强封堵高密度油基钻井液在新疆油田高探1 井的应用

2019-11-28刘政李俊材蒋学光

石油钻采工艺 2019年4期

刘政李俊材蒋学光

1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司；

2.中国石油集团西部钻探工程有限公司钻井液分公司

高泉背斜构造上属准噶尔盆地南缘山前冲断带四棵树凹陷。四棵树凹陷处于北天山构造带与西准噶尔构造带交汇处，南以托斯台前缘断裂和巴音沟断裂为界，东北部以北北西走向的艾卡断裂与车排子凸起相隔，总体走向北西西－南东东。高泉背斜北翼发育高泉北断裂，为北北东向南倾逆断层，背斜西翼发育高泉1 井南断裂，为东西向北倾逆断裂，平面上发育3 个局部高点，高探1 井位于北高点。侏罗系头屯河组顶界圈闭面积71.4 km2，闭合度500 m，高点埋深5 770 m；三工河组顶界圈闭面积45.7 km2，闭合度450 m，高点埋深5 970 m；八道湾组顶界圈闭面积48.1 km2，闭合度450 m，高点埋深6 270 m。高探1 井位于新疆准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造，设计井深5 980 m，目的层侏罗系头屯河组，兼探白垩系吐谷鲁群组［1-2］。2017年前，该构造没有一口井钻达目的层，由于以前的井三开以下使用水基钻井液，井壁失稳严重，井下阻卡事故频发。因此，2018年高探1 井三开以下选择使用强封堵高密度油基钻井液，保障该井能顺利钻到目的层，探明目的层的油气储量。

1 钻井液技术难点及对策

高探 1 井井身结构：一开Ø660.4 mm×200 m，二开Ø444.5 mm×2 710 m，三开Ø311.2 mm×5 430 m，四开Ø215.9 mm×5 920 m。其中三开2 343～4 630 m塔西河组和4 980～5 358 m 安集海河组岩性水敏性强，井壁易失稳。沙湾组至头屯河组地层，裸眼段高低压层交互，易井漏。高密度钻井液流变性维护难度大，要求钻井液具有强的抗污染能力，柴油作为基础油燃爆风险高，给钻井液技术带来很大挑战。

1.1 复杂地层井壁易失稳

塔西河组地层岩性为褐色、灰色泥岩夹薄层泥质粉砂岩、绿灰色石膏质泥岩及膏盐岩，易水化分散；存在断层、破碎带，钻进过程中，井壁易出现掉块、垮塌等复杂情况。安集海河组地层岩性主要为一套绿灰色、深灰色泥岩，夹不等厚绿灰色、深灰色泥质粉砂岩、绿灰色粉砂质泥岩。泥岩遇水极易水化、破碎带发育，钻进过程中，井壁易膨胀缩径、分散垮塌，井壁易失稳，进而引起井下卡钻等复杂事故［3］。

技术对策：(1)钻遇断层、破碎带时，强化油基钻井液的封堵能力，采用沥青质封堵剂和纤维类封堵剂相结合，对断层、破碎带进行治理，控制140 ℃条件下HTHP 滤失量小于3.0 mL；(2)维持油基钻井液的密度能平衡安集海河组地层的坍塌压力；(3)采用活度平衡理论，使油基钻井液滤液的活度低于所钻地层水活度，从而使油基钻井液中水相不向地层渗透，相反使地层水向油基钻井液中渗透，有效抑制水敏性地层吸水缩径。

1.2 高密度钻井液流变性维护难度大

高泉东背斜构造地层压力系数高，头屯河组压力系数2.15，地层高陡，最大地层倾角60°，油基钻井液的密度高达2.42 g/cm3，高密度钻井液流变性能维护难度大。该构造冬季气温低，最低在-30 ℃左右，要求油基钻井液具有好的低温流变性。

技术对策：(1)强化固控设备的使用，筛布使用0.068 mm(230 目)孔径，振动筛和除砂器的使用率100%，离心机的使用率不低于50%，筛布要勤检查，发现损坏及时更换；(2)选用优质重晶石加重，优质重晶石的密度必须不小于4.35 g/cm3；(3)维持油基钻井液具有较高的油水比，一般在 90∶10～95∶5 之间；(4)在低温条件下，选用-35 号柴油作油基钻井液的基础油，氯化钙水溶液中引入乙二醇防冻，保障油基钻井液具有好的低温流变性。

1.3 要求钻井液具有强的抗污染能力

塔西河组、安集海河组地层含膏盐，临井高泉1 井在吐谷鲁群组钻遇高压水层，固井时使用水泥浆，这些因素要求强封堵高密度油基钻井液具有较好的抗膏盐、水侵、水泥和岩粉的污染能力。

技术对策：(1)保持高的油水比，一般在90∶10～95∶5 之间；(2)维持较高的电稳定性，一般在 800～1 500 V 之间。

1.4 柴油作为基础油燃爆风险高

由于柴油基钻井液的流变性好于白油基钻井液，因此选用柴油作为基础油。由于柴油自身易燃，目的层钻进存在气侵现象，进而强封堵高密度油基钻井液易发生着火或爆炸等事故。通过优选阻燃阻爆剂，提高强封堵高密度油基钻井液的阻燃阻爆能力。

1.5 裸眼段高低压层交互易井漏

该井 4 630～4 980 m 井段压力系数 1.55，4 980～5 358 m 井段压力系数 1.90，5 358～5 408 m 井段压力系数 1.75，5 408～5 778 m 井段压力系数 1.95，5 778～5 920 m 井段压力系数2.15，沙湾组和紫泥泉子组地层压力系数回落，三开同一裸眼段地层压力系数交错，使用强封堵高密度油基钻井液钻进过程中易发生井漏复杂［4］。

技术对策：针对强封堵高密度油基钻井液特点，选用物化性能较适合的堵漏材料。LCM 系列堵漏剂是聚丁酯类材料，密度2.3～2.45 g/cm3，片状及微片状颗粒，有 LCM-1(细、60～200 目)、LCM-2(中、40～60 目)、LCM-3(粗，4～16 目)3 种型号 (图1)，LCM 堵漏剂形成的堵漏墙强度高，现场使用方便，配制简单。

图1 LCM 系列堵漏剂Fig.1 LCM plugging agents

堵漏材料选择原则：LCM 片状颗粒作架桥粒子，提供堵漏所需的空间网架结构；LCM 微片状颗粒作填充剂使用，加强封堵层强度，对抗地层闭合压力，防止堵漏剂回吐；SDL 膨胀性纤维在空间网架、填充层上形成很好的叠加，提高承压能力。经过室内评价及现场应用，形成了强封堵高密度油基钻井液配套堵漏技术，堵漏施工推荐配方见表1。

表1 堵漏推荐配方Table 1 Recommended plugging formula

2 处理剂优选及性能评价

2.1 主要处理剂优选

2.1.1 乳化剂优选

目前市场上使用的油基钻井液乳化剂，大部分都是将主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂按一定的比例混合成“三合一”乳化剂产品。选用哈里伯顿公司的“三合一”乳化剂HB-1、四川鸿华公司的“三合一”乳化剂HFMO、新疆同益工贸有限公司的“三合一”乳化剂TYODF-301 以及川庆钻井液公司自主研发的“三合一”乳化剂KOD-1 进行评价筛选。根据表2 配方配制，在高温140 ℃下滚动24 h后，测试破乳电压。对比分析表2 结果可知，4 号配方热滚前破乳电压702 V，140 ℃下热滚24 h 后破乳电压468 V，乳化效果优于其余3 组配方。因此，选用川庆钻井液公司自主合成的KOD-1 乳化剂，其中主乳化剂是一种单硬酯脂肪酸，辅乳化剂是对不同分子量的脂肪酸进行改性形成的脂肪酸酰胺，润湿剂是一种混合脂肪酸酯。

2.1.2 有机土优选

选用哈里伯顿公司的有机土HB-2、四川鸿华公司的有机土HFEL、新疆同益工贸有限公司的有机土TYODF-601 进行评价筛选。配方：柴油+8%KOD-1+3%有机土+20% CaCl2水溶液，高搅20 min，在高温140 ℃下滚动24 h后，测试六速读值。对比分析表3 结果可知，HB-2 提高黏切力效果优于其他2 种有机土，因此，选用哈里伯顿公司的有机土HB-2。

表2 乳化剂优选实验结果Table 2 Experimental selection result of emulsifier

表3 有机土优选实验结果Table 3 Experimental selection result of organic clay

2.1.3 降滤失剂优选

选用哈里伯顿公司的油基降滤失剂HB-3，四川鸿华公司的油基降滤失剂HFLO，新疆同益工贸有限公司的油基降滤失剂TYODF-101，以及川庆钻井液公司自主研发的油基降滤失剂KOD-2，进行评价筛选。配方：柴油+8%KOD-1+3%有机土HB-2+4%降滤失剂+20% CaCl2水溶液，高搅 20 min，140 ℃下滚动24 h 后，测试相关性能参数。对比分析表4 结果可知，使用KOD-2 的配方在140 ℃下热滚24 h 后，高温高压滤失量4.2 mL，流变性和乳化稳定性都较好，降低滤失量效果优于其他3 种降滤失剂。因此，油基钻井液的降滤失剂选用川庆钻井液公司自主研发的KOD-2，其成分是一种改性的丁苯橡胶。

表4 油基降滤失剂优选实验结果Table 4 Experimental selection result of oil based fluid loss agent

2.1.4 封堵剂优选

选用2 种封堵材料，国产的液体磺化沥青YH-150 和进口的固体粉末状磺化沥青SOLTEX。用砂床评价法评价油基钻井液的封堵性能。在GGS71-A 型高温高压滤失仪釜体中安装砂床，砂床的底部为粒径0.25～0.48 mm 的刚性颗粒，高6 cm，上部为粒径0.08～0.15 mm 的刚性颗粒，高6 cm。油基基浆配方：柴油+8%KOD-1+3%有机土HB-2+4%降滤失剂KOD-2+20%CaCl2水溶液，高搅20 min，分别加入不同比例的封堵剂，测定在压差3.0 MPa 和4.5 MPa下的140 ℃高温高压滤失量［5］。从表5 分析可知，单独使用封堵剂SOLTEX 的效果好于单独使用封堵剂YH-150，两种封堵剂复配使用效果好于单独使用一种封堵剂。油基基浆补充2% YH-150+2%SOLTEX 后，140 ℃ 高温高压滤失量 1.8～2.2 mL，封堵性能好。因此，油基钻井液的封堵剂选用YH-150 和 SOLTEX 复配使用。

表5 封堵剂实验结果Table 5 Experimental selection result of plugging agent

2.1.5 钻井液配制

配方：柴油 (0#/-35#)+5%～8%乳化剂 KOD-1+1～3%有机土HB-2+3%～5%油基降滤失剂KOD-2+3%石灰+1%～2%封堵剂YH-150+1%～2%封堵剂SOLTEX +1%～2%阻燃阻爆剂KOD-3+氯化钙水溶液+重晶石。配制方法：加入配比量的柴油(0#/-35#)、乳化剂 KOD-1、有机土 HB-2 和油基降滤失剂 KOD-2，高搅 30 min；加入石灰，高搅20 min；加入封堵剂 YH-150、SOLTEX 和阻燃阻爆剂KOD-3，高搅20 min；加入氯化钙水溶液，高搅30 min；加入重晶石，高搅30 min；高速搅拌机转速设置为10 000 r/min。

2.2 性能评价

2.2.1 基本性能

配制密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液，50 ℃测定其基本性能，结果见表6，可以看出，其在140 ℃热滚前后都具有好的性能指标。热滚后，强封堵高密度油基钻井液具有好的流变性能、封堵性能和乳化稳定性能，闪点125 ℃，阻燃阻爆效果好，能满足现场安全施工的要求。

表6 强封堵高密度油基钻井液的基本性能Table 6 Basic properties of high-density plugging oil based drilling fluid

2.2.2 封堵性

配制密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液，测定140 ℃高温高压滤失量，每5 min 记录一次滤失量，共计测定1 h。由图2 实验结果可知，强封堵高密度油基钻井液140 ℃高温高压初始5 min 滤失量 1.4 mL，30 min 累计滤失量 2.8 mL，60 min 累计滤失量2.9 mL，30 min 后滤失量趋于0，实现了很好的即时和长效封堵效果。滤饼质量薄而有韧性，封堵效果好。

2.2.3 抑制性

图2 滤失量随时间变化图Fig.2 Variation of fluid loss over the time

选用目标区块古近系地层安集海河组泥岩，利用线性膨胀方法和岩屑滚动回收率，评价密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液的抑制性能。线性膨胀实验的岩样制做方法：在100 ℃下烘干泥岩，称取过孔径0.15 mm 分样筛的泥岩10.0 g，在压样机模具中以4 MPa 压力压制5 min，制做成柱状岩样。在OFIT 页岩膨胀仪上，分别测定在清水、PRT 水基钻井液、PRT 有机盐水基钻井液、强封堵高密度油基钻井液中浸泡24 h 后的膨胀率［6-7］。

选用粒径2.00～4.00 mm 的泥岩做岩屑滚动回收率实验，分别在清水、PRT 水基钻井液、PRT 有机盐水基钻井液、密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液中，140 ℃下热滚16 h 后，用孔径0.25 mm分样筛回收，用石油醚或清水冲洗干净，在100 ℃下干燥后称量［8］。由表7 可看出，密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液对安集海河组泥岩的膨胀率为0.7%，岩屑滚动回收率为97.6%，表明其可以有效抑制安集海河组泥岩的水化分散和膨胀缩径。

表7 安集海河组泥岩膨胀率和回收率实验结果Table 7 Experimental results of expansion ratio and recovery of Anjihaihe formation mudstone

2.2.4 抗污染性

(1)抗泥岩污染评价。选用目标区块古近系地层安集海河组泥岩，粉碎后选取粒径0.074 mm(200 目)的岩粉按不同比例加入到密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液中，在140 ℃条件下热滚24 h，测定钻井液性能［9］。由表8 分析可知，在岩粉加量少于10%时，强封堵高密度油基钻井液的各项性能指标都较稳定，说明该油基钻井液具有好的抗安集海河组泥岩污染能力。

表8 泥岩污染实验结果Table 8 Experimental results of mudstone contamination

(2)抗水侵污染评价。向密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液中分别加入不同比例的清水后，在140 ℃条件下热滚24 h，测定强封堵高密度油基钻井液性能。由表9 分析可知，在加入清水量不大于15%时，强封堵高密度油基钻井液的各项性能指标都较稳定，表明该油基钻井液具有好的抗水浸污染能力。

表9 抗水浸污染实验结果Table 9 Experimental results of water immersion contamination resistance

(3)抗水泥污染评价。向密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液中，分别加入不同比例的水泥后，在140 ℃条件下热滚24 h，测定油基钻井液性能［10］。由表10 可知，加入1%～4%的水泥后，强封堵高密度油基钻井液的各项性能指标都较稳定，表明该油基钻井液具有好的抗水泥污染能力。

(4)抗膏盐污染评价。向密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液中，分别加入不同比例的NaCl 和石膏后，在140 ℃下热滚24 h，测定油基钻井液性能。由表11 可知，加入不同比例膏盐后，强封堵高密度油基钻井液的各项性能指标都较稳定，表明该油基钻井液具有好的抗膏盐污染能力。

表10 抗水泥污染实验结果Table 10 Experimental results of cement contamination resistance

表11 抗膏盐污染实验结果Table 11 Experimental results of gypsum salt contamination resistance

2.2.5 低温流变性

测量密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液在不同低温条件下的流变性能。从表12 分析可知，温度越低，强封堵高密度油基钻井液的流变性越差。在-30 ℃极端低温的条件下，钻井液的漏斗黏度126 s、初切8 Pa、终切16 Pa，仍具有较好的流动性，表明该油基钻井液能满足新疆地区冬季低温条件下的钻井、转运、贮存等作业的需要。

表12 低温流变性测量结果Table 12 Measurement results of low-temperature rheological property

3 现场应用

高探 1 井 2018年3月24日开钻，2018年11月9日完钻，设计井深5 980 m，完钻井深5 920 m，完钻层位头屯河组，电测井底温度140 ℃，全井平均机械钻速2.58 m/h，完钻周期230 d。该井在2 710～5 920 m 井段使用强封堵高密度油基钻井液，井身结构及钻井液体系见表13。钻进过程中，钻井液性能稳定，在-30 ℃条件下具有好的流变性能(表14)。在塔西河组，钻遇150 m的破碎带，采用沥青质封堵剂SOLTEX、YH-150 和纤维类封堵剂TP-2 相结合方法进行有效封堵。在井深5 756 m 钻遇裂缝发生井漏，漏速14.6 m3/h，采用强封堵高密度油基配套堵漏技术，经过2 次堵漏，堵漏成功，堵漏效果较好，累计漏失密度2.30 g/cm3的强封堵高密度油基钻井液78 m3。电测结果显示井径规则，未出现垮塌现象，最大井径扩大率3.4%，平均井径扩大率1.3%。返出的泥岩棱角分明，呈片状，如图3 所示。井眼通畅，无井下事故发生，电测、下套管均一次成功。

临井高泉 1 井 2003年8月28日开钻，2004年11月30日完钻，设计井深5400 m，在井深5594 m钻遇高压水层，有机盐聚合醇水基钻井液性能受到破坏，井壁失稳严重，井下阻卡事故频发，在5285 m提前完钻，完钻层位安集海河组，全井平均机械钻速1.84 m/h，完钻周期459.9 d。在同一构造，强封堵高密度油基钻井液体系与有机盐聚合醇水基钻井液体系相比，复杂事故率降至1%，钻井周期缩短50%，钻井综合成本降低50%，提质提效效果显著。

2019年1月6日，高探1 井试油喜获高产油气流，准噶尔盆地南缘勘探实现重大突破，日产原油1.213×103m3、天然气 3.217×105m3，创整个新疆盆地单井日产量最高纪录。