李建軍

（中國(guó)石油大慶鉆探鉆井工程技術(shù)研究院鉆井液分公司，黑龍江大慶163413）

城探1井抗高溫鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用

李建軍*

（中國(guó)石油大慶鉆探鉆井工程技術(shù)研究院鉆井液分公司，黑龍江大慶163413）

城探1井是大慶油田部署塔東古城區(qū)塊的第一口高風(fēng)險(xiǎn)預(yù)探井，設(shè)計(jì)井深7150m，實(shí)際完鉆井深7280m。該井6312～7280m段采用抗高溫聚磺防塌鉆井液，預(yù)估井底最高溫度將達(dá)到200℃，鉆遇地層主要是奧陶系下部和寒武系，巖性以灰?guī)r和白云巖為主，該井段溶洞裂縫發(fā)育成熟，另外還存在厚度不均的破碎地層。鉆進(jìn)過(guò)程中易發(fā)生井漏和剝落塊卡鉆事故。針對(duì)該地層的地質(zhì)特點(diǎn)及技術(shù)難點(diǎn)，對(duì)抗高溫聚磺鉆井液體系進(jìn)一步研究，通過(guò)增加抗高溫增粘劑，增強(qiáng)了體系的抗溫性，降低鉆井液的HTHP失水，提高了體系的封堵防塌性能，確保破碎帶鉆進(jìn)的安全。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明，通過(guò)引入抗高溫增粘劑，體系流變性、粘切等參數(shù)更易控制；攜巖能力更強(qiáng)，破碎帶鉆進(jìn)安全快速地穿過(guò)，沒(méi)有發(fā)生井下復(fù)雜或事故，能夠滿(mǎn)足井深7700m內(nèi)的超深井的施工需求。

鉆井液；聚磺；防塌；封堵；城探1井

1　工程概況

城探1井位于新疆維吾爾自治區(qū)巴音郭楞蒙古自治州且末縣境內(nèi)，是大慶油田在古城區(qū)塊部署的第一口超深探井，目的是探索古城地區(qū)寒武系丘灘體儲(chǔ)層含油氣性，實(shí)現(xiàn)古城地區(qū)新層系的突破。該井設(shè)計(jì)井深7150m，在實(shí)鉆過(guò)程中由于發(fā)現(xiàn)較好油氣顯示，加深鉆進(jìn)至7280m完鉆。本開(kāi)次井段長(zhǎng)968m，鉆遇地層主要包括奧陶系下部鷹山組和蓬萊壩組及寒武系。

該井一開(kāi)采用?476.3mm鉆頭鉆進(jìn)至808m完鉆，?365.1mm套管下深807.5m；二開(kāi)采用?200mm鉆頭鉆進(jìn)至3211m完鉆，?273.1mm套管下深3209.02m；三開(kāi)采用?241.3mm鉆頭順利鉆進(jìn)至6312m，?200mm套管下深6310.50m；四開(kāi)采用?168mm鉆頭順利鉆進(jìn)至7280m完鉆。該井一開(kāi)使用膨潤(rùn)土聚合物鉆井液體系；二開(kāi)、三開(kāi)使用氯化鉀聚合物—聚磺鉆井液體系；四開(kāi)使用抗高溫聚磺防塌鉆井液體系，本文主要分析四開(kāi)抗高溫鉆井液技術(shù)。

2　高溫井段鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

（1）井深超過(guò)7000m后井底溫度可能超過(guò)200℃，目前鉆井液體系及所選處理劑抗溫性無(wú)法滿(mǎn)足施工需要。根據(jù)地質(zhì)及工程設(shè)計(jì)提示，井底最高靜溫將達(dá)到196.6℃；目前的鉆井液處理劑鹽水環(huán)境中抗溫極限是180℃，因此必須對(duì)原配方進(jìn)行抗200℃以上高溫研究，通過(guò)研究將配方的抗溫性提高至200℃以上。

（2）奧陶系下部及寒武系白云巖存在厚度不均的破碎帶，易發(fā)生掉塊卡鉆事故。

（3）該井段地質(zhì)條件復(fù)雜，涵蓋了奧陶系的鷹山組、蓬萊壩組以及寒武系，破碎帶發(fā)育，且溶洞裂縫發(fā)育成熟，鉆進(jìn)過(guò)程中易發(fā)生坍塌、漏失等復(fù)雜。

（4）施工周期較長(zhǎng)，井壁（尤其是破碎帶）經(jīng)過(guò)鉆井液長(zhǎng)時(shí)間浸泡，井下安全問(wèn)題比較突出。

3　抗高溫鉆井液室內(nèi)研究

目前國(guó)內(nèi)大部分抗高溫處理劑的抗溫極限都在180℃，超過(guò)這個(gè)極限，處理劑就會(huì)發(fā)生降解。目前塔東所使用的聚合物降濾失劑就面臨這個(gè)問(wèn)題，現(xiàn)場(chǎng)為了避免井下復(fù)雜事故的發(fā)生，必須將聚合物的抗溫性能延伸至200℃以上。

3.1抗高溫增粘劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

抗高溫增粘劑單劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表1所示。

從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來(lái)看，該抗高溫增粘劑LZ常溫下增粘效果顯著，經(jīng)過(guò)200℃熱滾24h后粘切保持率達(dá)到了68.2%，初終切保持率為30.7%。

3.2抗高溫增粘劑LZ與抗高溫聚合物降濾失劑復(fù)配實(shí)驗(yàn)

表1　增粘劑單劑評(píng)價(jià)

優(yōu)選出增粘劑LZ與體系中使用的聚合物降濾失劑復(fù)配實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表2所示。

表2　復(fù)配實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

從表2實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以得出，聚合物降濾失劑和增粘劑復(fù)配使用，確實(shí)能夠提高聚合物降濾失劑的抗溫性能，經(jīng)過(guò)200℃熱滾24h后粘度保持率由原來(lái)的42.1%提高到54.4%，初終切保持率為43.4%。

3.3抗高溫增粘劑LZ與體系的配伍性試驗(yàn)

增粘劑LZ與抗高溫鉆井液體系配伍性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)詳細(xì)數(shù)據(jù)如表3所示。

從表3試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，抗高溫鉆井液體系中引入抗高溫增粘劑LZ，體系高溫?zé)釢L后的粘度保持率由原來(lái)的63.3%提高至70.8%，初終切保持率由原來(lái)的27.3%提高至45.0%，攜巖性能顯著提高。

表3　配伍性評(píng)價(jià)

機(jī)理分析：增粘劑LZ的主要成分是2-丙烯酰胺基二甲基磺酸鈉、甲基丙烯酸二乙胺酯縮合而來(lái)，主鏈以C-C、C-S及C-N，熱穩(wěn)定性好，支鏈上有大量的羥基、羧基及醚鍵，水解后能夠與水分子進(jìn)行氫鍵吸附，高分子鏈可以同時(shí)吸附多個(gè)粘土顆粒形成膠團(tuán)、網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)從而包裹束縛大量自由水，使得鉆井液中可以流動(dòng)的自由水減少，膠粒間、粘土顆粒間距縮小，內(nèi)摩擦力增加，從而提高鉆井液粘度。聚合物降濾失劑、改性褐煤樹(shù)脂BQP等處理劑中含有羥基、羰基、亞甲基、磺酸基、羧基、腈基等官能團(tuán)，能夠以酰胺基的吸附作用和羧鈉基、磺甲基、羥甲基的水化作用形成的吸附溶劑化水膜和高分子對(duì)粘土顆粒起到保護(hù)作用?？垢邷卦稣硠㎜Z和聚合物降濾失劑、褐煤樹(shù)脂BQP共同作用于粘土顆粒的最終結(jié)果就是粘土顆粒保持適當(dāng)?shù)姆稚⒍?，不發(fā)生進(jìn)一步細(xì)分散也不發(fā)生敦化減稠。

增粘劑LZ分子鏈存在不飽和鍵，在高溫堿性環(huán)境中能夠與褐煤BQP分子中的部分磺酸基發(fā)生縮合反應(yīng)而交聯(lián)，使得鉆井液體系抗溫能力大于200℃。井下持續(xù)高溫環(huán)境為縮合反應(yīng)創(chuàng)造了有利條件，使得縮合反應(yīng)的動(dòng)態(tài)平衡始終右移，從而確保了增粘劑在高溫環(huán)境下的增粘效果始終存在。增粘劑LZ和BQP的配合使用還能提高降濾失性和增粘效果，延長(zhǎng)處理維護(hù)周期，降低處理劑加量。

3.4體系封堵性實(shí)驗(yàn)

根據(jù)6#配方配制3份500mL井漿，200℃熱滾24h后取出，采用FA-BX無(wú)滲透濾失儀分別做6～8目、10～20目、40～60目石英砂做濾液侵入實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果：采用6#配方配制的鉆井液經(jīng)過(guò)200℃熱滾24h后在3種不同粒徑砂床上進(jìn)行的封堵實(shí)驗(yàn)，均能完成封堵，沒(méi)有發(fā)生完全漏失現(xiàn)象，表明該體系對(duì)于破碎地層、裂縫性地層具有較強(qiáng)的封堵效果。

表4　砂床侵入實(shí)驗(yàn)

4　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

4.1鉆井液性能

本開(kāi)次新配漿1350m3，其中1.45g/cm3重漿170m3，1.18g/cm3膠液460m3，1.20g/cm3儲(chǔ)備堵漏漿200m3，1.18g/cm3井漿520m3，鉆遇地層主要是奧陶系下部鷹山組、蓬萊壩組以及寒武系，施工過(guò)程十分順利，起下鉆順暢，套管順利下入，平均機(jī)械鉆速2.31m/h。鉆井液性能如表5所示。

表5　6312～7280m井段鉆井液性能表

4.2鉆井液日常維護(hù)

開(kāi)鉆前準(zhǔn)備工作：將所有循環(huán)罐、儲(chǔ)備罐清掏干凈后用淡化水清洗一遍后備足淡化水，備水過(guò)程中取樣檢測(cè)離子濃度，并根據(jù)檢測(cè)結(jié)果計(jì)算純堿、燒堿加量，然后配出40m3濃度為20%的膨潤(rùn)土降水化備用。將1#、2#罐留出準(zhǔn)備鉆塞用，其余罐盡量配滿(mǎn)新漿，確保開(kāi)鉆泥漿量足夠頂替和應(yīng)急儲(chǔ)備。新漿配配制完畢后抽取各個(gè)罐內(nèi)泥漿測(cè)量性能，并根據(jù)測(cè)量結(jié)果做適當(dāng)調(diào)整，并將密度加至設(shè)計(jì)密度。新漿頂替入井后循環(huán)至少兩周，然后根據(jù)性能變化情況再次調(diào)整，直至滿(mǎn)足設(shè)計(jì)及現(xiàn)場(chǎng)施工要求即可開(kāi)鉆。具體維護(hù)措施如下：

（1）鉆進(jìn)期間每30min測(cè)量一次鉆井液性能，計(jì)量各個(gè)罐內(nèi)體積，每8h測(cè)量一次全套性能，確保隨時(shí)掌握鉆井液性能變化趨勢(shì)。

（2）6312～6550m井段，預(yù)計(jì)井底最高溫度為180℃，維持鉆井液漏斗粘度48～50s，初終切2.0Pa/5.0Pa，動(dòng)塑比0.3～0.4，塑塑粘≤20·mPa·s，礦化度≤5000mg/L。

（3）6550～7280m井段，井底溫度將超過(guò)180℃，鉆井液中需加入高效抗溫降濾失劑，同時(shí)根據(jù)需要加入0.2%～0.3%的抗高溫增粘劑LZ，確保鉆井液漏斗粘度穩(wěn)定50～55s，初終切穩(wěn)定在（3.0～5.0Pa）/（5.0～10.0Pa）之間。日常維護(hù)則采取每鉆進(jìn)24h補(bǔ)充0.5m3水+0.2t抗高溫增粘劑LZ+0.05t燒堿水溶液，并根據(jù)需要調(diào)整膠液配方，始終控制HTHP失水＜14mL。

（4）本井取芯5次，最低收獲率29%，掉芯嚴(yán)重，表明奧陶系下部蓬萊壩組、寒武系均存在破碎帶和溶洞裂縫帶，鉆進(jìn)過(guò)程中時(shí)刻關(guān)注鉆壓、扭矩、烴值變化及振動(dòng)篩返砂情況，根據(jù)需要補(bǔ)充增粘劑和2%～3%隨鉆堵漏劑、2%非滲透橋接劑，對(duì)破碎帶及溶洞裂縫發(fā)育地層進(jìn)行有效封堵，避免井下復(fù)雜事故。

（5）鉆進(jìn)過(guò)程中，錄井監(jiān)測(cè)到烴值最高達(dá)到91%，為了有效避免有毒有害氣體（尤其是H2S）溢出，將密度提高至1.20g/cm3，同時(shí)加入0.3%除硫劑預(yù)防。

4.3鉆井液固相控制技術(shù)

本井段主要鉆遇灰?guī)r和云巖，含少量泥頁(yè)巖膠結(jié)質(zhì)，因此不存在泥巖水化分散問(wèn)題，固控設(shè)備則主要使用振動(dòng)篩和除砂器，偶爾使用離心機(jī)控制鉆井液密度。

（1）振動(dòng)篩使用120～140目篩布能夠在一個(gè)循環(huán)周中清除80%以上的有害固相。

（2）除砂器使用200目篩布，底流壓力控制在0.2～0.3MPa，能夠清除12%以上的有害固相，除砂器除正常維護(hù)保養(yǎng)外，鉆進(jìn)期間必須正常運(yùn)轉(zhuǎn)。

（3）離心機(jī)使用考慮到本開(kāi)次鉆井泵排量小，為18～20L/s，地面罐和井筒內(nèi)泥漿循環(huán)一周至少需要5h，為避免出現(xiàn)鉆井液密度不均，而影響到泵壓變化和對(duì)井底情況的判斷，需要將供液量控制很小，確保循環(huán)周內(nèi)平均密度降低不能超過(guò)0.01g/cm3。

（4）每天堅(jiān)持堅(jiān)持沉砂罐內(nèi)沉砂情況，如果罐內(nèi)沉砂超過(guò)罐有效高度的80%，就利用起下鉆期間將沉砂罐排空，進(jìn)一步增強(qiáng)鉆井液凈化效果。

5　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）研究通過(guò)加入抗高溫增粘劑LZ，鉆井液體系抗溫能力超過(guò)200℃，滿(mǎn)足城探1井施工需求。

（2）通過(guò)引入抗高溫增粘劑LZ，提高了高溫井段泥漿粘切，使得體系能夠有效克制奧陶系下部及寒武系破碎帶地層，本井鉆進(jìn)至7280m完鉆過(guò)程中沒(méi)有發(fā)生卡鉆事故，也無(wú)漏失、坍塌等井下復(fù)雜。

（3）通過(guò)引入抗高溫增粘劑LZ，聚磺鉆井液抗高溫穩(wěn)定性得到強(qiáng)化，簡(jiǎn)化了日常維護(hù)。

（4）新體系增加了抗高溫增粘劑LZ，但由于其與體系中降濾失劑的協(xié)同增粘和降濾失作用，降低了聚合物降濾失劑的加量，鉆井液配制成本卻稍有降低，鉆井液配制維護(hù)總成本沒(méi)有增加，即達(dá)到了保本增效。

［1］鄢捷年.鉆井液工藝學(xué)［M］.山東：石油大學(xué)出版社，2006：348-360.

［2］張斌.超深井、超高溫鉆井液技術(shù)研究［D］.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）博士學(xué)位論文，2010.

［3］王燕，等.物理法隨鉆防漏堵漏技術(shù)與鉆井液現(xiàn)狀研究［J］.斷塊油氣田，2008，15（1）：93-94.

［4］張志財(cái).鉆井液抗高溫技術(shù)研究［D］.中國(guó)石油大學(xué)碩士學(xué)位論文，2010.

TE254

A

1004-5716（2016）10-0064-04

2016-05-11

2016-09-01

李建軍（1981-），男（漢族），四川遂寧人，工程師，現(xiàn)從事深井及深層水平井水基鉆井液技術(shù)服務(wù)工作。