大庆油田深层致密气抗高温防塌水平井水基钻井液技术

邹大鹏，盖大众

（大庆钻探钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

大庆油田深层天然气的开发是“以气补油”，是确保油田稳产的重要手段之一，部署的深层天然气水平井，更助力了深层天然气的高效开发，达到日产天然气200×104m3以上，近年来，深层天然气井由于井壁坍塌而引发的井漏、卡钻等问题十分普遍，且以往使用的钻井液废弃物对环境污染较大，已钻21口井，其中油基钻井液15口，聚磺混油水基钻井液6口，发生井壁掉块、井塌侧钻和井漏共16井次，复杂率达76%。据了解，国内深井普遍采用的聚磺混油水平井水基钻井液体系，施工后期钻井液“高粘高切”，流变性控制难度大[1]，封堵效果差，矿物油及其润滑剂环保性差，油基钻井液环保性更差。因此，本文通过优选聚酯封堵剂和脂肪酸合成脂润滑剂，形成抗高温防塌水平井水基钻井液体系，实现了“低粘高切”，井底激动压力有效降低，泥饼质量得到改进，封堵效果突出，润滑环保的特点，完成3口井，无井壁垮塌、卡钻和井漏事故发生，取得了较好的施工效果。

1 地质和工程难点

1.1 地质难点

大庆深层水平井三开钻遇层位为泉头组、登娄库组、营城组，泉头组岩性为暗紫、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩夹灰、紫灰色泥质粉砂岩、粉砂岩。登娄库组岩性以灰绿、暗紫色泥岩为主、夹灰色细砂岩、粉砂质泥岩，泥岩蒙脱石含量高。产层营城组全岩分析孔隙度平均9.42%，水平渗透率平均0.185mD，垂向渗透率平均0.155mD，属于中低孔、低渗储层，存在流纹岩、火山角砾岩、砂砾岩互层，含煤层，岩性局部过渡带的地层胶结能力差，构造缝酸性火山岩裂缝，较发育以高角度缝最多。

1.2 工程难点

大庆深层天然气水平井典型井身结构为一开Ø444.5mm钻头开钻，井深300m；二开Ø311mm钻头钻至2200m；三开Ø215.9mm钻头开钻，3000m处开始造斜，着陆点3700m，水平段长1000～1500m，完钻井深4500～5000m，地温梯度平均为4.02℃/100m，预测井底温度达到150℃以上，地层硬度较高，机械钻速慢，钻井周期在180d以上，聚磺混油水基钻井液在井下高温条件长时间作用下，受粘土高温分散和处理剂高温增稠的作用[2]，钻井液粘度控制难度大，造成井下激动压力大，由于水平段井壁稳定性差、裂缝横纵交错，极易发生井漏和卡钻，深层水平井水平段施工较长，为克服井下钻具大摩阻和高扭矩，对钻井液润滑性能要求高。

2 抗高温防塌水平井水基钻井液室内研究

2.1 处理剂作用机理

抗高温防塌水平井水基钻井液主要封堵剂和流型调节剂为聚酯封堵剂，聚酯封堵剂是由多元聚合物在高温高压下聚合而成，微观形态为聚合物胶粒，其抗温能力高达180℃，在钻井液中显著改善钻井液的切力，使钻井液具有低粘高切特性，降低粘土的高温分散作用，聚酯封堵剂的极性基团能够在井壁形成吸附作用，其配合泥饼改善剂，更有利在井壁形成强韧的内泥饼，对裂缝性地层具有较好的封堵作用[3]。深井一般使用抗高温性较好的矿物油类材料作为润滑剂，因其产生的废弃物环保性差，逐渐被禁止使用，而环保性较好的植物油类润滑材料，抗温能力又差，不适应在深井使用，本文研选适宜的不饱脂肪酸通过加氢作用，得到饱和脂肪酸，在高温和催化剂作用下与醇类聚合，得到脂肪酸合成脂，研发出无毒环保的抗高温润滑剂。

2.2 室内评价实验

2.2.1 聚酯封堵剂降滤失评价实验

取400mL水化好的膨润土浆，将聚酯封堵剂按一定比例的加量，分别加入到基浆中，8000r/min高搅20min，充分搅拌均匀，测得常温和高温热滚后的流变性、API滤失量和高温高压滤失量实验，热滚温度为180℃，时间为24h，高温高压滤失量测试条件为，压差3.5MPa，温度150℃，基浆配方：3%土粉+5%纯碱（土粉量）+0.02%KOH，实验数据见表1。

由表1可以看出，聚酯封堵剂高温老化后性能稳定，不起泡，能够显著提高钻井液的动切力和动塑比，钻井液封堵降滤失效果改善提升。

表1 抗高温流变性及封堵降滤失实验

2.2.2 脂肪酸合成酯评价实验

取400mL水化好的膨润土浆，将脂肪酸合成酯按一定比例的加量，分别加入到基浆中，8000r/min高速搅拌均匀，观察起泡及分层情况，测试常温和高温热滚 后的流变性、极压润滑性能，热滚温度为180℃，时间为24h，基浆配方：3%土粉+5%纯碱（土粉量）+0.02%KOH，实验数据见表2。

由表2可以看出，脂肪酸合成酯对基浆流变性能几乎无影响，无异味，老化后性能稳定，3%加量极压润滑系数降低率达到了80%，能够有效降低摩阻和扭矩。

表2 抗高温极压润滑和泥饼粘附系数实验

2.2.3 钻井液体系评价实验

通过单剂优选实验、配伍性实验和正交评价实验，确定抗高温深层水平井钻井液体系配方为：3%土浆+0.5%～1%包被剂（KPAM）+2%～3%多元醇抑制剂（JY-2）+2%～3%磺化褐煤树脂（SPNH)+1%～3%聚酯物封堵剂（DYFD-200)+1%～2%泥饼改善剂（NBG-2）+1%～2%超细碳酸钙+2%～4%脂肪酸合成酯（SN-2）。

（1）钻井液抑制性评价。取徐深区块登娄库组岩块，采用岩屑滚动回收率及膨胀量实验方法，考察其滚动回收率及膨胀量性，见表3，并进行重复测试，从而判断其抑制性变化，实验条件为120℃老化16h。

表3 岩屑滚动回收率实验

由表3可以看出，该体系配方泥岩回收率达到90%以上，能够有效抑制登娄库组泥岩分散和达到井壁稳定效果。

（2）钻井液综合性能评价。分别测试钻井液在常温下，经过24h的150℃、180℃老化后的钻井液性能测试，并观察有无起泡、分层和异味情况，实验数据见表4。

由表4数据可知，随着老化温度的变化，钻井液体系性能稳定，流变性控制较好，滤失剂较低，极压润滑性优异，老化前后钻井液无分层、无起泡、无异味，达到抗高温180℃。

表4 配方钻井液抗温性及润滑性综合评价数据表

3 现场应用

3.1 配浆

按配方加量采取地面循环方式配制钻井液，循环均匀后测得性能为：密度1.15g/cm3，粘度45s，API失水3.2mL，塑性粘度17mPa·s，动切力5Pa，初切2Pa，终切4Pa，pH值10，性能符合开钻要求。配浆时注意必须将包被剂、抑制剂按配方上限加足，其他药品按照下限加入。

3.2 直井段

直井段泉头组泥岩造浆性强，进尺较快，易水化膨胀缩径，为防钻头泥包，每钻进100m补充0.1t的KPAM和0.4t的JY-2，关注加入后振动筛返砂情况，钻进过程中以胶液的形式补充SPNH、DYFD-200和NBG-2，提高钻井液的滤饼质量和防塌能力，注意开钻即坚持每日使用高速离心机，及时清除劣质固相，控制MBT小于50g/L，LGS小于6%。

3.3 造斜段

造斜段登娄库组泥岩硬脆性强，易发生井壁剥落，钻井液密度提高到1.20g/cm3，API滤失量控制在3mL以内，保持该井段井壁稳定，井斜角大于20°，一次补充5t SN-2，钻进中按比例使用KPAM和JY-2，保持钻井液足够的抑制性，控制泥岩分散造浆，保持岩屑成型度，使用KOH水溶液保持pH值为9～10.5，井斜角大于40°时，保持DYFD-200浓度不低于2%，动塑比提高到0.4以上，动切力不低于10Pa，保持钻井液良好润滑性，整个造斜段钻具提放摩阻不超过40kN，振动筛返砂效果好。

3.4 水平段

水平段为营城组火山岩致密气层，易发生井壁剥落、井漏，该井段保持钻井液低粘高切特性，及时补充DYFD-200，保证岩屑及时充分返出，进入水平段加入2%超细碳酸钙和2%NBG-2，改善泥饼质量和提高钻井液封堵防漏能力，控制钻井液API滤失量小于2mL，HTHP滤失量小于10mL，每钻进100m补充2t脂肪酸合成酯，改善钻井液润滑能力，使水平段钻压保持50～70kN，扭矩10～20kN·m，无托压现象，保持钻井液密度1.20～1.25g/cm3，漏斗粘度60～70s，使用离心机降低低密度固相含量，严格执行冲划措施和短起下，起下钻通畅。

3.5 应用效果

以徐深6-平1井为例，施工周期166d，同比以往使用聚磺钻井液体系平均缩短30d，实测井底温度160℃，钻井液性能稳定，见表5，全井钻井施工顺利，无任何复杂发生，完井7次起下钻均正常，下套管一次顺利到底，没有发生任何阻卡现象。

表5 徐深6-平1井钻井液性能

4 结论

（1）优选出的聚酯封堵剂显著改善了钻井液的抗高温流变性能，抗高温降滤失效果显著，与泥饼改善剂协同作用，有效封堵了地层微裂缝，起到了对深层火山岩裂缝地层的封堵防塌的作用。

（2）自主合成脂肪酸合成酯作为抗高温润滑剂，成功替代了矿物油类润滑材料，解决钻井液混油和油基钻井液所带来的污染问题，达到了抗高温润滑减阻的效果。

（3）该体系具有低粘高切特性，优化造斜段、水平段流变参数，确保了钻井液的高温悬浮和携岩能力，具有较低的环空压耗，保持了井底压力稳定。

（4）该体系性能稳定，易于维护，抗高温能力强，安全环保，有效解决了井漏、井塌的问题，已应用3口井，钻完井施工顺利，成功替代了油基钻井液。

参考文献：

[1] 周辉，郭保雨，江智君.深井抗高温钻井液体系的研究与应用[J].钻井液与完井液，2005，22(4)：46-47.

[2] 王晓琛，梁大川，张翔宇，杨国涛.新型抗高温水基钻井液研究[J].钻井液与完井液，2008，25(5)：14-15.

[3] 陈勉，金衍.深井井壁稳定技术研究进展与发展趋势[J].石油钻探技术，2005,33（5）：28-29.