大慶致密油藏水平井高性能水基鉆井液優(yōu)化與應用

劉永貴

(1.哈爾濱工業(yè)大學化工與化學學院，黑龍江哈爾濱 150001；2.中國石油集團大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 163413)

大慶松遼盆地北部的非常規(guī)致密油儲量豐富，開發(fā)潛力巨大，主要分布在長垣以西扶楊油層的青山口組及泉頭組，以裂縫發(fā)育的泥頁巖為主，鉆井過程中遇水極易水化膨脹，引起井壁剝落、掉塊甚至井塌等復雜情況。近幾年來，隨著YP_1井、QP_1井等致密油藏長水平段水平井獲得突破，探索出了非常規(guī)致密油難采儲量有效開發(fā)的新途徑。為了高效開發(fā)致密油資源，大慶油田引進國外高性能水基鉆井液鉆了5口井，在鉆遇青山口組地層時都出現(xiàn)了井壁剝落、掉塊和起下鉆遇阻等復雜情況，導致5口井全部提前完鉆。其中1口井發(fā)生了井壁垮塌，最大掉塊直徑超過5.0 cm。2015年，大慶油田通過優(yōu)選處理劑形成了高性能水基鉆井液，基本上能夠滿足鉆井需求，但在鉆遇青山口組地層時仍存在井壁剝落和掉塊的情況，給鉆井施工帶來了很大困擾[1_4]。

針對上述情況，筆者對原來的高性能水基鉆井液進行了性能優(yōu)化，采用自主合成的聚胺抑制劑和環(huán)保型液體潤滑劑提高其抑制性，選用納米乳液封堵劑提高其封堵性和潤滑性，形成了新的高性能水基鉆井液，現(xiàn)場應用效果良好，滿足了大慶油田非常規(guī)致密油儲層的安全鉆井需求。

1 致密油水平井鉆井液技術難點

為滿足分級壓裂的要求，致密油藏水平井的水平段一般長1 000.00 m以上，有的甚至超過2 000.00 m。分析認為，應用水基鉆井液鉆進大慶油田致密油儲層具有以下難點[5_6]：

1) 鉆遇的目的層主要以泥頁巖和砂泥巖互層為主，富含伊利石(絕對含量9.43%～14.67%，相對含量79%～91%)及伊/蒙混層(絕對含量1.48%～4.53%，相對含量6%～26%)，極易產(chǎn)生表面水化及滲透水化，導致出現(xiàn)縮徑、造漿等風險，因此要求水基鉆井液具有良好的長效抑制性。

2) 青山口組和泉頭組地層微裂縫發(fā)育，且形態(tài)不規(guī)則、寬度不等， 縫寬主要集中在10～30 μm，還有部分縫寬為0.001～0.010 μm，壓力波動導致外來液體進入井壁，降低泥巖強度，甚至會在“水力尖劈”作用下使閉合縫變成擴張縫、小縫變成大縫，導致井壁垮塌和井漏發(fā)生，因此要求水基鉆井液具有良好的封堵防塌能力。

3) 致密油儲層埋藏較深，造斜段、水平段長，鉆具貼在下井壁，摩阻大，加壓困難、鉆井周期較長，要求鉆井液具有良好的潤滑性，以降低鉆進過程中的摩阻和扭矩。

4) 由于水平段長，巖屑攜帶困難，易形成巖屑床，若設計井眼軌道扭方位，更不利于鉆屑及時返出，同時在著陸及水平段鉆進過程中經(jīng)常調整井眼軌跡尋找儲層，攜巖更加困難，加大了井下形成巖屑床的風險。因此，要求鉆井液動切力高、觸變性好，具有較高的懸浮性和攜巖能力，以保證及時清除巖屑、確保井眼通暢和井下安全。

2 高性能水基鉆井液性能優(yōu)化

2.1 技術思路

為滿足大慶油田致密油藏水平井鉆井的需要，主要開展了以下4方面的研究：1)以自主合成的聚胺抑制劑為主要抑制劑，結合聚合醇和無機鹽，利用“多元協(xié)同”原理提高鉆井液的抑制性能；2)優(yōu)選納米乳液封堵劑，結合聚合醇，利用“雙效封堵”原理提高鉆井液的封堵造壁性；3)采用自主研發(fā)的環(huán)保型抗高溫液體潤滑劑，結合固體潤滑劑，提高鉆井液的潤滑防卡能力；4)使用大分子乳液包被劑提高鉆井液對鉆屑的包被抑制能力和結構黏度，提高鉆井液的井眼清潔能力。

對前期應用水基鉆井液的性能及應用效果進行分析,得到了水基鉆井液基漿配方：5.00%鈉膨潤土+1.00%～2.00%降濾失劑+1.00%～2.00%無熒光防塌劑+0.02%KOH+3.00%～5.00%無機鹽，以此為基礎進行水基鉆井液性能優(yōu)化。

2.2 抑制性能

針對常用聚胺抑制劑不抗高溫、不抗鹽的缺點，以C—C鏈替代主鏈中的醚氧鍵，在主鏈上引入抗高溫保護基團，開展了新型聚胺抑制劑合成研究。目前，已經(jīng)形成DQHB-Ⅰ、DQHB-Ⅱ和DQHB-Ⅲ等三代聚胺抑制劑，抑制性能和抗溫性逐步提高，目前已經(jīng)能抗溫220 ℃，對大慶油田致密油藏高泥巖含量地層具有良好的抑制能力[7]。選用自主合成的聚胺抑制劑，結合聚合醇和無機鹽共同使用，根據(jù)“多元協(xié)同”抑制原理，提高鉆井液的抑制性能。

分別選用大慶油田齊家_古龍凹陷區(qū)塊姚家組一段、泉頭組四段的泥頁巖巖屑，測試其在加入抑制劑DQHB-Ⅲ的水基鉆井液基漿、國外高性能水基鉆井液、國外類油基鉆井液和油基鉆井液中的滾動回收率，結果見表1。由表1可知，水基鉆井液基漿中加入抑制劑后對2個層段泥巖巖屑的滾動回收率都在95.0%以上，比國外水基鉆井液和類油基鉆井液的回收率高，與油基鉆井液的回收率接近，表明該抑制劑具有較強的抑制泥頁巖水化分散與膨脹的能力。

表1不同鉆井液滾動回收率的對比

Table1Comparisonofrollingrecoveryratesofdifferentdrillingfluids

巖屑流體滾動回收率,%姚家組一段清水6.81水基鉆井液基漿+1.5% DQHB-Ⅲ95.20國外高性能水基鉆井液87.70國外類油基鉆井液88.15油基鉆井液97.26泉頭組四段清水24.89水基鉆井液基漿+1.5% DQHB-Ⅲ96.32國外高性能水基鉆井液90.20國外類油基鉆井液93.71油基鉆井液98.36

2.3 封堵性能

在室內(nèi)制作縫寬分別為50,200 nm和100 μm的微裂縫，采用自主研發(fā)的高溫高壓微裂縫封堵評價裝置[8_9]評價納米乳液封堵劑對不同級別微裂縫的封堵能力，結果見圖1。由圖1可知，納米乳液封堵劑高溫高壓濾失量低，對50,200 nm和100 μm微裂縫都具有良好的封堵能力。

圖1 納米乳液封堵劑對不同微裂縫的封堵效果Fig.1 Plugging effect of nanometer emulsion plugging agent on different micro-cracks

在優(yōu)選出納米乳液封堵劑的基礎上，優(yōu)選出不起泡、濁點溫度為50～55 ℃、配伍性好的聚合醇和非滲透封堵劑，根據(jù)“雙效”封堵原理，三者共同作用提高其封堵防塌能力。高溫高壓微裂縫封堵試驗后的微裂縫表面放大100倍觀察發(fā)現(xiàn)，微裂縫內(nèi)部已經(jīng)被納米乳液等混和物充填和封堵，并能夠承受3 MPa的壓差，說明該鉆井液具有較強的封堵防塌能力。

2.4 潤滑性能

以環(huán)保型無毒基礎油為原料，加入復合乳化劑和納米級固體潤滑顆粒，制成環(huán)保型抗磨潤滑劑。該潤滑劑除具有液體潤滑劑的潤滑效果外，添加的納米級固體潤滑顆粒能吸附在鉆具和井壁表面形成復合型潤滑膜，粒徑分布范圍為50～150 nm，平均粒徑為47 nm，使鉆具和井壁表面之間的潤滑效果大幅度提升。室內(nèi)評價試驗測得極壓潤滑系數(shù)降低率達到80%以上，抗溫200 ℃，解決了長水平段水平井與大位移水平井鉆井摩阻大和易托壓的難題[10_12]。

將自主研發(fā)的環(huán)保型液體滑劑加入到水基鉆井液基漿中，測試其老化前后的極壓潤滑系數(shù)，并與國外高性能水基鉆井液和類油基鉆井液進行對比，結果見表2。由表2可知，新研發(fā)的高性能水基鉆井液的潤滑性比國外高性能水基鉆液的潤滑性好，與國外類油基鉆井液和油基鉆井液的潤滑性接近，能夠滿足長水平段水平井鉆井潤滑降摩的需求。

表2不同鉆井液極壓潤滑系數(shù)的對比

Table2Comparisonofextremepressurelubricationcoefficientsofdifferentdrillingfluid

鉆井液條件極壓潤滑系數(shù)水基鉆井液基漿+5.0%潤滑劑老化前0.11老化后0.10國外高性能水基鉆井液老化前0.22老化后0.23國外類油基鉆井液老化前0.15老化后0.09油基鉆井液老化前0.09老化后0.08

注：老化條件為180 ℃×16 h。

2.5 包被抑制能力

為避免泥巖鉆屑在鉆井液中分散而影響鉆井液性能，選用相對分子質量約為(80～100)×104的聚合物包被劑，以提高鉆井液對鉆屑的包被抑制能力。通過頁巖滾動回收試驗評價包被劑的包被抑制能力，結果見表3。由表3可知，1#包被劑的相對分子質量符合要求，不會影響鉆井液黏度，且回收率達到83.7%，包被抑制能力最強。

表3 包被劑性能評價結果Table 3 Evaluation result of coating performance

2.6 水基鉆井液配方與性能評價

綜合考慮鉆井液的流變性和濾失量，在室內(nèi)進行正交試驗，根據(jù)試驗結果進行配方優(yōu)化，最終形成了高性能水基鉆井液，其配方為5.00%鈉膨潤土+0.02%KOH+1.00%～3.00%降濾失劑+1.00%～2.00%無熒光防塌劑+1.00%～2.00%納米乳液封堵劑+0.50%～1.00%DQHB-Ⅲ+5.00%～7.00%潤滑劑+0.20%～0.40%包被劑+3.00%～4.00%聚合醇+3.00%～5.00%無機鹽。

將優(yōu)化后的高性能水基鉆井液與國外的高性能水基鉆井液和類油基鉆井液的綜合性能進行對比，結果見表4。由表4可知，高性能水基鉆井液老化前后性能穩(wěn)定，動塑比高，特別是高溫老化以后動塑比增大，有利于水平井攜巖，而高溫高壓濾失量比國外鉆井液都要低，有利于降低鉆井液濾液對泥頁巖或砂泥巖地層的水化影響，提高井眼穩(wěn)定性[13_15]。

表4 不同鉆井液常規(guī)性能的對比

注：老化條件為180 ℃×16 h。

3 現(xiàn)場應用

3.1 總體應用情況

優(yōu)化后的高性能水基鉆井液先后在大慶油田長垣的宋芳屯和龍虎泡等致密油區(qū)塊累計應用50余口井。這些致密油井目的層為青山口組和泉頭組，現(xiàn)場應用效果表明，該鉆井液表現(xiàn)出了較強的抑制性、封堵能力、潤滑性和攜巖能力，平均井徑擴大率小于10%，鉆井周期平均縮短3.0 d以上。表5為部分典型井的應用效果。從表5可以看出，所鉆井水平段最長超過2 000.00 m，鉆井液濾失量較低，攜巖能力強，最高機械鉆速達到10.58 m/h。

表5 優(yōu)化后高性能水基鉆井液的性能及應用效果Table 5 Performance and application effects of high performance water-based drilling fluid

3.2 在L26_P25井的應用

L26_P25井是大慶油田部署的一口重點致密油水平井，設計井深4 045.00 m，垂深1 831.00 m，水平段長2 033.50 m。該井嫩江組屬于強水敏性泥頁巖地層，極易造漿和縮徑；姚家組和青山口組為層狀綠灰色泥巖地層，裂縫和微裂縫發(fā)育，極易發(fā)生剝落、坍塌。應用高性能水基鉆井液鉆進時，嚴格按照鉆井液分段處理原則進行維護：嫩江組地層以強抑制為主，保證鉆井液中抑制劑加量不小于1.5%；姚家組和青山口組地層以抑制和封堵為主，抑制劑加量不小于1.0%，封堵劑總體加量大于4.0%；水平段以潤滑和攜巖為主，環(huán)保型液體潤滑劑加量大于5.0%，固體潤滑劑加量大于2.0%。該井安全鉆至設計井深，完鉆水平段長2 033.05 m，全井平均井徑擴大率僅為6.8%，二開平均機械鉆速為9.05 m/h，全井沒有出現(xiàn)起下鉆遇阻、卡鉆等復雜情況，套管順利下至設計位置。

現(xiàn)場應用結果表明，優(yōu)化后的高性能水基鉆井液具有較好的流變性、降濾失性和潤滑性，解決了井壁剝落、坍塌等問題，動塑比控制在0.4～0.7，攜巖能力強，能夠避免水平段形成砂床，滿足了長水平段水平井安全鉆進的需求。

4 結 論

1) 針對大慶油田致密油藏的地質特點，根據(jù)“多元協(xié)同”抑制和“雙效”封堵原理，采用自主合成的聚胺抑制劑和環(huán)保型液體潤滑劑，對原水基鉆井液的性能進行了優(yōu)化，各項性能與油基鉆井液接近，能夠滿足大慶油田致密油水平井鉆井施工的需求。

2) 優(yōu)化后的高性能水基鉆井液解決了裂縫性泥頁巖地層井壁易失穩(wěn)的難題，促進了大慶油田非常規(guī)致密油藏的高效勘探開發(fā)，具有廣闊的應用前景。