甘南阳山金矿不稳定地层聚合物防塌钻井液实验研究

2015-12-17张强

西部探矿工程 2015年10期

关键词：阳山岩屑金矿

张强

（武警黄金第三总队，四川成都610036）

甘南阳山金矿不稳定地层聚合物防塌钻井液实验研究

张强*

（武警黄金第三总队，四川成都610036）

甘南阳山金矿以其丰富的黄金储量受到我国政府高度重视，对其开发予以了大力支持和帮助。由于该区存在大量的破碎带，在勘探钻井中经常引起井壁垮塌等钻井事故。立足于阳山金矿不稳定地层的特点，通过大量实验，优选出一种适合该地区钻井用的防塌钻井液体系：水+5%膨润土+ 10%聚乙二醇+2%Na-CMC（羧甲基纤维素钠）+5%SMP-2（磺甲基酚醛树脂）+3%KCl（氯化钾），并对其性能进行了实验评价。实验结果表明，该钻井液体系具有适中的密度、良好的流变性和泥页岩水化抑制性，能够长时间有效抑制井壁附近地层中的泥页岩水化分解，有利保障在该地区钻井的顺利实施。

甘南阳山金矿；钻探；不稳定地层；井壁稳定；钻井液

1 概述

甘南阳山金矿带东起固镇，西至堡子坝，全长30km，分为6个矿段，即张家山、阳山、高楼山、安坝、葛条湾和泥山矿段，共发现110条金矿脉，其中规模最大的305号、314号脉均位于安坝矿段[1-2]。前期钻探资料表明，矿区地层以泥盆系三河口群为主，岩性主要有砂岩、泥质千枚岩、泥板岩和中薄层灰岩，断裂构造十分发育，含矿层以碎裂岩为主，该层极不稳定[1-4]。在勘探钻井过程中，由于钻井液冲蚀、失水、钻杆旋转摩擦、起下钻井内液力激荡等影响，经常发生井壁失稳，从而导致卡钻、埋钻、断钻、甚至井孔报废等重大钻井事故。由此可见，为保证矿区勘探钻井顺利实施，首先必须采用合理的钻井液工艺以保证井壁稳定，从而避免钻井事故的发生，节省经济成本。

2 实验设计

2.1 实验仪器

试验中所使用的仪器主要有ZNN-D6型六速旋转粘度计、钻井液滤失仪、页岩水化膨胀仪等。

2.2 实验方法

实验过程中，将配制好的钻井液均匀搅拌30min，然后静置10min。之后，通过比重计、ZNN-D6型旋转粘度计、钻井液滤失仪、页岩膨胀仪等仪器分别测试钻井液在20℃～30℃条件下的密度、流变性、滤失性和页岩线性膨胀率。

3 实验结果及分析

3.1 钻井液性能要求

（1）钻井液应具有适中的密度，根据前期钻探经验，钻井密度应控制在1.1～1.2g/cm3为宜；

（2）钻井液应具有良好的流变性，能够有效悬排钻屑、清洁井底、冷却钻头、润滑钻具；

（3）钻井液应具有良好的泥页岩水化抑制性，能够有效保持井壁稳定，避免突发钻井事故。

结合钻井液性能的设计要求，经过大量实验，最终获得一种适合该地区钻井用的防塌钻井液体系：水+ 5%膨润土+10%聚乙二醇+2%Na-CMC+5%SMP-2+ 3%KCl。

3.2 钻井液流变性能评价

根据前期钻探资料，在甘南阳山金矿区钻井时，井内钻井液循环温度通常介于20℃～30℃范围内。因此，本实验选定在20℃～30℃温度范围内测试所研制的钻井液的常规性能，以评价该钻井液在变化的温度条件下性能的变化规律。

实验过程中，首先将配制好的钻井液放置在带水浴槽的搅拌器中进行恒温水浴搅拌，通过电子温度计实时监测钻井液温度变化，当钻井液温度达到所需温度点并恒温水浴30min之后进行相关性能测试。实验结果如表1、图1和图2所示。

表1 钻井液在不同温度下的常规性能参数

图1 钻井液在不同温度下的动塑比

图2 钻井液在不同温度下的触变性

由表1可见，随着温度的升高，钻井液的密度、塑性粘度、切力和滤失量都有增大的趋势，但是变化幅度不大，说明在此温度范围内钻井液的低温流变性能比较稳定，在钻井过程中不会因为井内温度的局部变化而产生较大的波动。多年钻井实践表明，钻井液的动塑比对于钻井液悬浮和排出岩屑具有重要意义，是评价钻井液性能好坏的一个重要技术指标。动塑比越高，钻井液的剪切稀释性就越强，就越有利于携带和排出岩屑及清洁井底，能够有效避免岩屑在井底沉降导致重复破碎，有利于延长钻头使用寿命和提高钻进效率。为了保证钻井液在较高剪切速率和较低剪切速率下均能有效携带和排出岩屑，钻井液的动塑比应控制在0.36～0.48之间为宜。由图1可见，在20℃～30℃范围内，所研制的纳米SiO2钻井液的动塑比介于0.44～0.464，说明该钻井液在该地区地温条件下具有良好的剪切稀释性，能够较好地满足悬浮和排出岩屑的要求。

评价钻井液裹挟岩屑能力，不仅要看动塑比，还需注意触变性。所谓钻井液触变性，是指搅拌后钻井液变稀、静置后又变稠的性质，反映钻井液空间网架结构的恢复能力，通常用终止静切力与初始静切力之差来表示钻井液触变性的强弱。由图2可见，在20℃～30℃范围内，所研制钻井液的触变性随着温度升高而逐渐增大。当温度高于24℃时，该钻井液的触变性明显增大，但是当温度介于24℃～30℃之间却基本上不变，说明该钻井液在低温条件下具有良好的空间网架结构恢复能力，有利于携带岩屑。

此外，由表1不难发现，随着温度升高，所研制纳米钻井液的密度和滤失量出现增大的趋势，但是变化较平缓，没有出现较大幅度的性能波动，说明该钻井液在实验温度范围内性能稳定，能够在井内持续提供较为稳定的液柱压力并降低钻井液对井壁附近地层的渗透，有助于维护井壁稳定和保障钻井安全。

由此可见，所研制的钻井液具有适中的密度、良好的流变性和较低的滤失量，滤饼厚度适中且韧性好，有利于合理控制井内的温度和压力，从而维护井壁稳定。

3.2 钻井液的泥页岩水化抑制性评价

由于井壁附近地层中含有大段泥页岩等不稳定地层，在钻井过程中很容易水化膨胀，导致井眼缩径，甚至是井壁失稳，进而引发卡钻、埋钻、钻具断裂等严重钻井事故。由此可见，在钻井液设计之初即需考虑泥页岩水化抑制性的要求并进行预先评价。由于泥页岩水化膨胀与钻井液滤失量具有密切关联，而所研制的钻井液在20℃～30℃范围内滤失量变化很小，为了节省实验工作量和时间，取温度范围上限，将实验温度定为30℃。实验过程中，分别将钻井液和泥页岩膨胀测定仪置于高低温试验箱内升温至30℃，然后恒温水浴半小时。待温度完全稳定之后，测试页岩的线膨胀率，实验持续16h。实验结果如表2和图3所示。

表2 页岩膨胀试验

图3 页岩在清水和钻井液中线性膨胀变化趋势图

由表2可见，在相同的实验条件下，分别浸泡在清水和所研制钻井液中的泥页岩水化膨胀效果从实验之初就出现了明显的差异，而图3则更直观地描述了页岩在清水和钻井液中线性膨胀的发展趋势。整个试验过程中，经钻井液浸泡的泥页岩线膨胀率明显小于在清水中的线膨胀率，而且这种差异随着时间的增加而愈发明显。在初始2h和终止时（16h）经钻井液浸泡的泥页岩线膨胀率分别为3.5%和11.8%，比经清水浸泡的相应值减少了48.53%和70.86%。此外，由图3可直接发现，随着时间的推移，清水中的泥页岩线膨胀率趋向于大幅度增长，而钻井液中的泥页岩线膨胀率却逐渐趋于不变，尤其是在10h之后变化很小，而在14h到16h之间则变化甚微，可以认为泥页岩的水化膨胀近于停止。实验结果表明，所研制的钻井液具有良好的泥页岩水化膨胀抑制性，能够较好地维护井壁稳定。