齊從麗，任 茂，彭容容，何 苗

中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000

ZJ 氣田沙溪廟組屬致密砂巖氣藏，埋深2 100～3 000 m，地層非均質(zhì)性強、砂泥巖互層，局部見少量微孔縫（孔徑范圍18.22～129.2 μm），使用水基鉆井液鉆進(jìn)井壁穩(wěn)定性較差。此外，近年受三維軌跡、長水平段等因素影響，開發(fā)難度不斷增大，多口井水平段鉆遇大段泥巖井壁失穩(wěn)，摩阻扭矩增大，阻卡頻繁，甚至無法安全鉆進(jìn)而導(dǎo)致提前完鉆，嚴(yán)重影響該區(qū)塊的安全高效開發(fā)。

近年來，油基鉆井液技術(shù)得到快速發(fā)展，并逐漸成為鉆探高難度高溫深井、長水平井以及各種復(fù)雜井段的重要手段［1-7］。油基鉆井液以油為連續(xù)相，濾液為油，對水敏性地層具有較強的抑制性、潤滑性及較好的儲層保護(hù)效果［8-9］。為解決ZJ氣田沙溪廟組井壁失穩(wěn)及摩阻大的問題，本文開展了強封堵高潤滑油基鉆井液技術(shù)研究。

1 室內(nèi)研究

1.1 油基鉆井液配方的確定

與柴油相比，白油芳烴含量低，毒性?。婚W點高，揮發(fā)性小，安全環(huán)保性較好；運動黏度較低，有利于鉆井液流變性的調(diào)節(jié)。基于以上考慮，優(yōu)選白油作為基礎(chǔ)油。

隨著油基鉆井液的廣泛應(yīng)用，學(xué)者對乳化劑、防塌劑、降濾失劑等油基處理劑的研究也迅速發(fā)展［10-12］。針對ZJ 氣田沙溪廟區(qū)塊技術(shù)難點，本文重點對封堵材料進(jìn)行了優(yōu)選。圖1 為不同封堵劑（單劑）的封堵性能評價結(jié)果。由圖1 可知：氧化瀝青和成膜封堵劑的高溫高壓濾失量（FLHTHP）較小，封堵能力較強。結(jié)合封堵機制（兼顧剛性粒子架橋與可變形粒子填充）及儲層保護(hù)綜合考慮，優(yōu)選氧化瀝青、成膜封堵劑及超細(xì)碳酸鈣（粒徑為15 μm）進(jìn)行復(fù)配。

圖1 不同封堵劑（單劑）的高溫高壓濾失量

實驗采用3種配方，配方1為基漿+2%超細(xì)碳酸鈣+2%氧化瀝青，配方2 為基漿+1%超細(xì)碳酸鈣+2%氧化瀝青+1%成膜封堵劑，配方3為基漿+2%超細(xì)碳酸鈣+1%氧化瀝青+1%成膜封堵劑，其中，基漿配方為油水（3#白油與25%氯化鈣鹽水的比例為80∶20）+0.7%主乳+2.2%輔乳+1.5%潤濕劑+2%有機土+3%生石灰+6%降濾失劑+重晶石（密度1.90 g/cm3），在100 ℃熱滾16 h，測試3 種配方在不同時間下的高溫高壓濾失量，結(jié)果如表1 所示。由表1 可知：配方2 的高溫高壓濾失量較低，封堵能力較強。因此，確定油基鉆井液封堵材料為1%超細(xì)碳酸鈣+2%氧化瀝青+1%成膜封堵劑。

表1 不同配方封堵劑復(fù)配的高溫高壓濾失量

在基漿中加入1%超細(xì)碳酸鈣+2%氧化瀝青+1%成膜封堵劑，通過大量實驗測定乳化劑、潤濕劑、有機土等加量對鉆井液的影響，最終確定油基鉆井液的配方為油水（3#白油與25%氯化鈣鹽水的比例為80∶20）+0.6%主乳+2%輔乳+1%潤濕劑+1.5%有機土+3%生石灰+6%降濾失劑+1%超細(xì)碳酸鈣+2%氧化瀝青+1%成膜封堵劑+重晶石（密度1.90 g/cm3），老化前后油基鉆井液的性能比較見表2。由表2可知：老化后的油基鉆井液流變性較好，高溫高壓濾失量較低（1.2 mL），鉆井液體系穩(wěn)定。

表2 油基鉆井液老化前后的性能比較

1.2 抑制性評價

為評價鉆井液的抑制性，進(jìn)行了鉆井液滾動回收率的測定實驗。

將經(jīng)過干燥并在室溫放置24 h后的泥巖巖屑分別放入油基鉆井液和水基鉆井液（ZJ 氣田常規(guī)用鉀基聚磺鉆井液），在100 ℃滾動16 h，迅速冷卻并回收巖屑，瀝干水分后進(jìn)行烘干稱重，計算巖屑回收率（二次滾動用清水），結(jié)果如表3所示。

表3 巖屑滾動回收率實驗

由表3 可知：油基鉆井液滾動回收率較高，抑制性較強。與水基鉆井液相比，油基鉆井液二次滾動回收率為75.3%，比水基鉆井液的二次滾動回收率提高了約2倍。

1.3 封堵性評價

為評價鉆井液的封堵性能，采用砂盤實驗，測試不同密度鉆井液制成沙盤的高溫高壓濾失量和沙盤厚度，通過掃描電鏡觀察油基泥餅和水基泥餅的微觀形貌。

1.3.1 砂盤實驗

分別選取密度1.90 g/cm3和密度2.00 g/cm3的油基鉆井液，選用孔隙40 μm 的砂盤，在壓差為3.5 MPa、溫度為100 ℃條件下，測試30 min 下鉆井液的封堵性能，結(jié)果如表4所示。

表4 鉆井液封堵性能評價（砂盤實驗）

由表4可知：2種密度的鉆井液封堵能力均較強，密度1.90 g/cm3油基鉆井液的高溫高壓砂盤濾失量為5 mL，濾餅厚度為2 mm；密度2.00 g/cm3油基鉆井液的高溫高壓砂盤濾失量為4.2 mL，濾餅厚度為2 mm。

1.3.2 電鏡掃描泥餅

使用掃描電鏡（SEM）分別觀察鉆井液在油基泥餅和水基泥餅表面的填充情況，結(jié)果如圖2～3所示。

圖2 掃描電鏡下油基鉆井液泥餅微觀形貌

圖3 掃描電鏡下水基鉆井液泥餅微觀形貌

由圖2～3 可知：油基鉆井液高溫高壓泥餅質(zhì)量較好，泥餅表面形成一層致密油膜；而水基鉆井液高溫高壓泥餅表面能夠明顯觀察到?jīng)]有填充的縫隙。

1.4 抗污性評價

以0.15 ～ 0.25 mm的鉆屑作為污染物，加入油基鉆井液中，在100 ℃下滾動16 h，測試不同加量鉆屑對鉆井液性能的影響，結(jié)果如表5所示。

表5 鉆屑對油基鉆井液性能的影響

由表5 可知：鉆屑的侵入對鉆井液性能影響較??；隨著加入鉆屑的增加，鉆井液的黏度有一定增加，高溫高壓濾失量略有增加，鉆井液的破乳電壓基本保持穩(wěn)定（破乳電壓大于600 V），表明鉆井液體系具有較強的抗巖屑污染能力。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

2.1 地質(zhì)特征

ZJ202H井二開井段（井深2 470 ～ 4 437 m）使用了油基鉆井液。該井段鉆遇地層為上沙溪廟組、下沙溪廟組，其中上沙溪廟組為暗棕-棕-棕紫色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖與灰褐色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及綠灰色細(xì)中砂巖略等厚至不等厚互層；下沙溪廟組為棕褐色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖與淺綠灰、綠灰色、褐灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、細(xì)粒巖屑砂巖略等厚互層。

對全巖礦物進(jìn)行X 線衍射分析后發(fā)現(xiàn)，該區(qū)塊沙溪廟組泥巖中黏土礦物平均含量41.53%，黏土礦物以伊利石和伊蒙混層為主，其中伊-蒙混層平均含量45.33%。鉆井施工表明，沙溪廟組泥巖段井壁穩(wěn)定性較差。

2.2 油基鉆井液配制

本井以回收漿+新配漿的模式使用油基鉆井液，根據(jù)現(xiàn)場老漿（來自WY 氣田）取樣，通過復(fù)核試驗后確定新配油基鉆井液配方，與回收老漿以2∶1混配后，調(diào)整密度至1.75 g/cm3。其中，新配油基鉆井液配方為油水（3#白油與25% CaCl2鹽水的體積比為80∶20）+2%輔乳+0.5%潤濕劑+1.5%有機土+2%生石灰+4%降濾失劑+2%氧化瀝青+2%超細(xì)CaCO3?；厥绽蠞{與調(diào)配后鉆井液的相關(guān)性能比較如表6所示。由表6可知：調(diào)配后鉆井液具有良好的流變性和乳化穩(wěn)定性。

表6 二開開鉆時鉆井液調(diào)配性能

2.3 應(yīng)用效果

該井二開井段使用?215.9 mm 鉆頭鉆進(jìn)，開鉆密度1.75 g/cm3，鉆進(jìn)中有少量小掉塊（1～2 cm），密度提高至1.80 g/cm3后，返出巖屑無明顯掉塊，在井深2 890～2 990 m、3 022～3 158 m、3 158～3 327 m 處先后鉆遇多個氣層，鉆井液密度由1.80 g/cm3逐步提高至1.85 g/cm3，后續(xù)鉆進(jìn)過程中維持密度1.85～1.87 g/cm3，各階段鉆井液的性能比較如表7所示。

表7 二開實鉆鉆井液性能

由表7 可知：全井段鉆井液流變性較好，高溫高壓濾失量較低；鉆井液潤滑性較好，泥餅黏附系數(shù)為0.06～0.07；全井段起下鉆順利，井下摩阻較低，斜井段起下鉆摩阻80～100 kN，水平段摩阻150～180 kN；井壁穩(wěn)定性較好，實現(xiàn)了該井1 524 m長水平段的安全鉆進(jìn)。

表8是不同井段使用不同鉆井液的平均機械鉆速對比情況。由表8可知：使用油基鉆井液施工井段的平均機械鉆速為13.20 m/h，比鄰井水基鉆井液施工井段的平均機械鉆速提高了1.13～2.14倍。

表8 與鄰井機械鉆速對比

3 結(jié)論

1）室內(nèi)優(yōu)選的油基鉆井液流變性好、抑制性強、濾失量低、封堵性強、潤滑性好、抗污染能力強，能夠滿足ZJ 氣田沙溪廟組長水平井施工要求。

2）該油基鉆井液在ZJ202H井二開井段使用，鉆井液流變性好，鉆進(jìn)中井壁穩(wěn)定性較好，起下鉆摩阻低，機械鉆速較高。

3）油基鉆井液首次在ZJ 氣田應(yīng)用，其在穩(wěn)定井壁、降摩減阻等方面性能突出，為該區(qū)塊沙溪廟組長水平井安全鉆進(jìn)提供了有力的技術(shù)支撐。