基于南美海相油气藏钻井液优化技术的研究与应用

2020-01-14雷江周雄兵蒋振伟

化工管理 2020年3期

雷江周雄兵蒋振伟

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018）

1 钻井液体系优化的难点和认识

单纯从参数的角度评价哪种钻井液体是最优的是非常困难的，应根据油田的地层特征和配套工程技术的特点，来确定适合使用哪种体系，只有合理的兼容性和配伍性，才能达到减少复杂井下事故的目的。由于“P”油田与我国陆相盆地型沉积存在很大的差异性，因此在优化钻井液体系前，有必要对油田的地质特征进行全面摸底。作为应对，油田先后引入不同钻井液体系：①低固相聚合物钻井液体系，生产中存在性能不稳定，参数波动大，钻头及扶正器泥包严重，导致起钻遇阻卡钻；②钾盐聚合物钻井液体系，携砂能力较弱，不能有效抑制钻屑和地层水化膨胀，防塌能力差；③“低粘高切、强封堵”为特点的絮凝防塌钻井液体系，提高了体系抑制防塌能力，打钻及起下钻基本顺利，但下套管时仍然出现过遇阻遇卡，无法顺利下入预定位置。

2 钻井液体系的优化机理

针对“P”油田“泥岩水化膨胀率高，页岩微裂缝网状发育，水化与垮塌同存”的微观地层特点，通过现场实践，人们逐步认识到钻井液体系必须具有以下特征，才能满足现场实际需要。一是稳定的流变性能，随着钻时加快，温度升高，裸眼段长度和岩屑大量增加，要求钻井液增强抑制黏土水化的同时，流变性能不能有大的起伏；二是除了加强化学抑制防塌能力外，还需具备物理封堵的能力；三是确保体系各组份不因岩屑污染或温度变化，产生性能突变或其他不可控因素，如高分子交联等。

在此指导下，结合国家重点实验室的研究成果，发现在絮凝防塌体系中引入一种类聚合醇改性材料，即使在高温状态下仍能很好地匹配体系中的主要组份，并发挥两者协同作用，有效改善钻井液的抑制防塌性能、高温稳定性和润滑性能。这是受益于：①PAP分子链中含大量活性基团可与体系中的阳离子结合，对粘土表面进行疏水性改性，隔离水分子的进入，实现抑制黏土颗粒分散和降低水活度的目的；②利用PAP 浊点效应，可对泥页岩表面纳米级微小裂缝进行封堵，从而提高抑制防塌性能和润滑性能；③发挥PAP 单剂与絮凝防塌体系的协同机理，进一步压缩黏土片双电层，实现黏土颗粒的絮凝包被，维持井壁稳定；④与二元、三元共聚物相比，PAP 是单共聚物，具有较小的分子量，保证了在引入絮凝防塌体系时，钻井液不会增稠或起泡。综合以上，文章采用PAP 作为改良剂，对絮凝防塌体系进行性能改进，并对新体系的性能变化以及与地层的配伍性情况，进行评价实验。

3 PAP 对体系性能的影响及配伍性评价

3.1 流变性能及抗温性评价

根据三种钻井液体系（基浆、基浆+2%PAP、基浆+5%PAP）的配方制备样品，分别经“120oC，16h 高温热滚”和“常温高搅”两种方式对样品进行预处理，待冷却至室温后对其进行流变性能评价。通过对比热滚前后钻井液性能的变化，分析PAP浓度对钻井液体系流变性和抗温性的影响。波动越明显，则体系的抗温性能越差。

实验结果分析：在不添加PAP 的情况下，经过16h 100oC热滚实验后，基浆的流变性出现明显的波动，AV和YP降低明显，YP略有增加，说明原体系性能仍存在抗温性不足的缺陷，与现场的实践吻合；随着PAP 的加入，体系在高温状态下的性能表现明显趋于稳定，当PAP浓度达到5%时，钻井液无论是在25oC条件下，还是经历100oC 16h 老化，AV/PV/YP 三种粘度在处理前后的比值均接近于1:1.1，说明钻井液的性能受温度变化的影响很小；另一方面，PAP还显著改善了体系的降失水性能，当浓度达到5%时，热滚前后体系的降失水性能分别比基浆提高了20.8%和31.7%。综合结果表明，PAP 能显著改善钻井液体系的抗高温稳定性和降失水性能，并且改善效果与浓度的增加成正比。

3.2 岩屑抑制防塌性评价

岩屑分别取自“P”油田上部泥页岩造浆、垮塌比较有代表性的Chalcana 层和Orteguaza 层，可以看出上部地层黏土含量高，具有引发泥页岩水化膨胀和垮塌的强烈倾向，是触发井下钻头、扶正器泥包，起下钻遇阻，卡钻的重要原因，也是评价钻井液体系与地层配伍性是否良好的最直观体现之一。因此，有必要将此项测试作为本次评价实验的重点。

实验结果分析：PAP 单剂能够显著提高钻井液对岩屑的抑制能力，且随着PAP 单剂浓度的增加，一二次岩屑回收率呈逐渐上升的趋势，当浓度达到5%时，岩屑Y2的一次回收率达到94%，性能接近于油基泥浆95%）。同时，在常温常压状态下，进行了人工岩心膨胀量以及膨胀率对比（24h）实验。随着PAP浓度的增加，24h后，岩心膨胀量和膨胀率呈显著下降趋势。综合两次实验结果，表明在一定的PAP 浓度范围内，体系的抑制防塌性能与PAP加量呈正相关的关系，当浓度达到5%时，抑制性能已接近于油基泥浆，再次验证体系对地层的良好配伍性。

3.3 润滑性评价

在常温状态下，根据四种钻井液体系（基浆、基浆+2%PAP、基浆+5%PAP、白油）的配方制备样品，并按照实验标准，采用极压润滑仪分别对样品进行润滑性能测试。评价PAP 单剂浓度对体系润滑性的影响，摩阻系数越小，则改善润滑性能越显著。

实验结果分析：随着PAP 单剂的加入，摩阻呈明显下降趋势，当PAP 加量达到5%时，润滑性能已接近于白油。这可能与PAP 所具有的浊点效应有关，它可以有效增强钻井液体系对泥页岩表面微小缝隙的封堵能力，从而达到改善泥饼质量和润滑性能的目的。综合结果表明，PAP 对体系的润滑性能具有显著的改善作用，改善效果与PAP 浓度呈正相关。

4 现场实验

工程简介：HPR-1 井为一口大斜度定向井，井身剖面显示为：先增斜后降斜，呈小“S”型曲线，最大井斜角78.49°，方位42.94°，水平位移2501m，完钻井深3387.76 m，垂深2501.19m。其中：一开Φ406mm 井眼，设计长度1902m，垂深961m，井斜增至78.49°；二开Φ311mm 井眼，设计长度838.2m，垂深790m，井斜降至63.18°；三开Φ216mm 井眼，设计长度647.7m，垂深578m，井斜稳定在63.18°。

由此得出，井身设计难度较大，且定向段大部分集中在泥页岩层，对钻井液性能的要求也较高。在HPR-1 井的作业现场，钻井液性能表现优异且与实验结果相符。主要取得了以下成果：①新体系的制备方法简便易行，待钻完导管后，按所需浓度比例将PAP单剂直接混合在老浆中即可；②日常维护具有维护方便，可操作性强等特点，根据消耗量或新浆量，按比例补充即可；③钻进过程中，钻井液体系性能始终保持稳定，振动筛无掉块，岩屑形状清晰，坂含可控，定向摩阻低，起下钻无遇阻，下套管一次到底；④创造了该油区平均钻井机械速度最快，建井周期最短的成绩。