東海抗高溫新型低自由水鉆井液體系研究及應用

蔡 斌，張海山，李艷飛，袁則名，和鵬飛

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油監督中心/工程技術公司/海油發展，天津 300452）

東海地區油氣資源埋藏深，主力氣層位于3 500 m以下，且發現的油氣儲層大多屬于典型的低滲-特低滲儲層。近年來，隨著鉆井深度的不斷加大，井底溫度越來越高，超過了180℃；同時，上部地層砂泥巖互層、煤層發育，井壁易垮塌。針對以上地質特征，從低滲-特低滲儲層保護、抗高溫和穩定井壁入手，構建了抗高溫新型低自由水鉆井液體系，并在該地區多口探井中應用，取得了良好的效果。

1 抗高溫新型低自由水鉆井液體系的構建

1.1 低滲儲層保護機理

低滲-特低滲儲層由于具有孔隙吼道小、滲透率低、敏感性礦物含量高、非均質性強等特點，易因鉆井液的入侵而造成水敏、水鎖等損害[1-5]。因此，從研究鉆井液體系自身水的狀態出發，研制了自由水絡合劑，將鉆井液中的自由水轉化成束縛水，降低鉆井液濾液侵入，保護低孔滲儲層。

自由水絡合劑是一種適度交聯的聚電解質，由于滲透壓作用，可以使鉆井液中的自由水滲入絡合劑分子網絡中，且絡合劑有較強的水合能力；另一方面絡合劑分子網絡不能無限擴大，最終達到平衡。以自由水絡合劑為主劑構建的低自由水鉆井液體系與常規水基鉆井液相比，鉆井液中的自由水含量降低了約30%[6]。同時自由水絡合劑分子結構中含有親水基團和疏水基團，互相纏繞，在井壁和巖石表面形成分子束，能封堵巖石表面較大范圍的孔喉，在井壁巖石表面形成致密的低滲透封堵膜，有效封堵不同滲透性地層和微裂縫的泥頁巖地層。

1.2 抗高溫機理

高溫易導致水基鉆井液中的黏土分散、鈍化及鉆井液處理劑失效，使鉆井液性能惡化，容易造成井塌、卡鉆等問題[7]。研制的高溫護膠劑能有效地吸附于黏土表面，在高溫下使黏土顆粒有足夠的水化膜厚度和電位，可以保證鉆井液中黏土粒子膠體穩定性，使鉆井液在高溫下保持性能穩定。

高溫護膠劑分子中包括吸附基團、水化基團和選擇性基團。

（1）吸附基團：在黏土顆粒上吸附（包括化學吸附和物理吸附），吸附基團主要有非離子基團和陽離子基團。非離子基團包括：①酰胺基：吸附能力強，熱穩定性差，易水解，抗鹽性強；②羥基：耐水解，吸附能力相對于酰胺基弱，耐溫抗鹽能力強。陽離子基團包括：①主鏈銨基：受位阻影響吸附能力弱；②側鏈銨基：吸附能力強。

（2）水化基團：起水化作用，有利于分子在體系中分散，水化基團對鹽的敏感性將會影響聚合物的耐鹽性。水化基團包括：①磺酸基：水化特性較強，鹽不敏感，特別是在高溫條件下的抗鈣、鎂污染能力；②羧基：水化能力強，不足是在高價離子存在下易去水化，甚至產生沉淀，在高溫情況下抗鹽，特別是抗高價金屬離子的能力差。

（3）選擇性基團：為達到某種目的而引入的一些具有選擇性作用的基團，選擇性基團只有在一定的條件下才能起作用，屬于“潛在”官能團。選擇性基團的引入可以使處理劑的穩定性進一步得到改善。高溫護膠劑在高溫下能保護黏土粒子的粒徑分布，抑制巖屑顆粒的分散，保持鉆井液在高溫下的性能穩定。

1.3 穩定井壁機理

東海地區上部井段砂泥巖互層較多，泥巖易水化分散；各井段煤層發育，存在硬質泥巖，易坍塌掉塊，造成井壁失穩[8]。針對這一情況，通過研究，研制出深部抑制劑、溫壓成膜劑、膠束封堵劑和微納米固壁劑，能有效封堵煤層和砂泥巖互層，抑制黏土水化分散，穩定井壁。

1.3.1 深部抑制劑 深部抑制劑是一類高分子硅氟表面活性劑，其主鏈由硅氧（-Si-O-Si-）構成，含氟基團和其他有機基團均為大分子的側基。分子中的Si-OH鍵容易與黏土上的Si-OH鍵縮聚成Si-O-Si鍵，形成牢固的化學吸附，在黏土表面上形成一層甲基朝外的CH3-Si吸附層，使黏土表面產生潤濕反轉，阻止和減緩黏土表面的水化作用，也降低了鉆井液中黏土顆粒間的相互作用力，削弱了網架結構，因此深部抑制劑可有效的降低黏土顆粒間的作用力和摩擦力，也具有較好的鉆井液稀釋能力和提高鉆井液潤滑性。

1.3.2 溫壓成膜劑 溫壓成膜劑是一種可自由流動的聚合物白色粉末，很容易乳化分散于水中，形成穩定的乳液，在水中溫壓成膜劑的粒徑分布在0.12 μm～60 μm，并且20 μm及以下的占大多數。溫壓成膜劑粒子呈現一種特殊的核殼結構，內層黑色為其核內，外層淺色則為殼層，它們之間有較為明顯的分界線。

溫壓成膜劑的成膜過程分以下四個階段：①初始乳液：顆粒以布朗運動的形式自由移動；②第一階段：隨著壓差作用，顆粒的移動自然受到了越來越多的限制，水與顆粒的界面張力促使它們逐漸排列在一起；③第二階段：顆粒開始相互接觸時，網絡狀的水分通過毛細管濾失，施加于顆粒表面的壓差引起膠束球體粒子的變形使它們熔合在一起，填充在孔隙中，膜大致形成；④第三階段：最后階段是膠束分子的擴散（有時稱為自黏性）形成真正的連續膜。從而改善鉆井液與巖石顆粒間的黏結性能，提高井壁穩定性。

1.3.3 膠束封堵劑和微納米固壁劑 膠束封堵劑是一種納米級表面活性劑。在溶液內部，親水的極性基團向著水，疏水的碳氫鍵聚集在一起形成疏水內核的有序組合體。膠束的形狀可呈球狀、層狀、棒狀，其尺寸大小在1 nm～100 nm。微納米固壁劑為憎水性的微納米乳液，乳液的顆粒尺寸100 nm～1 000 nm。

通過分析，東海地區泥頁巖孔喉半徑分布在4 nm～160 nm，90%分布在100 nm以下。膠束封堵劑和微納米固壁劑配合使用，可以封堵泥頁巖的微米級孔縫，其作用機理為覆蓋成膜憎水原理：當其覆蓋在井壁巖石上面后，在壓力作用下可變形粒子緊密堆積形成一層憎水膜，阻止水對巖石的接觸，從而防止泥頁巖的水化，并加固井壁，阻止鉆井液沖蝕井壁。

2 抗高溫新型低自由水鉆井液體系性能評價

形成的抗高溫新型低自由水鉆井液體系配方為：

3%海水土漿+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%自由水絡合劑PF-HXY-3+2.0%高溫護膠劑+2.0%SMP-2+2%TEMP+2%PF-TEX+3%固壁劑+2%膠束封堵劑+5%KCl+2%潤滑劑PF-LUBE+1%抑制劑。

2.1 基本性能

抗高溫新型低自由水鉆井液基本性能（見表1）。由表1數據可知，該體系具有良好的流變性和失水造壁性，在180℃條件下，高溫高壓濾失量為13.4 mL。

2.2 抗高溫性能

室內針對抗高溫新型低自由水鉆井液的抗溫性能做了評價，實驗結果（見表2）。由表2數據可知，在200℃條件下通過補充高溫護膠劑和降濾失劑能保持體系性能穩定，因此，該體系能抗200℃高溫。

2.3 抗巖屑污染能力

室內對抗高溫新型低自由水鉆井液的抗巖屑污染能力進行評價，結果（見表3）。

由表3數據可知該體系受到鉆屑污染為5%、10%、15%、20% 條件下性能穩定，具有良好的抗污染能力。

2.4 抑制性能

表1 抗高溫新型低自由水鉆井液基本性能

表2 抗高溫新型低自由水鉆井液抗溫性能

表3 鉆井液抗鉆屑污染能力評價

體系的抑制性能以鉆屑的熱滾回收率大小來衡量。具體實驗方法：取30 g鉆屑加入到350 mL鉆井液中，在180℃下老化16 h后過40目篩，篩余在105℃下烘干后稱重，計算熱滾回收率，實驗結果（見表4）。

表4 鉆井液熱滾回收率對比

由表4數據可知，鉆屑在清水的滾動回收率為35.4%，在抗高溫新型低自由水鉆井液中的滾動回收率高達96.1%，可明顯降低鉆屑的水化分散。

2.5 儲層保護性能

室內采用東海T2井花港組巖心，進行鉆井液污染前后的滲透率測試。巖心基本參數（見表5），實驗結果（見表6）。

由表6數據可知，抗高溫新型低自由水鉆井液污染后，切片巖心滲透率恢復值達到90%以上，具有良好的儲層保護性能。

3 抗高溫新型低自由水鉆井液體系現場應用

抗高溫新型低自由水鉆井液體系已在東海成功應用10余井次。表現出良好的抗溫能力，穩定井壁，提高作業時效，取得了良好的應用效果。

T2井是東海西湖凹陷的一口探井，設計井深4 850.0 m，實際完鉆井深4 751.0 m，預測井底溫度179℃左右，常規鉆井液體系難以滿足要求，因此，六開6"井段使用抗高溫新型低自由水鉆井液體系。6"井段在4 307.4 m～4 751.0 m，鉆井液密度1.55 g/cm3～1.68 g/cm3，表觀黏度 36.0 mPa·s～40.5 mPa·s，屈服值8.0 Pa～9.5 Pa，API濾失量 2.6 mL～3.6 mL，高溫高壓濾失量7.6 mL～9.2 mL，現場鉆井液性能的檢測結果（見圖1）。

T2井6"井段作業順利，起下鉆過程裸眼段順暢，未出現劃眼、倒劃眼等復雜情況，共計下入4趟測井儀器，累計測井時間達66.50 h，測井過程順利，未出現卡電纜及測井儀器等問題。從圖2井徑曲線可知，該井段井壁規則，平均井徑擴大率僅為-2.3%。

T2井6"井段鉆井時效分析（見表7），由表7可知，該井段鉆井總時間為399 h，其中鉆井生產時間達到393.25 h，占98.56%，非生產時間只有5.75 h，占1.44%，抗高溫新型低自由水鉆井液能減少復雜情況，大幅提高作業時效。

4 結論

（1）針對東海地區地層特點，室內對自由水絡合劑、高溫護膠劑、深部抑制劑、溫壓成膜劑、膠束封堵劑和微納米固壁劑作用機理進行研究，創新構建了抗高溫新型低自由水鉆井液體系。

表5 巖心的來源及基本物性參數

表6 抗高溫新型低自由水鉆井液體系儲層保護效果

圖1 T2井抗高溫新型低自由水鉆井液現場監測性能

圖2 T2井6"井段井徑曲線

表7 T2井6"井段鉆井時效

（2）室內評價結果表明，抗高溫新型低自由水鉆井液體系具有良好的流變性能；抗巖屑污染能力強，能有效抑制鉆屑水化分散；具有良好的抗溫能力，抗溫達到200℃；儲層保護性能好，巖心滲透率恢復值達到90%以上。

（3）現場應用結果表明，抗高溫新型低自由水鉆井液體系抗溫能力強，在高溫下流變性能穩定，井眼規則，為測井提供良好的井況，井壁穩定，減少復雜情況，從而提高了鉆井作業時效。

我國最大凝析氣田天然氣日處理能力達2 000萬立方米

2018年12月2 日凌晨，隨著迪那2油氣處理廠擴建工程的投產，我國最大凝析氣田——迪那2氣田，天然氣將在原有日處理能力1 600萬立方米的基礎上，又新增一套400萬立方米的裝置，總處理量達到2 000萬立方米/日。位于新疆庫車縣境內的迪那2氣田，是迄今為止國內最大的凝析氣田，屬于深層異常高壓凝析氣藏，到目前開發了迪那1、迪那2、吐孜、迪北四個區塊，年設計處理天然氣50億立方米。

迪那2氣田自2009年6月28日一次投產以來，裝置連續多年高位運行，已累計外輸天然氣480億立方米。近年來，隨著西氣東輸下游用氣量增加，迪那2氣田天然氣年處理量逐年攀升，油氣處理裝置逼近處理能力極限。作為塔里木油田公司3 000萬噸大油氣田建設和今冬明春天然氣保供的重點項目，迪那2油氣處理廠擴建工程建成投產后，天然氣日處理能力新增400萬立方米，有效破解了氣源地“憋氣”現象，有力提升了向西氣東輸供氣的保障能力。

（摘自中國石油報第7235期）