張守文

(中國石化勝利石油工程公司鉆井工藝研究院，山東東營 257000 )

目前國內(nèi)采用了多種方法提高水基鉆井液的性能，開發(fā)出陽離子聚合物鉆井液、聚合醇鉆井液、高性能鉆井液等,然而這些鉆井液在抑制泥頁巖水化以及鉆井液潤滑性等方面不能滿足非常規(guī)油藏開發(fā)的需要。水基鉆井液面臨的主要技術(shù)難題有井壁失穩(wěn)問題、潤滑問題、井眼凈化問題、油層保護(hù)問題等。要解決上述問題，傳統(tǒng)方法是采用高成本的油基和合成基鉆井液。隨著環(huán)保部門對鉆井液和鉆屑毒性要求的日益嚴(yán)格，油基鉆井液的使用受到了很大程度的限制，而合成基鉆井液的使用也因其高成本受到限制。因此開發(fā)出一種新型的高混油水基鉆井液體系，形成配套的鉆井液工藝技術(shù)，對促進(jìn)非常規(guī)低滲砂泥巖油氣藏水平井的規(guī)?；_發(fā)，具有重要的意義。

筆者室內(nèi)研制出高混油水基鉆井液用原油乳化劑，以原油為基礎(chǔ)油，確定與之復(fù)配的高效潤滑劑，優(yōu)選出抑制劑、防塌(降失水)劑、封堵劑，高混油水基鉆井液體系的基礎(chǔ)配方為：

(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺+(1.0%～1.5%)胺基聚合物+(2%～3%)防塌劑+(2%～3%)羧甲基磺化酚醛樹脂+(2%～3%)膠乳瀝青+(0.5%～1%)流型調(diào)節(jié)劑+(8%～20%)原油+(1.5%～2.5%)聚合醇 +(3%～4%)BH-1潤滑劑。

添加劑：納米乳液、胺基聚合物、磺酸鹽共聚物、超細(xì)碳酸鈣、重晶石。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1　原料及儀器

聚丙烯酰胺(PAM)干粉、胺基聚合物、膠乳瀝青、防塌降濾失劑、原油、乳化劑、磺酸鹽共聚物、超細(xì)碳酸鈣、聚合醇等。

液體密度計(jì)、六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)、變頻高速攪拌機(jī)、潤滑儀、雙通道膨脹量測定儀、中壓濾失儀、高溫滾子加熱爐、儲層損害評價儀等。

1.2　實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1)改變原油加量，考察原油加量對體系流變性的影響；采用巖屑回收率法評價高混油水基鉆井液的抑制性，所用的巖屑為渤南油田義123區(qū)塊沙一段地層的巖屑。

2)在基礎(chǔ)配方中加入劣質(zhì)土及氯化鈉，觀察其抗污染能力，考察不同加量劣質(zhì)土和氯化鈉對高混油水基鉆井液性能的影響。

3)采用重晶石加重，考察鉆井液的高混油水基鉆井液的密度對其性能的影響。

4)抗溫性能評價，分別進(jìn)行110，130，150 ℃下16 h高溫滾動實(shí)驗(yàn)，考察鉆井液的性能變化。

5)通過巖心動態(tài)污染實(shí)驗(yàn)評價高混油水基鉆井液體系的儲層保護(hù)能力，實(shí)驗(yàn)巖心為CB32井東營組地層巖芯。

2　結(jié)果和討論

2.1　原油加量對鉆井液性能的影響

原油加量對體系流變性能的影響見表1?；鶟{的密度為1.4 g/cm3。隨著原油加量的增加，塑性黏度及動切力上升，在原油加量≥25%時，體系終切上升迅速。綜合考慮原油加量為20%時鉆井液體系具有較好的流變性能及潤滑性能。

表1　原油加量對體系流變性能的影響

原油加量對鉆井液抑制性的影響見表2。隨著混油比例的不斷增加，頁巖回收率也不斷增加，抑制性不斷增強(qiáng)。

表2　原油加量對鉆井液抑制性的影響

2.2　鉆井液體系抗污染性能

劣質(zhì)土和氯化鈉的加量對鉆井液性能的影響見表3。隨著鉆井液中劣質(zhì)土加量的增大，表觀黏度及塑性黏度增加，API濾失量減小，抗劣質(zhì)土污染可達(dá)6%；隨著氯化鈉的加入，鉆井液的表觀黏度及塑性黏度增加，API濾失量增大，抗鹽污染可達(dá)5%。

表3　劣質(zhì)土和氯化鈉的加量對鉆井液性能的影響

2.3　潤滑性能

合理的鉆井液密度是保證井壁穩(wěn)定的重要因素，目前在非常規(guī)井的現(xiàn)場施工中，加重材料多為重晶石。鉆井液密度對鉆井液的流變性、沉降穩(wěn)定性及潤滑性的影響很大。采用重晶石加重時，高混油水基鉆井液的密度對其性能的影響如表4所示。隨著密度的增加，鉆井液的各性能參數(shù)有所降低，潤滑性能可通過加入一定量的高效潤滑劑BH-1來調(diào)控，其潤滑系數(shù)大大降低，達(dá)到設(shè)計(jì)技術(shù)指標(biāo)。

表4　密度對高混油水基鉆井液性能的影響

2.4　抗溫性能

鉆井液體系的抗溫性能如表5所示。隨著溫度的升高，鉆井液的性能參數(shù)變化不大，說明該鉆井液體系有著優(yōu)良的抗高溫性能。

表5　體系抗溫能力

2.5　儲層保護(hù)性能

通過對巖心動態(tài)污染實(shí)驗(yàn)并對數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，發(fā)現(xiàn)高混油水基鉆井液污染后，滲透率恢復(fù)值可達(dá)90%，表明該體系對油層污染小，具有很好的油氣層保護(hù)效果。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

在前期大量研究的基礎(chǔ)上，針對渤南油田義123區(qū)塊高溫高壓易垮塌的特點(diǎn)，將室內(nèi)研制的高混油水基鉆井液體系應(yīng)用于該區(qū)塊，現(xiàn)場應(yīng)用以義123-1井為例，該井是油田首口砂泥巖混層的非常規(guī)長水平段深井，井深5 236 m。

3.1　渤南油田義123區(qū)塊概況

渤南油田濟(jì)陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷義123-1塊屬特低滲油藏，單井產(chǎn)能不高，完鉆層位沙三段。東營組以上地層成巖性差，易坍塌；沙河街地層含有大段泥巖，易垮塌；水平段地層以粉砂巖為主，含有泥巖互層，易掉塊。油藏類型為中低孔(平均孔隙度15.1%)、特低滲(1.1×10-3μm3)、高溫(地層溫度140 ℃)、高壓異常(原始壓力系數(shù)1.26)。

該區(qū)塊所布井均為難度較大的水平井，三開水平段設(shè)計(jì)3靶點(diǎn)，井段長(>1 100 m)，井眼小(152.4 mm)，井底溫度高(140 ℃)，砂泥巖互層，鉆井液流變性控制和泥巖段的井壁穩(wěn)定控制是施工的主要難點(diǎn)，保持體系良好的潤滑性是技術(shù)關(guān)鍵。

3.2　技術(shù)對策

針對該井地層特點(diǎn)，上部地層采用聚合物控制地層造漿；東營組地層配合使用聚合物干粉與胺基聚合物，以提高鉆井液的抑制防塌能力；東營組以下地層用有機(jī)胺抑制防塌，用樹脂和膠乳瀝青進(jìn)行封堵防塌，配合超細(xì)碳酸鈣進(jìn)一步提高鉆井液的防塌能力；水平段采用高混油鉆井液體系提高潤滑性能和防塌性能，油層段加入聚合醇以提高液相封堵能力，保護(hù)儲層。

3.3　性能控制技術(shù)

3.3.1攜巖和流變性

鉆井液流變性控制對攜巖非常重要。二開東營組以上地層鉆成開放式井眼，保持相對較低的黏度切力；東營組地層控制鉆井液API失水<15 mL，保證該段地層的穩(wěn)定和承上啟下的作用，為二開井段的順利施工提供保證。

斜井段在保證潤滑防塌的基礎(chǔ)上，隨井深的增加適當(dāng)提高鉆井液的黏切力；在水平段鉆進(jìn)期間，針對小井眼和鉆遇地層本身的性質(zhì)，在滿足攜巖條件下盡量降低鉆井液的黏切。漏斗黏度、塑性黏度及動切力隨井深的變化見圖1。在較高密度情況下控制鉆井液性能(密度1.45～1.50 g/cm3，黏度60～70 s，控制API失水≤3 mL，高溫高壓失水≤12 mL)，較好地滿足了長水平段水平井的鉆井要求。

圖1　漏斗黏度、塑性黏度及動切力隨井深的變化

3.3.2井壁穩(wěn)定性

二開裸眼段長，上部地層成巖性差，沙二、沙三段有大段泥巖，為了保證井壁的穩(wěn)定，主要從以下幾方面著手[1-5]：1)采用胺基抑制劑，配合常規(guī)的PAM和天然高分子聚合物，提高體系的抑制性，達(dá)到抑制防塌的目的。2)合適的粒度級配，以復(fù)合銨鹽等控制鉆井液適度分散，提高泥餅質(zhì)量，快速形成致密有韌性的泥餅；采用羧甲基磺化酚醛樹脂提高體系穩(wěn)定性及抗高溫能力；控制膨潤土含量在5.0%～7.5%，API失水<3 mL。3)采用膠乳瀝青進(jìn)行封堵防塌，采用聚合醇進(jìn)行液相封堵并提高體系的潤滑性。

三開水平段補(bǔ)充加入超細(xì)碳酸鈣，進(jìn)行可酸化剛性粒子封堵，保證小井眼長水平段水平井的正常施工和完井作業(yè)的順利實(shí)施。

3.3.3鉆井液潤滑性和摩阻

影響摩阻/扭矩的主要因素有以下幾點(diǎn)[6-8]：1)井眼的清潔狀況；2)泥餅本身的潤滑能力；3)井眼軌跡；4)固相含量。為有效降低摩阻/扭矩，采取如下措施：

1)采用胺基抑制劑、有機(jī)胺及高分子絮凝劑抑制鉆屑分散，利于清除固相，保持井眼清潔；控制坂土質(zhì)量濃度50～70 mg/L，使用細(xì)目(160/200目)振動篩，保持體系低固相含量，減少固相帶來的摩阻。固相含量隨井深的變化見圖2。固含量均<20%，基本達(dá)到現(xiàn)有固控設(shè)備的極限。

圖2　固相含量隨井深的變化

2)合理的粒度級配有利于形成好的泥餅，本井加入一定量的超細(xì)碳酸鈣(88/1200目，含量2%)，粒度中值4～7 μm，保持了較低的濾失量，斜井段API濾失量控制在1.6～2.8 mL，保證了井壁的穩(wěn)定。

3) 斜井段采用高混油潤滑體系，鉆井液中潤滑劑含量及黏附系數(shù)隨井深的變化見圖3。后期保持原油質(zhì)量分?jǐn)?shù)>15%，鉆井液黏附系數(shù)<0.08，黏滯系數(shù)控制在0.04，潤滑系數(shù)<0.15。二開井工廠特殊井段設(shè)計(jì)軌跡復(fù)雜，該井二開最大上提摩阻156 kN，扭矩7～9 kN·m，較好地滿足了鉆井的要求。

圖3　鉆井液中潤滑劑含量及黏附系數(shù)隨井深的變化

三開后期鉆遇多套泥巖，井身呈現(xiàn)波浪狀軌跡，增加了摩阻和扭矩。針對三開井身軌跡的特殊性，降低固相含量，改善泥餅質(zhì)量，保證原油含量>18%，并配合加入高性能潤滑劑，使摩阻/扭矩控制在215 kN/(9～11) kN·m，保證了鉆井施工的順利完成。摩阻、扭矩隨井深的變化見圖4。

圖4　摩阻、扭矩隨井深的變化

3.4　應(yīng)用效果

油田首口井工廠設(shè)計(jì)井義123平1井的鉆探成功，表明非常規(guī)砂泥巖水平井油藏采用常規(guī)水基高混油鉆井液體系，可以解決長水平段高溫深井的勘探施工難題，為這一類儲層的勘探開發(fā)提供了新的有效手段。在2012年勝利油田非常規(guī)油氣藏的開發(fā)過程中，高混油水基鉆井液體系在渤南區(qū)塊共進(jìn)行了9口井的現(xiàn)場應(yīng)用，均未發(fā)生任何與井壁失穩(wěn)相關(guān)的復(fù)雜情況，鉆井液體系的優(yōu)異性能保障了施工的順利進(jìn)行，大大縮短了鉆井及建井周期，并創(chuàng)出多項(xiàng)紀(jì)錄。

4　結(jié)論

1)室內(nèi)研制的高混油水基鉆井液體系具有較好的流變性能、潤滑性能、抗污染性能、抗高溫性能以及強(qiáng)抑制防塌性能，對油層污染小，具有很好的油氣層保護(hù)效果。該體系能夠降低鉆井液成本，減小對環(huán)境的污染。

2)該鉆井液體系在渤南油田義123-1區(qū)塊成功應(yīng)用，解決了長水平段高溫深井潤滑難和穩(wěn)定性差的難題，為這一類儲層的勘探開發(fā)提供了新的有效手段，建議加快該鉆井液體系在區(qū)塊其他層位的推廣應(yīng)用。

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