莫麗瓊,劉暢,李瑜,張璐瑤

(荊州市學成實業(yè)有限公司,湖北 荊州 434023)

四川瀘州地區(qū)頁巖氣井大多采用大位移水平井組開發(fā),一般分四段開采,一開、二開和三開采用水基鉆井液,四開采用油基鉆井液。在使用水基鉆井液的過程中,由于地層因素,鉆井易發(fā)生井漏、卡鉆等井下復雜情況,特別是三開井段。三開包含須家河組、嘉陵江組、飛仙關組、長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組等地層,穿層多且地層溫度高、壓力高,導致對水基鉆井液性能提出了更高的要求。高溫高密度水基鉆井液技術主要需解決井壁失穩(wěn)、潤滑防卡、攜巖洗井三個方面的問題,這就要求頁巖氣井水基鉆井液具有強抑制性、強封堵性和高潤滑性,從而使得鉆井液能有效封堵泥頁巖的孔隙和裂縫,防止泥頁巖水化膨脹引起井壁坍塌,降低頁巖氣鉆進過程中的摩阻從而提高機械鉆速。在前期對鉆井液處理劑研究與優(yōu)選的實驗基礎上,室內采用正交實驗的方法對高溫高密度水基鉆井液體系配方進行了研究。

1 體系配方的確定

根據(jù)前期的初步實驗結果,研究選取了抗高溫聚合物降濾失劑LFS-3、封堵劑CFP-6、磺甲基酚醛樹脂Ⅲ型SMP-Ⅲ、磺化褐煤樹脂SPNH、成膜封堵劑LWFD、井眼強化劑WEP等六種影響鉆井液流變性和濾失量的處理劑進行L18(36)正交實驗設計,因素水平表如表1所示。

表1 體系配方因素水平表

體系配方:1.5%鈉膨潤土+0.1%～0.2%LFS-3+0.5%LV-PAC+2%～4%CFP-6+2%～4% SMP-Ⅲ+2%～4%SPNH+0.5%LGA-1(聚胺抑制劑)+3%KCl+1%～3%LWFD+0.5%EPR-1(潤滑劑)+0.5%～1.5%WEP,ρ=2.0 g/cm3。

由于泥頁巖極易水化膨脹而導致井壁失穩(wěn),因此要求水基鉆井液不僅應具有很強的抑制性,更要求鉆井液的濾失量盡可能低,因此選擇HTHP濾失量作為體系正交實驗結果的評價標準。根據(jù)正交實驗數(shù)據(jù)處理的相關規(guī)則進行數(shù)據(jù)處理,計算HTHP濾失量的總值和平均值,用Ki表示i水平HTHP濾失量的總和,ki表示i水平HTHP濾失量的平均值,結果如表2所示。

表2 鉆井液體系HTHP濾失量正交處理結果

從表2正交實驗分析結果可以看出,實驗中所考察的六種處理劑對水基鉆井液HTHP濾失量影響大小為:SPNH>CFP-6>LFS-3>SMP-Ⅲ>WEP>LWFD,SPNH對鉆井液HTHP濾失量的影響最大,其次為封堵劑CFP-6,成膜封堵劑LWFD對鉆井液HTHP濾失量的影響最小。由于水基泥漿必須具有一定的初終切,從而能夠懸浮及攜帶巖屑,綜合考慮六種處理劑對鉆井液HTHP濾失量和終切力的影響因素,最終優(yōu)選出的六種處理劑的理論最佳配比為A3B3C3D2E2F2,即0.2%LFS-3+4%CFP-6+4% SMP-Ⅲ+3%SPNH+2%LWFD+1%WEP。

根據(jù)前期正交實驗研究的結果,優(yōu)選出的理論最佳高溫高密度水基鉆井液體系的配方為:1.5%鈉膨潤土+0.2%LFS-3+0.5%LV-PAC+4%CFP-6+4%SMP-Ⅲ+3%SPNH+0.5%LGA-1+3%KCl+3%XCS-3+2%LWFD+0.5%EPR-1+1% WEP,ρ=2.0 g/cm3。

2 性能評價

2.1 不同密度鉆井液體系性能

由表3可知,所研制的高溫高密度水基鉆井液體系在1.6～2.2 g/cm3密度范圍內具有良好的流變性和較低的濾失量,動切力YP在5～12 Pa范圍內,HTHP濾失量能控制在11.0 mL以下,表明該體系具有良好的攜帶巖屑的能力,能有效封堵頁巖地層的孔隙和裂縫。

表3 不同密度鉆井液體系的基本性能

2.2 抑制性能評價

實驗準確稱取30.0 g過2.00～3.35 mm(6～10目)的四川地區(qū)泥頁巖巖屑放入預先配制好的頁巖氣井水基鉆井液(ρ=2.0 g/cm3)中,在150 ℃下老化16 h后取出,將巖屑過0.85 mm(40目)篩后烘干稱重,計算巖屑在高溫高密度水基鉆井液中的滾動回收率并與清水對比,實驗結果如表4所示。

表4 巖屑滾動回收率

由表4實驗數(shù)據(jù)可知,四川地區(qū)泥頁巖巖屑在優(yōu)選出的高溫高密度水基鉆井液體系中的平均滾動回收率可達98.18%,遠大于其在清水中的滾動回收率,這表明優(yōu)選出的高溫高密度水基鉆井液體系具有良好的泥頁巖抑制性能,能有效抑制泥頁巖巖屑的水化膨脹和分散,從而達到穩(wěn)定井壁、維持鉆井液固有性能的目的。

2.3 潤滑性能評價

實驗按照前期優(yōu)選出的高溫高密度水基鉆井液體系配方配制不同密度的鉆井液,在150 ℃下老化16 h后用黏滯系數(shù)測定儀測定鉆井液API泥餅的黏滯系數(shù),結果如表5所示。

表5 不同密度水基鉆井液API泥餅的黏滯系數(shù)

由表5實驗結果可以看出,所研制的高溫高密度水基鉆井液體系在1.6～2.2 g/cm3密度范圍內API泥餅的黏滯系數(shù)均小于0.09,表明該鉆井液體系具有良好的潤滑性能,能有效降低高密度鉆井液在井筒中循環(huán)時鉆具與裸眼井壁接觸產生的摩阻,提高機械鉆速。

2.4 封堵性評價

實驗采用封堵性能評價儀(PPT)對高溫高密度水基鉆井液體系的封堵性能進行了評價。實驗按照前期優(yōu)選出的高溫高密度水基鉆井液體系配方配制不同密度的鉆井液,在150 ℃下老化16 h后用鉆井液封堵性能評價儀測定鉆井液的砂盤濾失量,實驗結果如表6所示。

表6 不同密度高溫高密度水基鉆井液的封堵性能

由表6數(shù)據(jù)可知,所研制的高溫高密度水基鉆井液體系在1.6～2.2 g/cm3密度范圍內對不同滲透率的砂盤都具有良好的封堵性,且砂盤的滲透率越低,砂盤的濾失量越小,這表明該鉆井液體系對泥頁巖表面廣泛存在的納微米孔隙和微裂縫具有良好的封堵能力,能有效阻止鉆井液的固相和液相侵入地層,達到提高地層承壓能力、穩(wěn)定井壁、保護油氣層的目的。

2.5 熱穩(wěn)定性評價

實驗將優(yōu)選出的高溫高密度水基鉆井液體系(ρ=2.0 g/cm3)在150 ℃下分別老化16,32,48,72 h后測試鉆井液的各項性能,結果如表7所示。

表7 高溫高密度水基鉆井液體系的高溫穩(wěn)定性

從表7中可以看出,所研制的高溫高密度水基鉆井液體系在不同老化時間后穩(wěn)定性良好,黏度及濾失量略增大,但整體性能變化不大,即使在150 ℃下老化72 h后其HTHP濾失量仍能控制在11.0 mL以下,這表明該鉆井液體系具有良好的高溫穩(wěn)定性。

2.6 巖屑污染評價

實驗將四川地區(qū)泥頁巖巖屑粉碎后過0.25 mm(60目)篩,將不同質量分數(shù)的巖屑粉末加入預先配置好的高溫高密度水基鉆井液體系(ρ=2.0 g/cm3)中,在150 ℃下老化16 h后測試鉆井液的各項性能,實驗結果如表8所示。

表8 不同濃度巖屑污染對鉆井液體系性能的影響

由表8中數(shù)據(jù)可以看出,隨著巖屑濃度的不斷增加,高溫高密度水基鉆井液體系的黏度、動切力和HTHP濾失量不斷增加,但API濾失量變化不大。當鉆井液中巖屑濃度≤6%時,鉆井液的黏度和HTHP濾失量的增幅不大,HTHP濾失量可控制在14.0 mL以下,但當鉆井液中巖屑濃度≥8%時,鉆井液的HTHP濾失量則急劇增大,泥餅厚度也急劇增加。以上研究表明所研制的高溫高密度水基鉆井液體系最低可抗6%的巖屑污染,即使當鉆井液中巖屑濃度為8%時,鉆井液體系的HTHP濾失量也僅為15.8 mL。

3 現(xiàn)場應用

中國石化華東江蘇鉆井公司于2021年10月份在四川瀘縣云頂鎮(zhèn)承鉆的瀘203H123平臺7口井三開中采用此水基鉆井液體系,該平臺7口井三開井段均在1 200～3 000 m,施工井段長達2 800 m左右。截至2022年9月,7口井水基施工全部順利完成。在該平臺幾口井三開鉆井施工中,井底溫度最高達130 ℃,密度最高達到2.05 g/cm3,且三開穿越了須家河組、嘉陵江組、飛仙關組、長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組等多個地層。在鉆井施工中,鉆井液表現(xiàn)出良好的流變性、潤滑性、強的抑制性和封堵性,并且井壁穩(wěn)定。在整個鉆井過程中除因為斷裂帶偶遇漏失外,鉆井液性能穩(wěn)定、井壁穩(wěn)定、攜砂正常、起下鉆摩阻小、完井作業(yè)通井、電測、下套管均一次完成,平均井徑擴大率8%,井眼規(guī)則,在該平臺的7口井的鉆進中均未發(fā)生由于泥漿導致的井下復雜情況。

4 結論

1)基于前期的實驗通過正交實驗,優(yōu)選出最佳的高溫高密度水基鉆井液體系配方,配方為1.5%鈉膨潤土+0.2%LFS-3+0.5%LV-PAC+4%CFP-6+4%SMP-Ⅲ+3%SPNH+0.5%LGA-1+3%KCl+3%XCS-3+2%LWFD+0.5%EPR-1+1%WEP,ρ=2.0 g/cm3。

2)該體系在1.6～2.2 g/cm3均具有良好的攜帶巖屑的能力和良好的封堵孔隙的能力。

3)該體系具有良好的抑制性、強的潤滑性、良好的封堵性和較好的抗溫能力。

4)抗巖屑污染能力達到8%。

5)該體系在瀘203H123平臺成功應用,鉆井液性能穩(wěn)定、井壁穩(wěn)定、攜砂正常、起下鉆摩阻小,表現(xiàn)出了優(yōu)良的性能。