南海西部深水高溫高壓鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用*

方滿宗 劉和興 劉智勤 徐一龍 徐 超

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海西部深水高溫高壓鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用*

方滿宗 劉和興 劉智勤 徐一龍 徐 超

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海西部陵水區(qū)塊高溫高壓引起深水鉆井作業(yè)窗口進(jìn)一步變窄，高溫與低溫并存使鉆井液性能難以維護(hù)。在常規(guī)深水鉆井液HEM體系的基礎(chǔ)上，通過(guò)優(yōu)選抗低溫水合物抑制劑和抗高溫降失水劑構(gòu)建了南海西部深水高溫高壓鉆井液體系。室內(nèi)評(píng)價(jià)表明，所構(gòu)建的鉆井液體系具有良好的低溫—高溫流變性、抗污染能力、沉降穩(wěn)定性、封堵承壓性、儲(chǔ)層保護(hù)性、泥頁(yè)巖水化抑制性。該鉆井液體系已在南海西部陵水區(qū)塊3口深水高溫高壓井取得成功應(yīng)用，可避免井漏、溢流等復(fù)雜情況，提高了作業(yè)效率，具有良好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

南海西部；陵水區(qū)塊；深水；高溫高壓；水合物抑制劑；降失水劑；鉆井液體系

南海深水海域蘊(yùn)藏豐富的油氣資源，預(yù)計(jì)深水區(qū)油氣資源量約300億t(油當(dāng)量)，有第二個(gè)“波斯灣”之稱[1]。但這些油氣資源的勘探開(kāi)發(fā)難度大，很多油氣藏不僅水深大、泥線溫度低，而且下部井段存在高溫高壓的特點(diǎn)。一方面,海水的低溫環(huán)境引起隔水管井段鉆井液黏度增加、切力增大、流變性變差，導(dǎo)致循環(huán)當(dāng)量密度增加而誘發(fā)井漏；另一方面,深水高溫高壓的儲(chǔ)層環(huán)境導(dǎo)致鉆井液窗口比常規(guī)深水井更窄，鉆井液既要抗高溫又要防止溢流，還須抑制疏松地層的垮塌，同時(shí)提高地層承壓以擴(kuò)大安全窗口[2]。

南海西部海域陵水區(qū)塊是一個(gè)典型的深水高溫高壓區(qū)塊，該區(qū)塊目前最大作業(yè)水深達(dá)1 688 m，鉆遇的最高井溫達(dá)167℃。預(yù)測(cè)陵水區(qū)塊儲(chǔ)層最高溫度可達(dá)176℃，最高壓力系數(shù)可達(dá)2.01，泥線溫度約2～3℃[3],因此深水、高溫、高壓的三重挑戰(zhàn)給該區(qū)塊鉆井工程帶來(lái)了一系列的困難[4],主要體現(xiàn)在以下2個(gè)方面。

1) 深水和高壓引起鉆井窗口進(jìn)一步變窄：在深水海域鉆井作業(yè)時(shí)，由于作業(yè)海域水深較大，原本是巖石覆蓋的上部層段被海水所替代，導(dǎo)致上覆地層壓力極低，巖石往往膠結(jié)疏松，呈現(xiàn)坍塌壓力高、漏失壓力低的特征。南海西部陵水區(qū)塊不僅具有上述特征，還存在高壓，深水和高壓的雙重作用導(dǎo)致鉆井窗口較常規(guī)深水井進(jìn)一步變窄，鉆井液既要防止井壁巖石垮塌，還需要防止井漏和井控問(wèn)題的出現(xiàn)，難度比常規(guī)深水井更大[5-7]。

2) 高溫和低溫并存引起鉆井液性能難以維護(hù)：深水區(qū)塊存在幾百米甚至上千米的海水段，通常會(huì)在泥線至泥線以上500 m左右之間形成一個(gè)2～4℃低溫段，低溫環(huán)境使隔水管中的鉆井液流變性發(fā)生變化，可使鉆井液的黏度和密度增大而產(chǎn)生凝膠效應(yīng)，在井筒流動(dòng)中產(chǎn)生較高摩擦阻力而使套管鞋處地層被壓漏的風(fēng)險(xiǎn)增大；常規(guī)深水井往往只著重于抗低溫，不需考慮高溫的影響，而高溫會(huì)使鉆井液中部分處理劑發(fā)生高溫降解、交聯(lián)，減弱體系的抗污染能力，同時(shí)會(huì)使處理劑的水溶性變差，影響整個(gè)鉆井液的流變性和濾失量性能，嚴(yán)重時(shí)整個(gè)體系崩潰[8-10]。因此，南海西部陵水區(qū)塊深水高溫高壓鉆井作業(yè)中，特別儲(chǔ)層段鉆進(jìn)時(shí)，既要防止鉆井液在低溫段出現(xiàn)凝膠效應(yīng)而造成井漏，又要防止鉆井液在高溫段出現(xiàn)降解而導(dǎo)致攜巖能力下降。

分析認(rèn)為，提高深水高溫高壓鉆井液性能是解決上述挑戰(zhàn)的有效途徑。本文通過(guò)優(yōu)選抗低溫水合物抑制劑和抗高溫降失水劑構(gòu)建了抗高溫高壓鉆井液體系，并在陵水區(qū)塊深水井取得了成功應(yīng)用，為南海西部地區(qū)深水高溫高壓油氣田的安全、高效開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)支撐和保障。

1 深水高溫高壓鉆井液體系構(gòu)建

對(duì)南海西部地區(qū)常規(guī)深水井、常規(guī)高溫高壓井和斷塊油氣田鉆井中常用的HEM、Therm、Duratherm、PLUS/KCl、無(wú)固相有機(jī)鹽、MOM等鉆井液體系進(jìn)行評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)上述鉆井液體系均只能達(dá)到一個(gè)或幾個(gè)方面的要求，無(wú)法完全滿足陵水區(qū)塊深水高溫高壓井的復(fù)雜地質(zhì)環(huán)境，因此需要構(gòu)建一套專門(mén)針對(duì)陵水區(qū)塊地質(zhì)環(huán)境的鉆井液體系。根據(jù)深水高溫高壓鉆井液面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)，擬在現(xiàn)有深水HEM鉆井液體系的基礎(chǔ)上，通過(guò)優(yōu)選抗低溫水合物抑制劑和抗高溫降失水劑，構(gòu)建適用于深水高溫高壓井作業(yè)的鉆井液體系。

1.1 抗低溫水合物抑制劑優(yōu)選

從經(jīng)濟(jì)和環(huán)保的角度考慮，目前對(duì)水合物的抑制主要采取半防的措施(半防指的是鉆進(jìn)過(guò)程中抑制水合物的形成)。無(wú)機(jī)鹽(NaCl、KCl等)、乙二醇是目前最主要的水合物抑制劑，而鉀酸鹽(如KCOOH)能顯著提高聚合物的抗低溫能力，因此抗低溫水合物抑制劑擬采用NaCl和甲酸鉀復(fù)配的形式。根據(jù)水合物軟件Hydraflash模擬計(jì)算，5%NaCl和10%KCOOH復(fù)配時(shí)，15 MPa下水合物的臨界溫度為14℃，20 MPa下水合物的臨界溫度為15℃，能達(dá)到半防的要求(圖1)。室內(nèi)模擬鉆井液體系在20 MPa下形成水合物的臨界溫度為16.63℃，說(shuō)明采用5%NaCl和10%KCOOH復(fù)配形式能夠有效抑制水合物的形成。

圖1 5%NaCl+10%KCOOH抑制液p -T相圖Fig.1 p -T phase curve of inhibition 5%NaCl+10%KCOOH

1.2 抗高溫降失水劑優(yōu)選

深水高溫高壓鉆井液體系抗高溫降失水劑的選擇須考慮2個(gè)因素：①良好的流變性、較低的濾失量；②來(lái)源廣、成本可接受。室內(nèi)對(duì)國(guó)外某公司抗高溫降失水劑DrisTemp、國(guó)內(nèi)抗高溫降失水劑HTFL進(jìn)行了評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可以看出，HTFL在鉆井液體系中的黏度效應(yīng)較小，高溫高壓濾失量與DrisTemp相當(dāng)，滿足陵水區(qū)塊深水高溫高壓的地質(zhì)環(huán)境要求，故抗高溫增黏降失水劑選用HTFL。

1.3 鉆井液體系配方優(yōu)選

以抗高溫降失水劑HTFL、抗低溫水合物抑制劑NaCl和甲酸鉀為主劑，配合聚磺抗高溫降失水劑SMP HT和SPNH、抑制劑CP1(組分主要為磺化瀝青，由于其中含有磺酸基，水化作用很強(qiáng)，當(dāng)吸附在泥頁(yè)巖晶層斷面上時(shí)，可阻止頁(yè)巖顆粒的水化分散)和承壓封堵劑CP2(主要由堅(jiān)果殼和具有較高強(qiáng)度的碳酸鹽巖石顆粒搭配而成，通過(guò)進(jìn)入孔隙而起到封堵承壓作用)，構(gòu)建了抗180℃、密度2.1 g/cm3鉆井液體系(表2)。從性能評(píng)價(jià)結(jié)果(表3)可以看出，3號(hào)鉆井液體系性能最優(yōu)，最終確定為南海西部陵水區(qū)塊深水高溫高壓鉆井液體系。

表1 HTFL和DrisTemp在鉆井液體系中的性能對(duì)比Table 1 Performance comparison of HTFL and DrisTemp

注：基漿為1.5%膨潤(rùn)土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%PAC-LV(提黏劑)+4%SMP (抗高溫降失水劑)+5%SPNH(抗高溫降失水劑) +5%NaCl+10%KCOOH(甲酸鉀)。

表2 180 ℃高溫高壓鉆井液體系配方Table 2 Formula of HPHT drilling fluids under 180 ℃

表3 180 ℃高溫高壓鉆井液體系性能Table 3 Performance of HPHT drilling fluids under 180 ℃

2 深水高溫高壓鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

2.1 低溫—高溫流變性評(píng)價(jià)

利用Fann77流變儀對(duì)深水高溫高壓鉆井液體系在低溫、中溫和高溫條件下的流變性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可以看出，該鉆井液體系從低溫到高溫具有很好的流變特性，隨著溫度的升高，鉆井液體系的黏度趨于平緩，動(dòng)切力的變化趨勢(shì)也較好，可滿足陵水區(qū)塊深水高溫高壓鉆井液作業(yè)要求。

表4 不同溫度下深水高溫高壓鉆井液體系的流變性評(píng)價(jià)結(jié)果Table 4 Evaluation results of rheological properties of deep water HTHP drilling fulid under different temperature

2.2 抗污染能力評(píng)價(jià)

室內(nèi)分別在深水高溫高壓鉆井液體系中加入不同量鈣土和巖屑進(jìn)行污染，對(duì)比污染前后鉆井液體系黏度和滾后高溫高壓失水的變化情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2、3所示。從圖2、3可以看出，該鉆井液體系加入鈣土和巖屑后流變性有所增加，但增加幅度不大，說(shuō)明具有一定的抗污染能力。

2.3 沉降穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

采用靜態(tài)沉降評(píng)價(jià)法對(duì)深水高溫高壓鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，鉆井液體系沉降因子Sf利用公式(1)計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表5。從表5可以看出，該鉆井液體系的沉降因子都在0.5左右，具有很好的沉降穩(wěn)定性。

Sf=ρbottom/(ρbottom+ρtop)

(1)

圖2 不同鈣土加量下深水高溫高壓鉆井液體系黏度和失水變化情況Fig.2 Viscosity and filtration of deep water HTHP drilling fluid in different composition of calcareous clay

圖3 不同巖屑加量下深水高溫高壓鉆井液體系黏度和失水變化情況Fig.3 Viscosity and filtration of deep water HTHP drilling fluid in different composition of cuttings

表5 不同溫度深水高溫高壓鉆井液體系的沉降因子Table 5 Sedimentation factor of deep water HTHP drilling fluid under different temperature

2.4 封堵承壓性能評(píng)價(jià)

采用JHDSⅡ動(dòng)失水儀測(cè)定在10 MPa、150℃條件下深水高溫高壓鉆井液體系的封堵承壓能力。從濾失速率曲線(圖4)可以看出，15 min后該鉆井液體系的濾失速率趨于平穩(wěn)，小于0.08 mL/min，表明已經(jīng)在巖心端面形成了高效封堵，阻止固相和濾液進(jìn)入巖心內(nèi)部，起到了承壓封堵的效果。

圖4 深水高溫高壓鉆井液體系濾失速率曲線Fig.4 The curve of filtration rate of deep water HTHP drilling fluid

2.5 儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)

采用天然巖心，根據(jù)《SY/6540—2002鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》[11]，采用標(biāo)準(zhǔn)鹽水對(duì)深水高溫高壓鉆井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。由表6可以看出，實(shí)驗(yàn)巖心樣品滲透率恢復(fù)值均大于89.3%，說(shuō)明該鉆井液體系具有很好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

表6 深水高溫高壓鉆井液體系儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)結(jié)果(壓差3.5 MPa)Table 6 Formation protective effect results of deep water HTHP drilling fluid under 3.5 MPa

注：Ko為污染前的平衡滲透率，Rod為污染后滲透率恢復(fù)值，Rsd為切除端面后滲透率恢復(fù)值。

2.6 泥頁(yè)巖水化抑制評(píng)價(jià)

由于陵水區(qū)塊深水地層的壓實(shí)程度差，很容易造成井壁失穩(wěn)，給作業(yè)增加難度。在以往的探井中最易失穩(wěn)的鶯歌海組二段大套泥巖中選取22顆井壁掉塊進(jìn)行了浸泡水化抑制評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)果如圖5所示。從圖5可以看出，實(shí)驗(yàn)巖樣浸泡120 h后出現(xiàn)數(shù)條裂紋，但巖樣依然完整，表明本文所構(gòu)建的深水高溫高壓鉆井液體系能抑制陵水區(qū)塊的泥頁(yè)巖水化，具有防止泥頁(yè)巖井壁失穩(wěn)的能力。

圖5 深水高溫高壓鉆井液體系對(duì)鶯歌海組泥頁(yè)巖水化抑制評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Evaluation experiment results of deep water HTHP drilling fluid on mud shale hydration inhibition from Yinggehai Formation

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

南海西部LSX-1井作業(yè)水深990 m，井底溫度151℃，井底壓力系數(shù)1.94，是一口典型的深水高溫高壓井，使用本文構(gòu)建的高溫高壓鉆井液體系(鉆井液基本配方為：1.4%～1.7%膨潤(rùn)土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%～0.25%PAC-LV(提黏劑)+0.8%～1.0%HTFL(抗高溫降失水劑)+3%SMP HT(抗高溫降失水劑)+3%SPNH HT(抗高溫降失水劑)+3% FT-1+5%NaCl+10%KCOOH(甲酸鉀)+2%PF-CP1(抑制劑)+5%PF-CP2(承壓封堵劑)+重晶石)在該井儲(chǔ)層段鉆進(jìn)時(shí)沒(méi)有發(fā)生井漏、溢流等復(fù)雜情況。隨后該鉆井液體系在LSX-2、LSX-3等深水高溫高壓井進(jìn)行推廣應(yīng)用，較Woodside同類型深水高溫高壓井作業(yè)時(shí)間平均縮短12 d，取得了良好經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論

1) 構(gòu)建了一套適用于深水高溫高壓井作業(yè)的鉆井液體系，該鉆井液體系抗溫180℃、密度2.1 g/cm3，具有良好的低溫—高溫流變性、抗污染能力、沉降穩(wěn)定性、封堵承壓性、儲(chǔ)層保護(hù)性、泥頁(yè)巖水化抑制性。

2) 南海西部陵水區(qū)塊3口高溫高壓深水井應(yīng)用表明，本文所構(gòu)建的深水高溫高壓鉆井液體系可有效防治井漏、溢流等復(fù)雜情況，較Woodside同類型深水高溫高壓井作業(yè)時(shí)間平均縮短12d，可在類似區(qū)塊推廣應(yīng)用。

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(編輯：孫豐成)

Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea

FANG Manzong LIU Hexing LIU Zhiqin XU Yilong XU Chao

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The characteristic of HTHP in western South China Sea leads to a narrower operation window, which brings difficulties to drilling fluid property maintenance under coexistence of low and high temperatures.A deep water HTHP drilling fluid system for western South China Sea is formulated on the basis of traditional HEM drilling fluid by screening low temperature hydrate inhibitors and high temperature filtrate reducers.Lab experiments show that the novel deep water HTHP drilling fluid system possesses sound rheology at both low and high temperatures, contamination tolerance, suspension-stability, as well as good fissure-sealing, reservoir protection and shale inhibiting capabilities.It has been successfully applied recently in three deep water HTHP wells in Lingshui Block of western South China Sea.This drilling fluid system boosts operation efficiency by greatly reducing downhole complexes such as lost circulation and kick.Hence, it can serve as a technical reference for future deep water HTHP operations.

western South China Sea; Lingshui Block; deep water; HTHP; hydrate inhibitor; filtrate reducer; drilling fluid system

方滿宗，男，高級(jí)工程師，1997年畢業(yè)于原江漢石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)為中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司工程技術(shù)作業(yè)中心深水首席工程師，主要從事海洋鉆完井工藝技術(shù)的研究與管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)南調(diào)路22號(hào)(郵編：524057)。E-mail：fangmz@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0089-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.013

方滿宗,劉和興,劉智勤，等.南海西部深水高溫高壓鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用[J].中國(guó)海上油氣，2017,29(1)：89-94.

FANG Manzong,LIU Hexing,LIU Zhiqin,et al.Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):89-94.

TE254

A

2016-03-14 改回日期：2016-06-07

*“十三五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“瓊東南盆地深水區(qū)大中型氣田形成條件與勘探關(guān)鍵技術(shù)(編號(hào)：2016ZX05026-02)”部分研究成果。