遼河油田海外河區(qū)塊鉆井液技術研究及應用

馬鐵釗

（長城西部鉆井有限公司，遼寧 盤錦 124010）

中石油安環(huán)院曾對不同體系的鉆井液廢液進行了毒性檢測，結果表明，磺化鉆井液中的磺化處理劑中有害物質嚴重超標[1]，對環(huán)境的污染能力遠高于其他鉆井液體系。為減輕污染、保護環(huán)境，很多油區(qū)已明確要求禁止使用磺化類鉆井液處理劑。遼河油田海外河區(qū)塊就在魚塘、蝦池、葦海與紅海灘國家風景廊之中，屬于重點生態(tài)保護區(qū)，對環(huán)保要求很高，已明確要求使用無磺鉆井液，因此研究一套適合該區(qū)塊的環(huán)保鉆井液很有必要。

1 鉆井液性能要求

遼河油田海外河區(qū)塊之前使用的硅氟聚合物鉆井液屬于細分散鉆井液，主要使用磺化酚醛樹脂、磺化瀝青等磺化類處理劑降低濾失量、提高鉆井液抗溫性，但鉆遇東營組的綠灰色泥巖時，鉆井液流變性不易控制，黏度上升迅速，通常采用放掉部分老漿后再補充新漿的辦法來維護鉆井液性能。為方便維護鉆井液性能并達到保護環(huán)境的目的，優(yōu)選復合鹽鉆井液替代原體系。

根據(jù)工程設計、施工要求及經驗，鉆井液性能參數(shù)需達到如下要求：密度在1.07～1.25 g·cm-3范圍內可調，F(xiàn)LAPI≤4 mL，摩阻系數(shù)＜0.20，抗溫能力≥130 ℃（稠油蒸汽驅使少許井井底溫度異常），流變性能良好且易于維護。

2 去磺化復合鹽鉆井液體系研究

根據(jù)目標區(qū)塊鉆井液性能要求，以KCl、甲酸鈉為復合鹽基液，優(yōu)選復配效果好的去磺化類降濾失劑、抑制劑、潤滑劑等，建立符合要求的鉆井液配方。

2.1 降濾失劑的優(yōu)選

以1%～2%膨潤土+0.1%NaOH+0.2%LV-PAC+0.4%XC+6%KCl 溶液+5%甲酸鈉+4%超細鈣為基礎配方，對10 種去磺化類降濾失劑進行了試驗，從中優(yōu)選出3 種降濾失劑，試驗結果如表1 所示。

表1 降濾失劑優(yōu)選

由表1 數(shù)據(jù)可知，3 種降濾失劑均可將濾失量降至要求范圍內，且隨著加量增加，濾失量減小，但抗高溫淀粉在加量較少時即可達到要求，因此優(yōu)選抗高溫淀粉作為體系的降濾失劑。

2.2 抑制劑的優(yōu)選

聚胺是近年來研究較多的鉆井液抑制劑，其獨特的分子結構可以很好地抑制黏土水化膨脹，且抑制性持久，現(xiàn)場應用表明，無論是作為單劑使用還是以其為核心處理劑建立的鉆井液體系，都有較強的抑制性[2-7]。優(yōu)選4 種聚胺類抑制劑，通過測定對基漿的流變性的影響及造漿降低率評價樣品的抑制性能，試驗數(shù)據(jù)見表2。

表2 抑制劑優(yōu)選

造漿降低率計算公式：

式中：Φ600—基漿在600 r·min-1時的恒定讀值；

Φ′600—加入樣品后在600 r·min-1時的恒定讀值。

基漿為10%膨潤土漿，高速攪拌20 min，密封養(yǎng)護24 h。實驗結果表明，優(yōu)選的4 種聚胺抑制劑加量為1%時表觀黏度和靜切力均大大降低，這說明聚胺抑制劑能極大地抑制黏土造漿，其中CFY-01抑制效果尤為突出，造漿降低率大于85%，因此優(yōu)選CFY-01 作為抑制劑。

2.3 潤滑劑的優(yōu)選

海外河區(qū)塊已進入開發(fā)中后期，以側鉆井側鉆水平井為主，井深一般在1 500～2 000 m，水平段長度一般 200～500 m，靶前位移較短，一般300～400 m，常常出現(xiàn)托壓、卡鉆等情況，因此很有必要優(yōu)選一種環(huán)保型的高效潤滑劑。

通過調研篩選出3 種環(huán)保型潤滑劑，以1%的加量分別加入基礎液，配方為：2%膨潤土+0.1%NaOH+0.2%LV-PAC+0.4%XC+6%KCl+ 5%甲酸鈉+2%SHR+1%CFY-01+4%超細鈣+4%石灰石。用EP-2 極壓潤滑儀對其進行潤滑性能評價，實驗結果見表3。

表3 環(huán)保型潤滑劑性能評價

磨阻系數(shù)降低率計算公式：

式中：RK—磨阻系數(shù)降低率，%；

K0—基礎液的磨阻系數(shù)；

K樣—加入潤滑劑樣品后的磨阻系數(shù)。

實驗數(shù)據(jù)表明，HLB 潤滑劑潤滑效果和抗溫能力較好。該潤滑劑由合成酯與多種特種表面活性劑組成，能在鉆頭、鉆具和其他工具表面形成一層牢固的吸附膜，可大幅度降低鉆具在鉆進過程中的磨損和疲勞[8-10]，防止井下鉆具發(fā)生粘附卡鉆事故的發(fā)生，因此選擇HLB 潤滑劑作為鉆井液潤滑劑。

2.4 去磺化復合鹽鉆井液配方

綜合室內優(yōu)選結果，形成了一套去磺化復合鹽鉆井液體系，其配方為：2%膨潤土+0.1%NaOH+0.1%～0.3%LV-PAC+0.3%～0.5%XC+1.6%～2%SHR + 5%～7%KCl+5%～8%甲酸鈉 + 4%超細鈣 +0.5%～1%CFY-01 + 1%HLB + 加重劑（石灰石）。

常溫下測得鉆井液流變性能如表4 所示。

表4 不同密度下鉆井液性能

由表4 可知，該鉆井液具有塑性黏度較低、動切力較高、動塑比高等弱凝膠鉆井液的流變特性[11]，攜砂能力強，性能穩(wěn)定。

3 室內評價

海外河區(qū)塊鉆井液密度為1.12～1.20 g·cm-3，室內以 1.17 g·cm-3密度評價該復合鹽鉆井液體系性能。

3.1 熱穩(wěn)定性評價

將配制好的鉆井液在90、110、130 ℃下分別滾動老化16 h 后用六速旋轉黏度計、布氏黏度計、濾失量測定儀等測定其性能，試驗結果如表5 所示。

由表5 可知，該體系在各溫度下老化后性能穩(wěn)定，完全能抗130 ℃高溫。其在低剪切速率下黏度超過20 000 mPa·s，動塑比接近1，表明該體系具有類似弱凝膠的特性，低剪切速率下黏度仍較高。

表5 去磺化復合鹽鉆井液老化后性能

3.2 抑制性評價

采用巖屑滾動回收率試驗評價體系抑制性能，在130 ℃條件下滾動16 h 后測定其回收率，回收率越高，說明鉆井液體系抑制性越強。試驗數(shù)據(jù)如表6 所示。

表6 130 ℃/16 h 熱滾后巖屑回收率

實驗結果表明，復合鹽鉆井液大幅提高了巖屑回收率，這是因為KCl、有機鹽、聚胺的協(xié)同作用加強了體系的抑制性，KCl 電離的K+可以鑲嵌到蒙脫石晶格內部以穩(wěn)定黏土，有機鹽中的有機酸根離子和水分子形成氫鍵，對自由水有較強的束縛作用，聚胺中質子化的銨根離子可以進入到黏土層片抑制黏土滲透水化；多重協(xié)同作用保證了鉆井液強的抑制性。

3.3 儲層保護評價

在130 ℃、3.5 MPa 下，用巖心敏感性測定儀來模擬復合鹽鉆井液對儲層的動態(tài)污染，結果如表7 所示。

表7 去磺化復合鹽鉆井液體系儲層保護評價

試驗結果表明，巖心滲透率恢復值均較高，具有較好的油層保護效果。

4 現(xiàn)場應用

復合鹽鉆井液已在遼河油田海外河區(qū)塊施工20 余井次，多為側鉆水平井，以海191-KXCH 井為例，井身結構如圖1 所示。

圖1 海191-KXCH 井井身結構示意圖

4.1 施工概況

海191-KXCH 井井眼準備好后（拆換井口、通井、洗井、擠灰、鉆塞、試壓等）下入導斜器，下深為1 113.0 m，陀螺復測原井套管數(shù)據(jù)后擺好導斜器方位并坐封。用Φ154 mm 銑錐開修窗，窗口起下正常后下螺桿定向鉆進；鉆至井深1 591.73 m（井斜90.2°、方位90.82°、垂深1 378.77 m）準確入靶；鉆至井深1 790.00 m（井斜89.00°、方位90.5°、垂深1 381.74 m）完鉆。后期單扶通井、雙扶通井、電測、下套管、固井等施工十分順利。井身質量合格，固井質量合格。

全井施工使用去磺化復合鹽鉆井液，泥漿始終保持性能優(yōu)良，該井鉆井周期6 天，建井周期17天，無托壓、卡鉆等復雜情況，順利完成施工。

4.2 鉆井液性能

該井開窗后進入館陶組，巖性主要為大段灰綠色泥巖，夾雜薄層細砂巖；東營組主要為大段泥巖，易造漿，常規(guī)鉆井液施工時黏切不易控制，常常采取放掉部分泥漿再補充稀膠液的方法維護鉆井液性能，浪費泥漿材料的同時也給環(huán)境保護帶來了壓力。

使用去磺化復合鹽鉆井液體系并配合使用好固控設備即可有效除去有害固相，泥巖在鉆井液中基本不造漿，始終保持良好性能。鉆井液性能如表8所示。

表8 海191-KXCH 井鉆井液性能

5 結 論

1）根據(jù)工程設計、施工要求及經驗，確定了目標區(qū)塊鉆井液性能要求，替換了磺化類處理劑，引入了聚胺抑制劑，優(yōu)選了潤滑劑，形成了一套適合目標區(qū)塊的復合鹽鉆井液體系。

2）復合鹽鉆井液體系配方簡單、性能穩(wěn)定，具有弱凝膠的獨特流變特性，可抗溫130 ℃，抑制性強，潤滑性良好，可有效保護儲層。

3）該體系在施工中流變性穩(wěn)定易調整，攜砂能力強，潤滑防卡效果好，未發(fā)生任何復雜事故，完全滿足現(xiàn)場施工要求。