密度可調(diào)高溫水基鉆井液體系構(gòu)建及在南海油田中的應(yīng)用

黃 熠，杜 威，管 申

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524000）

南海油田寶島19-2構(gòu)造位于瓊東南盆地東區(qū)松濤凸起東傾末端，鉆進(jìn)中泥巖水化膨脹嚴(yán)重，容易造成井眼縮頸、坍塌、阻卡等問題。井底溫度達(dá)170℃以上，地層壓力系數(shù)變化大，深井裸眼井段長(zhǎng)，甚至發(fā)生井下事故[1-2]。國(guó)內(nèi)外關(guān)于抗高溫鉆井液處理劑的耐高溫研究和各試劑的配伍性實(shí)驗(yàn)就已經(jīng)開始進(jìn)行[3-6]。國(guó)外抗高溫水基鉆井液處理劑起步較早、發(fā)展較快，以高分子聚合物為主，已形成系列化產(chǎn)品，但抗溫普遍低于155℃，在高溫作用下發(fā)生熱、氧化降解，交聯(lián)失去作用，不能滿足高溫深井鉆井技術(shù)要求[7-9]。為此，本文構(gòu)建了密度可調(diào)（1.3g/cm3～1.9g/cm3）高溫水基鉆井液體系，并在南海油田寶島19-2區(qū)塊成功進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

1 抗高溫專用處理劑評(píng)選

1.1 水化分散抑制劑

采用頁(yè)巖滾動(dòng)分散回收實(shí)驗(yàn)，基于目標(biāo)試驗(yàn)區(qū)復(fù)雜地層巖樣，進(jìn)行抑制劑的優(yōu)選。結(jié)果表明，灰色泥巖的去離子水回收率為90%，加入SDY-7回收率達(dá)98.6%，加入PAC-HV為91.6%，SK-1為96.5%，聚合醇為95.8%，PFWLD為95.1%，表明抑制泥頁(yè)巖水化分散作用最好的為SDY-7。

1.2 系列抗溫抗KCl降濾失劑

實(shí)驗(yàn)基漿為“5%膨潤(rùn)土漿+5%KCl”為，優(yōu)選抗高溫抗鹽降濾失劑?；鶟{經(jīng)185℃×16h熱滾后，濾失量高達(dá)168mL；聚合物類降濾失劑中中分子量的PF-HJW-1降濾失效果最好，濾失量33mL，由于SDT-108、SK-2、SB-1；樹脂類降濾失劑中PF-SD101熱滾后濾失量為50mL，小于PF-SMP-1、PF-SMP-1、SD-102；褐煤類降濾失劑中PF-SHR的濾失量56mL，優(yōu)于SD-202、SPNH和CXB-3。

1.3 抗高溫抗KCl降黏劑

實(shí)驗(yàn)基漿為“8%膨潤(rùn)土漿+1%SDY-7+5%KCl”，優(yōu)選抗高溫抗KCl降黏劑，結(jié)果表明，PF-XY28在熱滾185℃×16h后黏度變化最大（AV 從 44.5mPa·s降至 6.8mPa·s），優(yōu)于 SK-3、SF260、SANK、S20、PF-SMT。

1.4 高溫封堵防塌劑優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)基漿為“4%膨潤(rùn)土漿 +0.2%SDY-7+0.3%PF-HJW-1+3.0%PF-SD101+2.0%PF-SHR+5%KCl”，以150℃/3.5MPa下HTHP濾失量為主要指標(biāo)，評(píng)比了高溫封堵防塌劑。結(jié)果表明，HTHP濾失量最?。?9.5mL）為低熒光磺化瀝青類PF-DYFT，優(yōu)于PF-LSF、FT-2和HT-6，說(shuō)明其高溫封堵防塌效果最好。

2 密度可調(diào)高溫水基鉆井液研制及評(píng)價(jià)

2.1 鉆井液配方及基本性能

在處理劑優(yōu)選的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步通過(guò)配伍性優(yōu)化構(gòu)建了抗溫185℃、密度在1.3～1.9g/cm3密度可調(diào)的高溫水基鉆井液體系，其配方為：4%膨潤(rùn)土漿+（0.3～0.5） %SDY-7+（3～5） %PFSD101+ （2.5～4.5） %PF-SHR+ （2.5～4） %PFDYFT+（0.2～0.5） %PF-WLD+4.0%KCl+（1～2）%超細(xì)碳酸鈣+3%白油+ （0.3～0.6）%PFXY28（重晶石調(diào)整密度至1.3～1.9g/cm3）。優(yōu)化鉆井液基本性能見表1。從表1看出，鉆井液密度從1.3g/cm3至1.9g/cm3變化時(shí)，其流變性能較穩(wěn)定穩(wěn)定，黏度、切力適中；API濾失量最高3.2mL，高溫高壓濾失量最高13.5mL；靜置24h后，鉆井液上下密度差最大0.02g/cm3，對(duì)加重劑懸浮性較好，該配方具有良好的基本性能。

2.2 耐溫性能評(píng)價(jià)

選取1.9g/cm3的鉆井液，評(píng)價(jià)其抗溫耐溫性能，由表2看出，經(jīng)185℃/72h熱滾后，鉆井液濾失性、流變性穩(wěn)定，說(shuō)明該體系有較好的高溫穩(wěn)定性。預(yù)測(cè)使用井井底溫度173℃，此鉆井液能滿足鉆井要求。

2.3 抑制性能評(píng)價(jià)

表2 密度可調(diào)抗高溫水基鉆井液耐溫性能評(píng)價(jià)結(jié)果

采用頁(yè)巖滾動(dòng)分散回收實(shí)驗(yàn)（實(shí)驗(yàn)條件80℃/16h），實(shí)驗(yàn)巖樣選用南海目標(biāo)試驗(yàn)區(qū)復(fù)雜地層泥頁(yè)巖（清水回收率2.20%，水化膨脹嚴(yán)重），巖樣在密度為1.3g/cm3、1.5g/cm3和1.9g/cm3的優(yōu)選配方中的頁(yè)巖回收率分別為89.23%、91.13%和89.00%，表明優(yōu)選配方抑制性強(qiáng)。

2.4 潤(rùn)滑降摩阻性評(píng)價(jià)

利用EP-B型極壓潤(rùn)滑儀測(cè)定優(yōu)選鉆井液的潤(rùn)滑性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，密度為1.3g/cm3、1.5g/cm3和1.9g/cm3時(shí)的優(yōu)選配方潤(rùn)滑系數(shù)分別為0.084、0.090和0.095，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于常規(guī)水基鉆井液的潤(rùn)滑系數(shù)，潤(rùn)滑性能優(yōu)良，可有效的降低摩擦阻力，減少黏附卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)。

2.5 儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

選用南海油田寶島19-2構(gòu)造區(qū)塊巖樣，通過(guò)污染實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了構(gòu)建的密度可調(diào)高溫水基鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)效果。從表3測(cè)試數(shù)據(jù)可知，鉆井液密度為1.3g/cm3時(shí)，氣測(cè)滲透率為22.2mD和38.60mD巖心的滲透率恢復(fù)率分別達(dá)100%和88.65%；密度為1.5g/cm3時(shí)，氣測(cè)滲透率為207mD和106mD巖心的滲透率恢復(fù)率分別為87.8%和89.62%；密度為1.9g/cm3時(shí)，氣測(cè)滲透率為49.8mD的巖心的滲透率恢復(fù)率89.10%。所有巖心的滲透率恢復(fù)率均大于86.00%，表明研制的密度可調(diào)高溫水基鉆井液具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)性能。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

構(gòu)建的高溫水基鉆井液體系已在南海油田寶島19-2區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及應(yīng)用20余口井。該區(qū)塊高溫高壓井深，井段長(zhǎng)；已鉆井的最高溫度達(dá)200℃以上，最大鉆井液密度2.0g/cm3以上；壓力臺(tái)階多、地層破裂當(dāng)量壓力與孔隙當(dāng)量壓力接近，存在井噴或潛在地下井噴問題；壓力過(guò)渡帶小甚至沒有，常壓段直接進(jìn)入高壓段，高壓層段無(wú)法準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，易出現(xiàn)復(fù)雜情況；距離遠(yuǎn)，運(yùn)輸時(shí)間長(zhǎng)，海況惡劣?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，該高溫水基鉆井液體系高溫下流變、濾失性穩(wěn)定，潤(rùn)滑性好，抑制防塌性強(qiáng)，有效解決了三亞組一段、陵水組一段、陵水組三段地層發(fā)育有泥巖與砂巖不等厚互層問題，且儲(chǔ)層保護(hù)效果優(yōu)良。

表3 密度可調(diào)抗高溫水基鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)結(jié)果

4 結(jié)論

1）優(yōu)選出適合于密度可調(diào)鉆井液的抗高溫抗鹽處理劑優(yōu)，其中SD-7抑制泥頁(yè)巖水化分散效果最好，PF-XY28降黏效果最好，PF-DYFT高溫封堵防塌效果最好。2）密度可調(diào)高溫水基鉆井液體系抗溫可達(dá)185℃，流變、濾失性能優(yōu)良，抑制性強(qiáng)，儲(chǔ)層保護(hù)效果好，滿足了南海油田鉆井的需要。3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該體系高溫穩(wěn)定性好，滲透率回復(fù)率高，有效解決了泥巖與砂巖不等厚互層等復(fù)雜問題，且儲(chǔ)層保護(hù)效果優(yōu)良，滿足了南海油田鉆井的需要，具有廣闊的應(yīng)用前景。