大慶油田深層致密氣抗高溫防塌水平井水基鉆井液技術

鄒大鵬，蓋大眾

（大慶鉆探鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶163413）

大慶油田深層天然氣的開發是“以氣補油”，是確保油田穩產的重要手段之一，部署的深層天然氣水平井，更助力了深層天然氣的高效開發，達到日產天然氣200×104m3以上，近年來，深層天然氣井由于井壁坍塌而引發的井漏、卡鉆等問題十分普遍，且以往使用的鉆井液廢棄物對環境污染較大，已鉆21口井，其中油基鉆井液15口，聚磺混油水基鉆井液6口，發生井壁掉塊、井塌側鉆和井漏共16井次，復雜率達76%。據了解，國內深井普遍采用的聚磺混油水平井水基鉆井液體系，施工后期鉆井液“高粘高切”，流變性控制難度大[1]，封堵效果差，礦物油及其潤滑劑環保性差，油基鉆井液環保性更差。因此，本文通過優選聚酯封堵劑和脂肪酸合成脂潤滑劑，形成抗高溫防塌水平井水基鉆井液體系，實現了“低粘高切”，井底激動壓力有效降低，泥餅質量得到改進，封堵效果突出，潤滑環保的特點，完成3口井，無井壁垮塌、卡鉆和井漏事故發生，取得了較好的施工效果。

1 地質和工程難點

1.1 地質難點

大慶深層水平井三開鉆遇層位為泉頭組、登婁庫組、營城組，泉頭組巖性為暗紫、灰綠色泥巖、粉砂質泥巖夾灰、紫灰色泥質粉砂巖、粉砂巖。登婁庫組巖性以灰綠、暗紫色泥巖為主、夾灰色細砂巖、粉砂質泥巖，泥巖蒙脫石含量高。產層營城組全巖分析孔隙度平均9.42%，水平滲透率平均0.185mD，垂向滲透率平均0.155mD，屬于中低孔、低滲儲層，存在流紋巖、火山角礫巖、砂礫巖互層，含煤層，巖性局部過渡帶的地層膠結能力差，構造縫酸性火山巖裂縫，較發育以高角度縫最多。

1.2 工程難點

大慶深層天然氣水平井典型井身結構為一開?444.5mm鉆頭開鉆，井深300m；二開?311mm鉆頭鉆至2200m；三開?215.9mm鉆頭開鉆，3000m處開始造斜，著陸點3700m，水平段長1000～1500m，完鉆井深4500～5000m，地溫梯度平均為4.02℃/100m，預測井底溫度達到150℃以上，地層硬度較高，機械鉆速慢，鉆井周期在180d以上，聚磺混油水基鉆井液在井下高溫條件長時間作用下，受粘土高溫分散和處理劑高溫增稠的作用[2]，鉆井液粘度控制難度大，造成井下激動壓力大，由于水平段井壁穩定性差、裂縫橫縱交錯，極易發生井漏和卡鉆，深層水平井水平段施工較長，為克服井下鉆具大摩阻和高扭矩，對鉆井液潤滑性能要求高。

2 抗高溫防塌水平井水基鉆井液室內研究

2.1 處理劑作用機理

抗高溫防塌水平井水基鉆井液主要封堵劑和流型調節劑為聚酯封堵劑，聚酯封堵劑是由多元聚合物在高溫高壓下聚合而成，微觀形態為聚合物膠粒，其抗溫能力高達180℃，在鉆井液中顯著改善鉆井液的切力，使鉆井液具有低粘高切特性，降低粘土的高溫分散作用，聚酯封堵劑的極性基團能夠在井壁形成吸附作用，其配合泥餅改善劑，更有利在井壁形成強韌的內泥餅，對裂縫性地層具有較好的封堵作用[3]。深井一般使用抗高溫性較好的礦物油類材料作為潤滑劑，因其產生的廢棄物環保性差，逐漸被禁止使用，而環保性較好的植物油類潤滑材料，抗溫能力又差，不適應在深井使用，本文研選適宜的不飽脂肪酸通過加氫作用，得到飽和脂肪酸，在高溫和催化劑作用下與醇類聚合，得到脂肪酸合成脂，研發出無毒環保的抗高溫潤滑劑。

2.2 室內評價實驗

2.2.1 聚酯封堵劑降濾失評價實驗

取400mL水化好的膨潤土漿，將聚酯封堵劑按一定比例的加量，分別加入到基漿中，8000r/min高攪20min，充分攪拌均勻，測得常溫和高溫熱滾后的流變性、API濾失量和高溫高壓濾失量實驗，熱滾溫度為180℃，時間為24h，高溫高壓濾失量測試條件為，壓差3.5MPa，溫度150℃，基漿配方：3%土粉+5%純堿（土粉量）+0.02%KOH，實驗數據見表1。

由表1可以看出，聚酯封堵劑高溫老化后性能穩定，不起泡，能夠顯著提高鉆井液的動切力和動塑比，鉆井液封堵降濾失效果改善提升。

表1 抗高溫流變性及封堵降濾失實驗

2.2.2 脂肪酸合成酯評價實驗

取400mL水化好的膨潤土漿，將脂肪酸合成酯按一定比例的加量，分別加入到基漿中，8000r/min高速攪拌均勻，觀察起泡及分層情況，測試常溫和高溫熱滾 后的流變性、極壓潤滑性能，熱滾溫度為180℃，時間為24h，基漿配方：3%土粉+5%純堿（土粉量）+0.02%KOH，實驗數據見表2。

由表2可以看出，脂肪酸合成酯對基漿流變性能幾乎無影響，無異味，老化后性能穩定，3%加量極壓潤滑系數降低率達到了80%，能夠有效降低摩阻和扭矩。

表2 抗高溫極壓潤滑和泥餅粘附系數實驗

2.2.3 鉆井液體系評價實驗

通過單劑優選實驗、配伍性實驗和正交評價實驗，確定抗高溫深層水平井鉆井液體系配方為：3%土漿+0.5%～1%包被劑（KPAM）+2%～3%多元醇抑制劑（JY-2）+2%～3%磺化褐煤樹脂（SPNH)+1%～3%聚酯物封堵劑（DYFD-200)+1%～2%泥餅改善劑（NBG-2）+1%～2%超細碳酸鈣+2%～4%脂肪酸合成酯（SN-2）。

（1）鉆井液抑制性評價。取徐深區塊登婁庫組巖塊，采用巖屑滾動回收率及膨脹量實驗方法，考察其滾動回收率及膨脹量性，見表3，并進行重復測試，從而判斷其抑制性變化，實驗條件為120℃老化16h。

表3 巖屑滾動回收率實驗

由表3可以看出，該體系配方泥巖回收率達到90%以上，能夠有效抑制登婁庫組泥巖分散和達到井壁穩定效果。

（2）鉆井液綜合性能評價。分別測試鉆井液在常溫下，經過24h的150℃、180℃老化后的鉆井液性能測試，并觀察有無起泡、分層和異味情況，實驗數據見表4。

由表4數據可知，隨著老化溫度的變化，鉆井液體系性能穩定，流變性控制較好，濾失劑較低，極壓潤滑性優異，老化前后鉆井液無分層、無起泡、無異味，達到抗高溫180℃。

表4 配方鉆井液抗溫性及潤滑性綜合評價數據表

3 現場應用

3.1 配漿

按配方加量采取地面循環方式配制鉆井液，循環均勻后測得性能為：密度1.15g/cm3，粘度45s，API失水3.2mL，塑性粘度17mPa·s，動切力5Pa，初切2Pa，終切4Pa，pH值10，性能符合開鉆要求。配漿時注意必須將包被劑、抑制劑按配方上限加足，其他藥品按照下限加入。

3.2 直井段

直井段泉頭組泥巖造漿性強，進尺較快，易水化膨脹縮徑，為防鉆頭泥包，每鉆進100m補充0.1t的KPAM和0.4t的JY-2，關注加入后振動篩返砂情況，鉆進過程中以膠液的形式補充SPNH、DYFD-200和NBG-2，提高鉆井液的濾餅質量和防塌能力，注意開鉆即堅持每日使用高速離心機，及時清除劣質固相，控制MBT小于50g/L，LGS小于6%。

3.3 造斜段

造斜段登婁庫組泥巖硬脆性強，易發生井壁剝落，鉆井液密度提高到1.20g/cm3，API濾失量控制在3mL以內，保持該井段井壁穩定，井斜角大于20°，一次補充5t SN-2，鉆進中按比例使用KPAM和JY-2，保持鉆井液足夠的抑制性，控制泥巖分散造漿，保持巖屑成型度，使用KOH水溶液保持pH值為9～10.5，井斜角大于40°時，保持DYFD-200濃度不低于2%，動塑比提高到0.4以上，動切力不低于10Pa，保持鉆井液良好潤滑性，整個造斜段鉆具提放摩阻不超過40kN，振動篩返砂效果好。

3.4 水平段

水平段為營城組火山巖致密氣層，易發生井壁剝落、井漏，該井段保持鉆井液低粘高切特性，及時補充DYFD-200，保證巖屑及時充分返出，進入水平段加入2%超細碳酸鈣和2%NBG-2，改善泥餅質量和提高鉆井液封堵防漏能力，控制鉆井液API濾失量小于2mL，HTHP濾失量小于10mL，每鉆進100m補充2t脂肪酸合成酯，改善鉆井液潤滑能力，使水平段鉆壓保持50～70kN，扭矩10～20kN·m，無托壓現象，保持鉆井液密度1.20～1.25g/cm3，漏斗粘度60～70s，使用離心機降低低密度固相含量，嚴格執行沖劃措施和短起下，起下鉆通暢。

3.5 應用效果

以徐深6-平1井為例，施工周期166d，同比以往使用聚磺鉆井液體系平均縮短30d，實測井底溫度160℃，鉆井液性能穩定，見表5，全井鉆井施工順利，無任何復雜發生，完井7次起下鉆均正常，下套管一次順利到底，沒有發生任何阻卡現象。

表5 徐深6-平1井鉆井液性能

4 結論

（1）優選出的聚酯封堵劑顯著改善了鉆井液的抗高溫流變性能，抗高溫降濾失效果顯著，與泥餅改善劑協同作用，有效封堵了地層微裂縫，起到了對深層火山巖裂縫地層的封堵防塌的作用。

（2）自主合成脂肪酸合成酯作為抗高溫潤滑劑，成功替代了礦物油類潤滑材料，解決鉆井液混油和油基鉆井液所帶來的污染問題，達到了抗高溫潤滑減阻的效果。

（3）該體系具有低粘高切特性，優化造斜段、水平段流變參數，確保了鉆井液的高溫懸浮和攜巖能力，具有較低的環空壓耗，保持了井底壓力穩定。

（4）該體系性能穩定，易于維護，抗高溫能力強，安全環保，有效解決了井漏、井塌的問題，已應用3口井，鉆完井施工順利，成功替代了油基鉆井液。

參考文獻：

[1] 周輝，郭保雨，江智君.深井抗高溫鉆井液體系的研究與應用[J].鉆井液與完井液，2005，22(4)：46-47.

[2] 王曉琛，梁大川，張翔宇，楊國濤.新型抗高溫水基鉆井液研究[J].鉆井液與完井液，2008，25(5)：14-15.

[3] 陳勉，金衍.深井井壁穩定技術研究進展與發展趨勢[J].石油鉆探技術，2005,33（5）：28-29.