為主，孫金聲研發了抗高溫抗鹽系列處理劑，形成了抗溫220 ℃的水基鉆井液技術。油氣井鉆井實踐表明，要打好深井超深井，就必須要有良好的抗高溫鉆井液體系，為此本文通過優選水基鉆井液抗高溫材料，構建了一套抗高溫水基鉆井液體系，以解決深井超深井的鉆井液難題。

1 富源井區超深井地質介紹鉆井液技術難點

目前塔里木油田富源地區的超深井的井深一般在7 000～8 000 m 左右，其目的層在奧陶系的一間房組或者鷹山組，根據目前的勘探情況來看，奧陶系以下地層至震旦系依然存在巨大油藏的可能性，其井底溫度預估在220 ℃左右。萬米以上地層，隨著井溫的增加，對鉆井液抗溫能力要求極高，鉆井液處理劑抗溫能力不足，易導致體系流變性、濾失穩定性及沉降穩定性等性能變差，可能造成井下阻卡等復雜，且鉆遇地層多而雜，高溫作用下，水基鉆井液體系的降濾失性能和抗污染性能均不足。為推進深井、超深井油氣開發，需要進一步提高鉆井液體系的抗高溫性能及其復雜環境下的穩定性。

2 抗240 ℃高溫水基鉆井液體系研究

2.1 水基鉆井液抗高溫處理劑優選

2.1.1 抗高溫降濾失劑

目前現場水基鉆井液體系采用的是抗220 ℃高溫降濾失劑XZ-KGW，在240 ℃高溫性能評價中，16 h 后的抗高溫性能持久性差。因此對XZ-KGW 分子結構進行設計優化。評價抗高溫降濾失劑XZ-KGW 改進前后的濾失量降低率，可知XZ-KGW（新）長時間滾動后的API 濾失量降低率的下降趨勢得到了有效的控制，熱滾160 h 后XZ-KGW（新）濾失量降低率仍可達65%以上。2%熱滾XZ-KGW（新）16 h、240 ℃后常溫濾失量為12.4 mL，HTHP 為20 mL，相對3%熱滾XZ-KGW（老）16 h、240 ℃的濾失量顯著減少，且XZ-KGW（新）高溫條件下流變性能良好。XZ-KGW 抗溫降濾失劑濾失量降低率評價，如表1所示。

表1 XZ-KGW 抗溫降濾失劑濾失量降低率評價

2.1.2 抗高溫瀝青封堵劑

在原先抗220 ℃水基鉆井液體系配方基礎上加入各類抗高溫瀝青開展對比優選，圖1 結果顯示抗高溫瀝青Ⅰ型的高溫高壓濾失降低率和相對抑制性最優，分別為56.8%和42.5%，且當抗高溫瀝青Ⅰ型加量超過3%時，HTHP 濾失量都沒有明顯的增加，因此抗高溫瀝青Ⅰ型的最優加量為3%。

圖1 抗高溫瀝青封堵劑240℃封堵性抑制性評價

2.1.3 抗高溫抑制劑

在原先抗220 ℃水基鉆井液體系配方基礎上對各類抗高溫有機鹽抑制劑進行分析評價。有機鹽抑制劑Ⅰ型在240 ℃條件下抑制性能力表現出一定的優勢，但是有機鹽抑制劑Ⅱ型在提升密度方面有自身的優越性，綜上所述考慮用有機鹽抑制劑Ⅰ型和有機鹽抑制劑Ⅱ型復配使用。抗高溫抑制劑巖芯回收率，如表2 所示，有機鹽同等加量下對水溶液密度的影響分析，如圖2 所示。

圖2 有機鹽同等加量下對水溶液密度的影響分析

表2 抗高溫抑制劑巖芯回收率

2.1.4 抗高溫顆粒封堵劑

開展了抗高溫顆粒封堵劑性能評價和優選，圖3結果顯示，1 mm 以內鋁合金顆粒以及超細碳酸鈣在240 ℃熱滾16 h 后的API 濾失量為68～70 mL 左右。封堵性能與其它封堵劑相比較為突出。

圖3 240℃顆粒封堵劑API 降濾失性能評價

2.2 抗240 ℃水基鉆井液構建與評價

2.2.1 抗240 ℃水基鉆井液配方

通過對水基鉆井液抗高溫處理劑的優選，確定抗240 ℃水基鉆井液配方為：3%抗溫土+2.5%抗高溫改性樹脂+1.5%XZ-KGW（新）+1%燒堿+1.5%鋁合金顆粒(＜1mm）+1.5%超細鈣（2000 目～8000 目）+3%抗高溫瀝青Ⅰ型+3%白油瀝青+0.5%+7%KCL+15%有機鹽抑制劑Ⅰ型+10%有機鹽抑制劑Ⅱ型+重晶石（2.00）。

2.2.2 抗240℃水基鉆井液體系評價

2.2.2.1 流變性評價

將抗高溫降濾失劑、瀝青封堵劑、抑制劑和顆粒封堵劑引入水基鉆井液體系配方后，鉆井液在240℃條件下長期滾動后的抗高溫性能得到有效的提升，具有良好的降濾失能力和流變性。抗240 ℃水基鉆井液體系流變性評價，如表3 所示。

表3 抗240 ℃水基鉆井液體系流變性評價

2.2.2.2 抑制性評價

開展了抗240 ℃水基鉆井液體系配方抑制性能評價，巖屑回收率為92.5%，巖芯膨脹量降低率達84.78%表現了良好的抑制黏土水化分散的能力。密度為2.0 g/cm3鉆井液體系抑制性能評價，如表4 所示。

表4 密度為2.0 g/cm3 鉆井液體系抑制性能評價

2.2.2.3 封堵性評價

由于抗高溫瀝青的引進，抗高溫水基鉆井液對不同尺寸砂盤封堵能力均得到了有效的提升，20 μm和50 μm 砂盤在承壓15 MPa 下漏失穩定在25 mL左右，無明顯壓降，150 μm 砂盤漏失量控制在50 mL內，無明顯壓降，封堵效果顯著。

表5 密度為2.0 g/cm3 240 ℃優化后鉆井液體系室內封堵性能評價

3 結論

1）8 000 m 以上地層，對鉆井液抗溫能力要求極高，鉆井液處理劑抗溫能力不足，易導致體系流變性、濾失穩定性及沉降穩定性等性能變差，可能造成井下阻卡等復雜，且鉆遇地層多而雜，高溫作用下，水基鉆井液體系的降濾失性能和油基鉆井液體系的抗污染性能均不足。

2）通過處理劑評價及優選，研制出的降濾失劑XZ-KGW（新）以及研選出的抗高溫瀝青Ⅰ型封堵劑、有機鹽Ⅰ型與Ⅱ型復配抑制劑、鋁合金顆粒與超細碳酸鈣復配顆粒封堵劑可以滿足抗240 ℃水基鉆井液的應用要求，具有良好的流變性、抑制性和封堵性。