大慶油田致密油水平井鉆井液技術(shù)

張海峰

(大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶163413)

大慶油田的致密油資源含量豐富，為實(shí)現(xiàn)油氣資源的有效接替，大慶油田逐漸加大了對(duì)致密油資源的開(kāi)發(fā)力度和投入比例。但由于致密油儲(chǔ)層為裂縫/層理發(fā)育、極易水化分散的青山口組和泉頭組地層，在鉆進(jìn)中常發(fā)生井壁剝落、坍塌和卡鉆等井下復(fù)雜，造成了較大的鉆井損失。因此，大慶油田經(jīng)過(guò)技術(shù)攻關(guān)，先后形成了一系列的鉆井液體系，在致密油開(kāi)發(fā)的不同階段發(fā)揮了重要作用。

1 硅基陽(yáng)離子鉆井液技術(shù)

硅基陽(yáng)離子鉆井液技術(shù)，是大慶油田較早應(yīng)用在致密油開(kāi)發(fā)中的鉆井液體系。該鉆井液主要由陽(yáng)離子聚合物抑制劑和含硅基的油層保護(hù)劑兩種核心處理劑組成，其中陽(yáng)離子聚合物對(duì)蒙脫石、伊蒙混層含量較高的泥巖地層具有較好的抑制水化作用。該體系具有性能穩(wěn)定、抑制性強(qiáng)、濾失量小等特點(diǎn)，動(dòng)塑比在0.3~0.4之間，抗溫100℃，采用重晶石加重至1.6g/cm3時(shí)仍具有良好的流變性。

硅基陽(yáng)離子鉆井液體系主要應(yīng)用于垂深1500m左右的葡萄花油層開(kāi)發(fā)，效果較好，在致密油水平井應(yīng)用的幾口井中效果不甚理想，井壁剝落、掉塊和卡鉆事故多發(fā)，不得不停止該體系在致密油開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用[1]。

2 油包水鉆井液技術(shù)

硅基陽(yáng)離子鉆井液技術(shù)應(yīng)用之后，在自主合成油基鉆井液用主、輔乳化劑和降濾失劑的基礎(chǔ)上，研制出一套低粘高切的油包水鉆井液體系，實(shí)現(xiàn)了大慶油田油基鉆井液從處理劑到體系的自主研發(fā)。該體系油水比為80:20，破乳電壓大于500V，初切在2~6mPa·s之間，終切在4~15mPa·s之間，高溫高壓失水小于4.0mL，動(dòng)塑比大于0.4，綜合性能與國(guó)外油包水鉆井液接近，具有低粘高切的流變特點(diǎn)，電穩(wěn)定性好，經(jīng)過(guò)150℃高溫老化前后流變性和破乳電壓變化幅度小。在現(xiàn)場(chǎng)累計(jì)應(yīng)用超過(guò)50口井，滿(mǎn)足了井深大于3300m，水平段超過(guò)1700m的致密油水平井鉆井施工需求，起下鉆摩阻僅2~3t，沒(méi)有形成巖屑床，下套管一次成功，平均井徑擴(kuò)大率小于5%[2]。

3 高性能水基鉆井液技術(shù)

2015年隨著新版《環(huán)保法》的實(shí)施，大慶油田全面停止使用油基鉆井液，為保障致密油水平井鉆井施工，加強(qiáng)了水基鉆井液技術(shù)攻關(guān)。通過(guò)對(duì)青山口組等地層井壁失穩(wěn)機(jī)理的逐步認(rèn)識(shí)，在自主合成鉆井液抑制劑和配方優(yōu)化實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，形成一套高性能水基鉆井液體系。該體系合成的胺基抑制劑通過(guò)官能團(tuán)嵌入粘土晶層結(jié)構(gòu)和粘土表面吸附等作用，解決了陽(yáng)離子、大分子聚合物類(lèi)抑制劑抗溫性低、無(wú)法有效抑制伊利石表面水化的問(wèn)題，抗溫180℃。同時(shí)，通過(guò)優(yōu)選與胺基抑制劑配套的降濾失劑等處理劑，最終形成一套高性能水基鉆井液體系。抗溫120℃，滾動(dòng)回收率大于90%（清水回收率36%），極壓潤(rùn)滑系數(shù)0.12。該體系在致密油水平井累計(jì)應(yīng)用超過(guò)70口井，水平井最長(zhǎng)達(dá)到2035m，滿(mǎn)足了當(dāng)時(shí)致密油開(kāi)發(fā)對(duì)鉆井液的需求[3]。鉆井液基本性能數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

表2 鉆井液基本性能數(shù)據(jù)表

4 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵水基鉆井液技術(shù)

表1 油包水鉆井液綜合性能對(duì)比數(shù)據(jù)表

隨著致密油水平井水平段逐漸加長(zhǎng)，高性能水基鉆井液在施工過(guò)程中的井壁失穩(wěn)問(wèn)題越來(lái)越多，當(dāng)施工周期超過(guò)40d，青山口組仍會(huì)發(fā)生大塊剝落和坍塌。隨著致密油地層井壁失穩(wěn)機(jī)理的逐步深入，認(rèn)識(shí)到致密油地層的裂縫封堵也是保持井壁穩(wěn)定的關(guān)鍵措施之一，于是通過(guò)研究形成了強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵型水基鉆井液技術(shù)。該技術(shù)主要通過(guò)兩方面來(lái)提高鉆井液性能：①在使用胺基抑制劑的基礎(chǔ)上，再通過(guò)加入聚合醇和氯化鉀，采用無(wú)機(jī)和有機(jī)相結(jié)合的機(jī)理共同提高鉆井液抑制性；②采用物理封堵和化學(xué)封堵相結(jié)合的原理，使用超細(xì)碳酸鈣和納米乳液封堵劑對(duì)地層進(jìn)行物理封堵，利用聚合醇的“濁點(diǎn)”效應(yīng)對(duì)裂縫進(jìn)行化學(xué)封堵；③采用固體和液體潤(rùn)滑劑配套使用，降低長(zhǎng)水平段托壓和摩阻高的難題[4]。

最終形成的強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵型鉆井液體系，抗溫達(dá)到150℃，對(duì)致密油層位巖芯的滾動(dòng)回收率最高為96.8%，抗巖25%屑侵，極壓潤(rùn)滑系數(shù)不大于0.1，高溫高壓濾失量在8~9mL之間，中壓濾失量小于4mL。在現(xiàn)場(chǎng)累計(jì)應(yīng)用超過(guò)20口井，最長(zhǎng)水平段達(dá)到了2035.5m，有效保證了致密油資源的高效開(kāi)發(fā)，目前該體系仍在大慶油田發(fā)揮著重要作用。

5 低固相氯化鉀鹽水鉆井液技術(shù)

2018年開(kāi)始，大慶油田在原有水基鉆井液基礎(chǔ)上，進(jìn)一步加強(qiáng)抑制和封堵，形成一套低固相氯化鉀鹽水鉆井液體系。將膨潤(rùn)土加量降低至1%，提高氯化鉀加量，并加入8%~10%的氯化鈉，以提高鉆井液濾液活度，減少鉆井液濾液與地層離子的交換、運(yùn)移；同時(shí)，根據(jù)致密油地層裂縫和孔隙尺寸、分布范圍，優(yōu)選出微納米乳液封堵劑提高了鉆井液的封堵防塌能力[5]。該體系鉆井液礦化度在80000mg/L左右，中壓濾失量小于3mL，120℃高溫高壓濾失量小于8mL，可抗20%鹽水侵。

截止到目前，該體系已經(jīng)累計(jì)應(yīng)用20口井，成功鉆穿嫩江組、姚家組、青山口組高泥巖含量地層，無(wú)任何井壁失穩(wěn)現(xiàn)象，青山口組造斜段井徑擴(kuò)大率最低僅為2.2%，水平段平均固井優(yōu)質(zhì)率大于90%，電測(cè)和下套管作業(yè)均暢通無(wú)阻，為大慶油田致密油資源的有效動(dòng)用提高了技術(shù)支撐。

6 結(jié)論

（1）大慶油田的致密油資源含量豐富，為開(kāi)發(fā)好這類(lèi)非常規(guī)資源，大慶油田先后形成了硅基陽(yáng)離子、油包水、高性能水基和低固相氯化鉀鹽水鉆井液等體系。

（2）隨著技術(shù)不斷進(jìn)步和研究深入，這些鉆井液體系滿(mǎn)足了不同時(shí)期致密油資源的勘探開(kāi)發(fā)需求，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中發(fā)揮了重要作用，為保障大慶油田資源的高效開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)支撐。