小井眼高性能水基鉆井液的研制和應用

王媛媛，謝 鑫，竇正道，趙 進，付成林，徐 浩，張 驥

中國石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院，江蘇 揚州 225009

江蘇油田多為“低滲、低產”油氣藏，如果用常規鉆井技術來開發，單位成本（每桶原油成本）高，在市場上沒有競爭力。小井眼鉆井技術具有所需設備小而少，耗材少、耗能低、占地面積小，對環境友好，勘探、開發成本低等優點［1-3］，但存在小井眼環空間隙小、巖屑攜帶困難、易形成巖屑床以及循環壓耗高、起鉆易發生抽吸坍塌、塌塊很難帶出等缺點，而且鉆具與井壁接觸比率大，斜井鉆具完全與下井壁接觸易發生黏卡，鉆井液維護處理難度大［4-5］，易導致井下復雜。已有研究表明，采用常規聚合物鉆井液體系不能有效地解決該區鉆井施工難點。針對小井眼鉆探特點，本文擬開展高性能水基鉆井液配方體系研究，優化水基鉆井液的攜砂性、潤滑性、抑制性及封堵性，形成適合小井眼施工的水基鉆井液體系，以期降低東部油田的開發成本。

1 材料與方法

1.1 主要材料

聚合物DS-301、有機硅醇DS-302，中石化華東石油工程有限公司科技發展分公司；膨潤土、超細碳酸鈣QS-4、加重劑BaSO4（工業級）、復合金屬離子聚合物PMHA-Ⅱ、酚醛樹脂SMP-Ⅰ、褐煤樹脂SPNH、聚合物FXRH、乳化石蠟RHJ-1、固體潤滑劑RH102、降濾失劑DS-143、原油，泰州環球儀器有限公司；純堿、NaOH等（分析純），市售。

1.2 主要儀器

BGRL-9型高溫滾子加熱爐、ZNN-D6型六速旋轉黏度儀、中壓濾失儀、高溫高壓濾失儀，青島海通達專用儀器有限公司；WT-Fann LSM2100 型頁巖膨脹儀及OFI頁巖膨脹儀、Fann212型極壓潤滑儀，美國Fann 公司；JHMD-Ⅱ型高溫高壓動態損害評價儀，北京科氏利儀器公司。

1.3 分析方法

參照GB/T 16783.1—2014《石油天然氣工業鉆井液現場測試 第1 部分：水基鉆井液》，對研制的鉆井液進行測試。

2 結果與討論

2.1 鉆井液性能配方優化

2.1.1 流變性能和攜砂性能優化實驗

動塑比為鉆井液流變性中的一項重要指標，反映鉆井液懸浮攜巖性能好壞。采用六速旋轉黏度計流變性能測試方法測量基漿及加入不同配比中等分子聚合物PMHA-Ⅱ和長分子聚合物DS-301 的鉆井液在60 ℃與老化120 ℃后的動塑比［6-7］。配制不同的鉆井液，具體的配方及其編號為：1#（基漿，5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.2% PMHA-Ⅱ）、2#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.2% PMHA- Ⅱ+1% SMP- Ⅰ+1% SPNH）、3#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+ 0.1% DS-301+0.1% PMHA-Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+ 1% SPNH）、4#（5% 膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.1% PMHA-Ⅱ+ 1% SMP-Ⅰ+1% SPNH）、5#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.3% DS-301+0.1% PMHA-Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+ 1% SPNH）、6# （5% 膨潤土+0.3% Na2CO3+0.1% DS-301+0.2% PMHA- Ⅱ+1% SMP- Ⅰ+ 1% SPNH）、7#（5% 膨潤土+0.3% Na2CO3+0.1% DS-301+0.3% PMHA- Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+ 1% SPNH）、8#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.3% PMHA-Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+1% SPNH）。

在60 及120 ℃條件下，考察不同配方鉆井液的動塑比，結果如圖1 所示。由圖1 可知：6#和7#配方老化前后動塑比均較高，其余樣品動塑比較低，尤其在溫度升高后動塑比降低明顯，說明當聚合物PMHA-Ⅱ加量為0.2%～0.3%、DS-301 加量為0.1%時，鉆井液懸浮攜巖性好，其余配方均無法滿足小井眼鉆井液的懸浮攜砂要求。

圖1 不同配方鉆井液在60及120 ℃條件下的動塑比

2.1.2 抑制防塌劑優選

采用滾動回收方法，在基漿中加入不同防塌劑，高速攪拌20 min，測量試樣在常溫下養護24 h和120 ℃熱滾16 h 后的表觀黏度，以考察其抑制泥頁巖分散性能，結果見表1。加入試樣中的膨潤土分散度越低，試樣的表觀黏度值越小。與基漿中最大的表觀黏度相比，表觀黏度降低率越大，表明試樣的抑制性越好，見式（1）

表1 不同配方鉆井液抑制泥頁巖的分散性能

式中：φ600為膨潤土加入基漿的表觀黏度，mPa·s，φ600'為膨潤土加入試樣的表觀黏度，mPa·s。

由表1 可知：有機硅醇DS-302 的抑制性能隨其加量的增加而增強；在相同濃度下，DS-302 抑制性比KLG-Ⅰ、OSAM-K 強，與FT-388 相當；溫度對有機硅醇DS-302 的抑制性能影響較小。綜合考慮，有機硅醇DS-302 的用量為1.0%～1.5%時，試樣的抑制性相對較好。

2.1.3 降濾失劑優選

通過中壓濾失儀進行濾失量測試來評價降濾失劑效果。在基漿中加入0.5%～1.5%NH4-HPAN，同時加入同濃度的各種降濾失劑，測量試樣的濾失量及流變性能，對比評價各種降濾失劑對鉆井液的封堵防塌效果，結果見表2。

表2 降濾失劑的優選實驗數據

由表2可知：NH4-HPAN、Na-HPAN 降濾失效果［8-9］比其他降濾失劑好，因為NH4-HPAN 具有一定的降黏作用，而Na-HPAN 具有一定的增黏作用，故優選NH4-HPAN 作為降濾失劑。同時發現，NH4-HPAN 的加量為1%～1.5%時抑制性相對較好，當其加量為1%時對基漿的流變性影響較小。綜合考慮，NH4-HPAN的初選加量為1%。

2.1.4 不同配方鉆井液的潤滑性能優化

在基漿中，分別加入不同種類的潤滑劑：聚合醇FXRH、原油、乳化石蠟RHJ-1、多功能固體潤滑劑RH102，形成不同體系編號及配方為：1#（基漿，5%膨潤土+0.3%Na2CO3+0.2% DS-301+0.2%PMHA-Ⅱ）、2#（5%膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA- Ⅱ +1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%FXRH）、3#（5% 膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA- Ⅱ+1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%原油）、4#（5%膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%RHJ-1）、5#（5% 膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA- Ⅱ+1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%RH102）。將不同體系攪拌均勻后，使用極壓潤滑儀，測量基漿及其加入不同潤滑劑的鉆井液在120 ℃條件下滾動12 h 后的潤滑系數（Kf），計算其潤滑系數降低率，以評價其潤滑性能［10-11］，結果見圖2～3。由圖2～3可知：在相同實驗條件下，加入乳化石蠟RHJ-1潤滑劑的鉆井液的潤滑系數最小，潤滑系數降低率最高，說明其潤滑性能好于其他體系，完全滿足定向段懸浮攜巖降阻要求。

圖2 加入不同潤滑劑后鉆井液的潤滑系數

圖3 加入不同潤滑劑后鉆井液的潤滑系數降低率

根據上述鉆井液流變性、懸浮攜巖性、抑制性、封堵防塌性、潤滑性優化對比實驗，優選出適用于小井眼鉆井的高性能水基鉆井液體系的配方為5%膨潤土+0.3%Na2CO3+（0.2%～0.3%）PMHA-Ⅱ+0.1% DS-301+1%NH4-HPAN+1%SMP-1+1%SPNH+1% DS-302+2%RHJ-1+2%QS-4+0.2%NaOH。

2.2 小井眼鉆井液配方體系綜合性能測試

2.2.1 防塌能力評價

采用WT-Fann LSM2100 型頁巖膨脹儀進行泥頁巖膨脹率實驗。室內選用垮塌物和膨潤土［12］對4 種配方體系進行線性膨脹率對比實驗，結果見表3。由表3 可知：高性能水基鉆井液泥頁巖膨脹率＜20%，該體系表現出極強的抑制性能，說明高性能水基鉆井液能夠有效降低小井眼泥頁巖水化膨脹而導致的井壁垮塌。

表3 不同配方鉆井液體系的頁巖膨脹率

2.2.2 懸浮攜帶能力評價

采用六速旋轉黏度儀測定上述4 種配方體系在140 ℃老化16 h 前后于60 ℃條件下的流變性能，結果見表4。由表4 可知：高性能水基鉆井液在常溫與高溫老化后的動切力、塑性黏度均高于其他3 種體系，說明該配方體系的懸浮攜帶能力最好，有利于防止沉砂，阻緩沉砂形成巖屑床，能為小井眼安全鉆井提供清潔的井筒環境［12］。

表4 不同配方鉆井液體系的流變性能

2.2.3 潤滑性能評價

使用Fann212型極壓潤滑儀，測量基漿和4種配方體系鉆井液的潤滑系數，評價不同配方鉆井液的潤滑性能，結果見表5。由表5 可知：在3 種溫度條件下，極壓潤滑系數平均值從小到大排序為高性能水基鉆井液、復合有機鹽聚胺低滲透鉆井液、胺基聚磺鉆井液、PEG 鉆井液，極壓潤滑系數越小，鉆井液的潤滑能力赿強［12］。說明高性能水基鉆井液潤滑系數低，潤滑效果好，有利于防黏卡和提高機械鉆速。此外，表觀黏度、塑性黏度等參數反映該體系具有較好的流變性能，完全滿足定向段懸浮攜巖降阻要求。

表5 不同配方鉆井液體系在3種溫度下的潤滑性能

2.2.4 儲層保護效果評價

采用JHMD-Ⅱ高溫高壓動態損害評價儀，開展巖心滲透率恢復值實驗，實驗溫度設置60 ℃左右、損害壓差3.5 MPa、損害梯度200 s-1，按照動態損害評價步驟，測定加入不同鉆井液的巖心滲透率恢復值，對比評價各鉆井液的油氣層保護效果，結果見表6。由表6可知：巖心滲透率恢復值實驗數據從大到小排序為PEG鉆井液、高性能水基鉆井液、胺基聚磺鉆井液、復合有機鹽聚胺低滲透鉆井液。

表6 巖心滲透率恢復值實驗

復合有機鹽聚胺低滲透鉆井液的巖心滲透率恢復值低，其污染巖心端面被切掉1 cm 和2 cm 后巖心滲透率才恢復至97%以上，說明原始狀態下高性能水基鉆井液滲透率恢復值高，該體系能在近井壁附近快速形成致密的暫堵帶，阻止鉆井液固、液相浸入地層深處，起到保護儲層和防垮護壁的效果。

由綜合性能測試結果可見：高性能水基鉆井液的綜合性能較好，具有懸浮攜巖能力強、抑制泥頁膨脹能力強、潤滑性能好、儲層保護效果好等特點，符合小井眼鉆井液性能要求。

2.3 現場應用

2.3.1 工程地質概況

XQ2 井設計井深為1 655 m，井斜為42.86°，閉合位移為341 m。設計采用二開井身結構：一開采用215.9 mm 鉆頭鉆至500 m，下177.8 mm 套管至499 m；二開采用152.4 mm鉆頭鉆至1 655 m，下114.3 mm套管。具體的井身結構見圖4。

圖4 XQ2井井身結構

地層自上而下，東臺組（0～160 m，以砂質黏土、棕黃色含砂礫巖為主）、鹽城組（160～740 m，以粉砂質黏土、含礫砂巖、粉砂巖為主）、三垛組（740～990 m，以棕紅色泥巖與細砂巖互層為主）、戴南組（990～1 655 m，以棕紅色、深灰色泥巖以及淺灰色砂巖、含礫砂巖為主），目的層為戴南組。

2.3.2 體系維護方案

根據現場實際消耗以及性能波動情況，及時按照配方比例配制等濃度高性能水基鉆井液。鉆井液以主聚物PMHA-Ⅱ膠液、Na-HPAN 降濾失劑為主，保持其抑制性能。戴南組地層及時加入1.0%～1.5%防塌劑進行防塌預處理，且維持加量不低于1.5%，以增強井壁穩定性。戴南組地層可配加QS-4，配合防塌劑，增強鉆井液的封堵防塌效果。

1）根據現場實際消耗以及性能波動情況，及時按照配方比例配制等濃度水基鉆井液。

2）鉆進過程中使用好四級固控設備，振動篩的篩布目數在75 μm 以上，維持膨潤土加量在30 g/L左右。

3）定向段調節鉆井液流型，確保動塑比在0.3以上，增強體系護壁能力及懸浮攜帶能力。

4）鉆井液性能指標：濾失量＜5 mL。

2.3.3 應用效果

考察高性能水基鉆井液體系應用后的效果，結果見表7。由表7 可知：體系性能穩定，剪切稀釋性好，攜巖能力好；濾失量控制在4.5 mL，抑制性好，井眼無垮塌掉塊。該體系能較好地解決小井眼鉆井導致的一系列問題。

表7 高性能水基鉆井液現場應用測試性能

3 結論

1）根據小井眼鉆井的要求，優化了高性能水基鉆井液的配方，形成了以聚合物PMHA-Ⅱ和長分子聚合物DS-301為流變性能調整添加劑，以乳化石蠟RHJ-1為主要潤滑劑，以有機硅醇DS-302及銨鹽NH4-HPAN 為核心的封堵劑等協同增效的高性能水基鉆井液體系。

2）通過對高性能水基鉆井液體系進行室內實驗，發現其懸浮攜巖能力強；抑制泥頁巖膨脹能力強；潤滑性能好，濾失量小，有利于防黏卡和提高機械鉆速。

3）高性能水基鉆井液動態污染巖心滲透率恢復值高，具有較好的儲層保護效果，有利于油氣的發現。

4）通過現場工藝優化，形成一套針對小井眼的高性能水基鉆井液體系。它的應用見效快，使用簡單，能提高小井眼段的潤滑防卡能力，降低鉆井復雜，符合小井眼鉆井液性能要求，且環境友好，為江蘇水鄉油田小井眼施工探索出了一項新的技術。