陳永紅，范 青，周成華，楊國(guó)興

（1.中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川德陽(yáng)618000；2.中石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心，四川德陽(yáng)618000）

隨著煤炭資源的不斷消耗以及對(duì)清潔能源的日益重視，我國(guó)必然會(huì)加大天然氣等清潔能源的開采和利用力度。目前，由于對(duì)油氣資源的迫切需求，各地的油氣田開采已經(jīng)進(jìn)入中后期，鉆井的速度、數(shù)量、深度和費(fèi)用均明顯增加，所鉆地層更加復(fù)雜多樣化，對(duì)鉆井液的性能提出了更高的要求［1－2］。

頁(yè)巖氣是一種以游離或吸附狀態(tài)藏身于頁(yè)巖層或泥巖層的非常規(guī)天然氣，具有開采壽命長(zhǎng)和生產(chǎn)周期長(zhǎng)的優(yōu)點(diǎn)，但其巖性特點(diǎn)易導(dǎo)致井壁坍塌、井漏、壓差卡鉆、油層傷害等復(fù)雜情況的發(fā)生，進(jìn)而有可能造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失和嚴(yán)重的安全事故［1］。目前多采用油基鉆井液，它可防止鉆井液對(duì)頁(yè)巖的侵入，從而有效保持井壁穩(wěn)定，同時(shí)還具有良好的潤(rùn)滑、防卡和降阻作用。但油基鉆井液成本高、驅(qū)替效率低、后期處理過程中安全環(huán)保壓力大，且無法在短期內(nèi)得到妥善解決，因此嚴(yán)重制約了其在頁(yè)巖氣開發(fā)中的應(yīng)用。而普通水基鉆井液難以解決在頁(yè)巖層長(zhǎng)水平段鉆井中的垮塌、摩阻、井漏、縮徑等問題。鑒于此，作者進(jìn)行了HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系的室內(nèi)研究，對(duì)高效抑制劑、降濾失劑、防塌封堵劑的配比進(jìn)行了分析，并對(duì)該鉆井液體系的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

1 HPT高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系主要處理劑的優(yōu)選

1.1 高效抑制劑

我國(guó)鉆井液外加劑生產(chǎn)廠家眾多，且產(chǎn)品質(zhì)量參差不齊，需對(duì)不同廠家抑制劑的鉆井液性能及其與常規(guī)水基鉆井液復(fù)配性能進(jìn)行測(cè)定，以選出高效抑制劑。本實(shí)驗(yàn)對(duì)比了多個(gè)廠家的抑制劑，最終選定高效抑制劑HI。

基漿的配制：400mL自來水＋4%實(shí)驗(yàn)用鈉土，高速攪勻后密閉養(yǎng)護(hù)24h。

性能評(píng)價(jià)方法：

（1）中壓濾失量（FLAPI）和流變性：在基漿中加入8%的HI，養(yǎng)護(hù)24h后測(cè)定。

（2）巖屑滾動(dòng)回收率：將50g 30目巖屑加入8%HI水溶液中，在150 ℃下滾動(dòng)16h后測(cè)定巖屑回收率。

（3）極壓潤(rùn)滑系數(shù)及頁(yè)巖膨脹率：用EP－B 型極壓潤(rùn)滑儀和NP－03型微電腦頁(yè)巖膨脹測(cè)試儀測(cè)定。

在基漿中加入高效抑制劑HI，測(cè)定鉆井液體系的FLAPI、流變性及抑制性能，結(jié)果見表1。

由表1 可以看出，加入HI的漿體在老化前后FLAPI和流變性變化不大，老化后潤(rùn)滑性變好；從抑制性能來看，和清水比較，加入HI的漿體老化后巖屑滾動(dòng)回收率和頁(yè)巖膨脹率變化較大，巖屑滾動(dòng)回收率提高了75.3%、頁(yè)巖膨脹率降低了48%。

HI加量對(duì)鉆井液體系性能的影響見表2、圖1（擬用鉆井液配方為：2%NV－1＋0.1%～0.2%XC＋0.2%～0.3%FA－367＋0.2%～0.3%XY－27＋0.5%～1%LV－PAC＋4%FT－342）。

表1 鉆井液體系的FLAPI、流變性及抑制性能Tab.1 FLAPI，rheology and inhibition performance of drilling fluid system

表2 HI加量對(duì)鉆井液體系性能的影響Tab.2 Effect of HI dosage on performance of drilling fluid system

圖1 HI加量對(duì)鉆井液體系性能的影響Fig.1 Effect of HI dosage on performance of drilling fluid system

由圖1可知，隨著HI加量的增加，極壓潤(rùn)滑系數(shù)和頁(yè)巖膨脹率均逐漸降低，說明漿體的潤(rùn)滑性變好，抑制性增強(qiáng)；當(dāng)HI加量超過12%和15%后，繼續(xù)增加用量，對(duì)潤(rùn)滑性和抑制性的改善作用趨于穩(wěn)定。因此，初步確定HI的加量為7%～15%；進(jìn)一步對(duì)鉆井液體系的抑制性和潤(rùn)滑性進(jìn)行優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，最后確定HI加量為12%。

1.2 降濾失劑

頁(yè)巖氣油藏鉆井過程中井壁垮塌嚴(yán)重，原因是井筒壓差和毛管壓力等作用下濾液沿著層理滲入，導(dǎo)致層理面力學(xué)發(fā)生變化［3－7］，嚴(yán)重影響泥頁(yè)巖地層的穩(wěn)定性，因此需要選擇配伍性好且抗溫能力強(qiáng)的降濾失劑來降低濾失量。

在基礎(chǔ)配方上加入不同的降濾失劑（SMP－Ⅰ、SPNH、SMP－Ⅱ、CAM），將漿體在120 ℃老化16h后測(cè)定高溫高壓濾失量（FLHTHP），結(jié)果見圖2。

由圖2可知，隨著SMP－Ⅰ、SPNH、SMP－Ⅱ加量的增加，鉆井液體系在高溫老化后均有較好的降濾失效果，特別是SMP－Ⅱ與HI的配伍性最好，最優(yōu)加量為3%；SMP－Ⅱ與CAM 按一定比例混合后，降濾失效果更佳。因此，確定CAM 加量為1%、SMP－Ⅱ加量為3%。

圖2 降濾失劑加量與高溫高壓濾失量的關(guān)系Fig.2 Relationship between dosage of filter loss reduer and FLHTHP

1.3 防塌封堵劑

國(guó)外已研發(fā)了一種含有納米堵漏材料的鉆井液體系，這種鉆井液體系能在頁(yè)巖層中起到較好的防漏堵漏作用［8］。根據(jù)粒度級(jí)配原理復(fù)配防塌封堵劑，最終選擇可變形微粒防塌封堵劑FDFT－1＋防塌封堵劑KD＋隨鉆堵漏劑SDL＋納米封堵劑MONTF配方。

在優(yōu)化后基礎(chǔ)鉆井液配方（2%NV－1＋12%HI＋0.15%FA－367＋3%SMP－Ⅱ＋1%CAM＋2%FDFT－1＋1%SDL＋2%FT－342）的基礎(chǔ)上，考察MONTF 加量對(duì)鉆井液體系性能的影響，結(jié)果見表3、圖3。

由表3和圖3 可知，隨著MONTF 加量的增加，鉆井液的流變性能變好，極壓潤(rùn)滑系數(shù)逐漸減?。划?dāng)加入0.5%的MONTF時(shí)，F(xiàn)LAPI和FLHTHP明顯減少，16h 頁(yè)巖膨脹率由未加MONTF 的13.51%降為12.54%；當(dāng)MONTF 加量增加到1.0%時(shí)，F(xiàn)LHTHP比未加MONTF的高1.0mL，且16h頁(yè)巖膨脹率也升至13.95%。所以，最終確定MONTF加量為0.5%。

表3 MONTF加量對(duì)鉆井液體系性能的影響Tab.3 Effect of MONTF dosage on performance of drilling fluid system

圖3 MONTF加量與16h頁(yè)巖膨脹率的關(guān)系Fig.3 Relationship between MONTF dosage and swell rate of shale for 16h

2 HPT高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系的性能評(píng)價(jià)

為了增強(qiáng)抑制性，防止泥頁(yè)巖水化膨脹及不穩(wěn)定地層坍塌，根據(jù)主要助劑的優(yōu)選結(jié)果和大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，改變各自加量，通過配伍性實(shí)驗(yàn)確定其它助劑（KCl、FT－342）及加量，改善HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液的流變性及濾失量，進(jìn)一步優(yōu)化配比，最終得到了HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液的主要配方為：2%NV－1＋0.5%KOH＋11%HI＋0.15%FA－367＋3%SMP－Ⅱ＋1%CAM＋3%～7%KCl＋2%FDFT－1＋1%SDL＋1%KD＋2%FT－342＋0.5%MONTF。

2.1 基本性能

按照主要配方（KCl加量為5%）配制密度為2.1 g·cm－3的HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系，在135 ℃下滾動(dòng)16h后測(cè)定其基本性能（流變性在65 ℃下測(cè)試，下同），結(jié)果見表4。

由表4可知，HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系具有很好的流變性和較強(qiáng)的降濾失能力，30min FLAPI在1.0mL 以內(nèi)，F(xiàn)LHTHP在10 mL 以內(nèi)，且動(dòng)塑比大于0.3。

2.2 潤(rùn)滑及抑制性能

采用EP－B 型極壓潤(rùn)滑儀和WT－OFI－150－80 型高溫動(dòng)態(tài)線性膨脹儀在135 ℃下測(cè)定2.1g·cm－3鉆井液體系的潤(rùn)滑性和抑制性，得到極壓潤(rùn)滑系數(shù)為0.146，8h頁(yè)巖膨脹率為5.96%，16h頁(yè)巖膨脹率為8.62%。

表明HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系具有較強(qiáng)的潤(rùn)滑性和抑制性。

表4 HPT高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系的基本性能Tab.4 Basic performance of HPT high temperature and strong inhibitory water－based drilling fluid system

圖4為KCl加量與頁(yè)巖膨脹率的關(guān)系。

圖4 KCl加量與頁(yè)巖膨脹率的關(guān)系Fig.4 Relationship between KCl dosage and swell rate of shale

由圖4可知，加量為5%的KCl與漿體的配伍性最好，抑制性最強(qiáng)。

綜上所述，HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液體系具有良好的加重能力，高溫老化后其流變性、抑制性、潤(rùn)滑性能也保持良好，且在鉆井成本上優(yōu)于油基鉆井液，并在后期處理中利于環(huán)保。

3 結(jié)論

經(jīng)過大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)比分析高效抑制劑、降濾失劑、防塌封堵劑等的加量配比，研制得到HPT 高溫強(qiáng)抑制水基鉆井液，其密度在1.6～2.1g·cm－3范圍內(nèi)可調(diào)，且在溫度低于135 ℃下仍具有良好的性能，16h頁(yè)巖膨脹率控制在9%以內(nèi)，懸浮穩(wěn)定性好，具有優(yōu)異的加重能力、流變性、抑制性、潤(rùn)滑性和抗溫性能，且具有環(huán)保、低成本的特點(diǎn)，應(yīng)用前景廣闊。

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