顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

2020-05-07吴雄军林永学宋碧涛金军斌董晓强

钻井液与完井液 2020年6期

吴雄军，林永学，宋碧涛，金军斌，董晓强

（1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101）

顺北油气田奥陶系地层埋藏深度超过7300 m，地层温度高于150 ℃，受多期构造运动影响，地层溶蚀孔洞与微裂缝发育，破碎程度高，胶结性差[1]，前期采用水基钻井液钻进时，上部桑塔木组地层坍塌掉块严重，遇阻卡钻频发，而在同一开次揭开的下部储层段则漏失频发，钻井液安全密度窗口极窄甚至为负，导致多口井发生严重的井下复杂情况，长时间处理无效后最终填井侧钻，不仅造成钻井周期延长、钻井费用飙升，而且严重制约了顺北油气田的资源勘探开发进程，综合损失巨大[2]。对顺北油气田主力产能区的复杂情况统计结果表明，Ⅰ号断裂带奥陶系地层井下复杂情况占比高达45.31%，Ⅴ号断裂带奥陶系地层井下复杂情况占比37.3%，以漏失、阻卡为主[3]。奥陶系地层井壁失稳与储层段漏失难题已成为制约顺北油气田提速、提效开发的“瓶颈”问题[4]。与水基钻井液相比，油基钻井液在抑制性、封堵性、润滑性以及储层保护等方面具有明显的优势，已成为泥页岩等复杂地层的主要选择[5-6]。但是对于顺北奥陶系破碎性地层，由于超深井井底温度高、井眼尺寸小，裂缝性储层段漏失风险大，使用油基钻井液时面临高温稳定、井眼清洁、漏失成本控制等多重考验。国内常用的油基钻井液体系抗温能力有限，且高温条件下钻井液切力提升困难，动塑比偏小，难以有效悬浮并携带钻屑，小井眼条件下井眼清洁效果难以保障[7]。此外，由于油基钻井液用防漏堵漏材料选择范围较小，综合堵漏效果不足，一旦发生漏失，油基钻井液成本难以控制[8-9]。因此，油基钻井液技术前期并未在顺北油气田奥陶系破碎性地层中进行应用。结合顺北奥陶系破碎地层安全、高效钻探的现实需求，设计合成了具有三头双尾结构的Gemini 型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂，有效提高了油基钻井液体系的抗温性能和钻屑悬浮与携带能力；采用微胶囊化处理方法研制了可在地层温度下激发的温度敏感型膨胀性堵漏材料，开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系，并在顺北油气田多口超深井上进行了成功应用，保障了顺北奥陶系破碎性地层的安全、高效钻探，助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造。

1 顺北奥陶系破碎性地层钻井液技术

1.1 桑塔木组硬脆性泥岩易坍塌失稳

顺北奥陶系桑塔木组含大段微裂缝发育的硬脆性泥岩，前期采用水基钻井液钻井过程中先后有14 口井在该地层发生井壁失稳，造成钻井周期延长甚至井眼报废，损失巨大。对桑塔木组地层的矿物组成分析结果表明，地层岩样中黏土矿物平均含量达到34.78%，且其中伊利石相对含量为50.60%，蒙脱石和伊蒙混层的相对含量为30.61%，属于典型的硬脆性泥岩。采用水基钻井液钻井时将难以避免地发生黏土水化膨胀、剥落，导致地层坍塌压力的上升，加大井壁失稳的风险。此外，对桑塔木组泥岩微观结构的扫描电镜分析结果表明，岩样破碎程度高，基质中微裂隙发育，裂隙最大宽度为5.92 μm。钻井过程中若不能对此类微裂隙进行有效的匹配性封堵，钻井液滤液大量侵入后，极易因水力尖劈作用和黏土水化作用使得泥岩内部微裂缝扩展贯通或层理面发生剪切滑移，导致井壁失稳。

1.2 超深井钻井液高温稳定性和流变性难题

顺北奥陶系地层温度接近180 ℃，超深井条件下钻进及起下钻时间长，钻井液的高温稳定性能和长期悬浮稳定性能面临巨大考验。此外，顺北奥陶系超深层钻井过程中多采用φ120.65 mm、φ143.90 mm、φ149.2 mm 等3 种小井眼井身结构，对钻井液流变性能提出较高要求。若钻井液黏度偏高时，钻井液循环压耗将显著增加，导致地层漏失风险加大；而当钻井液切力不足时，则难以有效悬浮并携带钻屑，导致井眼不畅甚至坍塌卡钻等复杂情况的发生。

1.3 裂缝性储层段易漏失

顺北奥陶系碳酸盐岩储层段一间房组和鹰山组地层岩性主要以灰岩和泥晶灰岩为主，溶蚀孔洞、裂缝发育，且破碎带发育的可能性大，钻井过程中的漏失风险大。通过地层成像测井资料和岩样分析资料可知，奥陶系储层段地层内部裂缝发育，裂缝尺寸大小不一，主要裂缝宽度0.1～20 mm，表现出明显的差异性。但是超深井小井眼条件下，由于受到螺杆等井下工具内部尺寸的限制，堵漏材料尺寸选择范围小，难以实现对储层段裂缝的匹配性封堵，钻井液漏失风险极大。顺北奥陶系裂缝性储层段前期钻井过程中多口井因发生失返性漏失而被迫提前完钻。

2 抗高温强封堵油基钻井液技术

2.1 抗高温乳化稳定剂研制

针对市售油基钻井液乳化稳定剂抗温性能不够，所形成的油包水乳化液高温稳定性不足的问题，以环氧氯丙烷、妥尔油脂肪酸和四甲基丁二胺为主要反应单体，设计合成了一种三头双尾型Gemini型抗高温乳化稳定剂（GRH-1）。GRH-1 特有的三头双尾结构可有效克服常规乳化剂分子结构中极性基团间的斥力，使乳化剂分子更紧密地排列在乳化液滴上，牢固地吸附微小水珠，从而获得更大的界面强度，提高油包水乳化液的高温稳定性。对合成产物GRH-1 进行了红外光谱分析，结果见图1。

图1 GRH-1 红外光谱分析图

从图1 可以看出，1660 cm-1处的强吸收峰为缔合态仲酰胺基的特征振动峰，1548 cm-1处的吸收峰为二乙基亚氨基的特征振动峰，表明GRH-1分子结构中含有典型的三头双尾结构，借助多头基的“锚定”作用可吸附在油水界面，提高油包水乳化液的高温稳定性。此外，3288 cm-1处的吸收峰为羟基的特征振动峰，2936、2868 cm-1处的2 个强吸收峰为长碳链的特征振动峰，1772 cm-1处的吸收峰为酸酐中羰基的特征振动峰，1072～1453 cm-1之间的吸收峰和500～700 cm-1之间的吸收峰是C—C、C—N 和C—Cl 等的特征振动峰。GRH-1 分子结构中所含的上述亲水、亲油活性基团可使其在油水界面充分铺展，增加界面膜强度，辅助提高油包水乳化液的高温稳定性。

依据GB/T 16783.2—2012《钻井液现场测试第 2 部分油基钻井液》，对GRH-1 的高温乳化性能进行了评价，测试基础配方为0#柴油+2.5%GRH-1+2.5% 有机土+氯化钙溶液（ω=25%）+2.0%氧化钙，油水比为75∶25，实验结果见表1。从表1 可以看出，在实验选择的温度范围内，GRH-1 形成的油包水乳状液破乳电压均在700 V以上，且乳化率≥93.5%，析液量≤0.32 mL，表明GRH-1 在柴油中具有优异的乳化效果和高温稳定性，抗温能力可达180 ℃。

表1 GRH-1 高温乳化性能评价

2.2 抗高温支化型流型调节剂研制

针对超深井小井眼条件下，降低钻井液循环压耗与提高钻屑悬浮与携岩能力的双重要求，采用两步反应法，以烷氧基化脂肪胺、聚氧乙烯醚二胺和多元羧酸为主要反应单体，设计合成了一种抗高温支化型流型调节剂（ZLX-1）。对合成产物ZLX-1进行了红外光谱分析，结果见图2。从图2 可以看出，3332 cm-1处的弱吸收峰为脂肪仲胺基的特征振动峰，2840～2886 cm-1处出现的强吸收双峰表明ZLX-1 分子结构中含有甲氧基、亚甲基等烷烃类亲油基团，1639 cm-1处的强吸收峰为亚氨基的特征振动峰，1449 cm-1处的强吸收峰为甲基的特征振动峰，562～1196 cm-1之间规律性的特征振动峰则表明ZLX-1 分子结构中含有支化程度不同的C—C、C—N 基团。ZLX-1 特有的支化结构可使其在静止状态或弱剪切作用下与分散在油包水乳化液滴中的有机土端面产生多点吸附作用，以多孔堆砌的结构存在，而在受到剪切力作用时转变为平滑的片状结构，从而有效提高乳状液滴的流变性能和携岩能力[10-11]。

图2 ZLX-1 红外光谱分析图

依据GB/T 16783.2—2012《钻井液现场测试第 2 部分油基钻井液》，对不同温度下加入ZLX-1 后钻井液的流变性能和滤失性能进行了测试。测试用配方为：0#柴油+2.5%GRH-1+2.5%有机土+25%氯化钙溶液+2.0%氧化钙，油水比为75∶25，实验结果见表2。

表2 不同温度下ZLX-1 对钻井液流变性和滤失量的影响

从表2 可以看出，未加入流型调节剂时，随着温度升高，钻井液热滚后的黏度和切力均出现明显的降低，动塑比均在0.21 Pa/mPa·s 以下，不利于钻井过程中加重材料悬浮和钻屑携带；加入1.5%的ZLX-1 后，钻井液切力显著升高，且随着温度升高切力保持稳定；塑性黏度较未加入前出现一定程度的下降，动塑比提高到0.39～0.42 Pa/mPa·s，体系悬浮性能和钻屑携带能力均得到明显提高。此外，加入ZLX-1 后，钻井液的破乳电压升高，高温高压滤失量降低。

2.3 钻井液推荐配方与性能测试

针对奥陶系地层温度高（≥150 ℃）、井眼尺寸小（120.65～165.10 mm）、硬脆性泥岩地层微裂缝发育（≤5.92 μm）的特点，从油基钻井液的乳化稳定性、乳化液滴大小、滤失量、流变性和悬浮稳定性等方面入手，通过室内实验对有机土、乳化剂、降滤失剂等处理剂的加量进行优化，得到了抗高温强封堵低黏高切油基钻井液推荐配方：0#柴油+2.5%有机土+（3.0%～3.5%）GRH-1+（0.5%～1.5%）ZLX-1+3.0%油基降滤失剂+25%氯化钙水溶液+2.0%氧化钙，油水比为75∶25。依据GB/T 16783.2—2012《钻井液现场测试第2 部分油基钻井液》，对抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系的综合性能进行了室内评价，实验结果见表3。

表3 抗高温低黏高切油基钻井液性能

从表3 可以看出，所形成的不同密度的油基钻井液推荐配方在150 ℃和180 ℃下老化滚动16 h 后，钻井液破乳电压均保持在800 V 以上，流变性能参数均保持稳定，表现出优异的抗高温性能。钻井液塑性黏度均在40 mPa·s 以内，动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s，与传统油基钻井液相比，塑性黏度降低10%～15%，动切力提高15%～25%，表现出明显低黏高切特性。此外，钻井液高温高压滤失量均在2.4 mL 以下，所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm，具有较宽的粒径分布。由于油包水乳化液滴具有压缩变形特性，因此可对桑塔木组发育的不同尺度的地层微裂缝进行良好的匹配性封堵，从而提高井壁稳定性。

2.4 裂缝性储层段油基钻井液堵漏剂配方优化

顺北奥陶系裂缝性储层段漏失风险极高，采用油基钻井液时若不能对漏失层实施快速、有效的封堵，钻井液成本将难以承受。但超深井小井眼条件下，常规堵漏材料尺寸选择范围偏小，难以实现对漏失裂缝的匹配性封堵，成为制约油基钻井液在奥陶系破碎性地层应用的“瓶颈”问题。笔者通过广泛调研吸油膨胀性树脂研究现状，优选了一种可在油基钻井液中膨胀的吸油树脂，并采用微胶囊化处理方法，研制了一种适用于奥陶系裂缝性储层段的温度敏感型膨胀性堵漏材料。

2.4.1 吸油膨胀树脂优选与性能评价

吸油膨胀树脂最早由美国的Dow Chemical 公司于1966 年研发，目前已形成不同类型和功用的系列化产品，主要用作橡胶改性剂，或用于吸收海面浮油，或处理含油工业废水等，其典型产品用作油基钻井液堵漏剂时，存在吸油后耐温性不够，韧性差，对漏失通道难以实现有效封堵等不足[12]。笔者以吸油膨胀率、吸油后拉伸倍数及耐温性能为评价标准，优选出了一种耐高温的吸油膨胀树脂（EOA）。不同温度下EOA，在油基钻井液中的吸油膨胀性能测试结果见表4。

表4 不同温度下EOA 在油基钻井液中的吸油膨胀性能

采取的吸油膨胀率测试方法为：用精密电子天平称取一定质量（m1）的EOA 放入装有油基钻井液的老化罐中，将老化罐放置于不同温度的滚子炉中，老化滚动16 h，取出过滤，使用吸油纸将EOA 表面的油基钻井液清除干净，测得吸油膨胀后的EOA 的质量（m2），由此即可计算得到吸油膨胀率。吸油后的拉伸倍数则主要通过测试EOA 吸油后被拉断时的长度与吸油后的初始长度计算得到。从表4 可以看出，EOA 在25 ℃时即可发生吸油膨胀，且随着温度升高，吸油膨胀率增大。25～180 ℃范围内，EOA 在油基钻井液中的吸油膨胀率≥2.4 g/g，且吸油后的拉伸倍数均在2.36 以上，表现出良好的耐温性和韧性，具有在地层温度下吸油膨胀并封堵漏失裂缝的潜力。

为了进一步评价EOA 用作油基钻井液堵漏材料的可行性，测试了EOA 在不同温度、不同时间下的吸油膨胀率，结果见表5。从表5 可以看出，EOA 在不同温度下2 h 后均发生吸油膨胀，且随着温度升高达到最大吸油膨胀率的时间越短。若直接加入到油基钻井液中时，易因过早吸油膨胀而难以到达漏失层，且会对钻井液性能造成较大的不利影响。因此，需要对EOA 的吸油膨胀性能进行调控。

表5 不同温度下EOA 在油基钻井液中的吸油膨胀率

2.4.2 温度敏感型膨胀性堵漏材料研制与性能评价

笔者借鉴微胶囊化处理思路[13]，提出通过采用能够在地层温度下熔化的包覆材料对EOA 进行微胶囊化处理，形成一种温度敏感型膨胀性堵漏材料，使其在油基钻井液中输送至漏失层位前不产生吸油膨胀，到达漏失层后在地层温度作用下释放并产生吸油膨胀，从而封堵漏失裂缝。结合奥陶系储层段地层温度（＞150 ℃），优选了一种熔点为156 ℃的改性聚丙烯蜡，并采用熔化分散冷凝法对EOA-1 进行了微胶囊化处理，得到了一种形状不规则的温度敏感型膨胀性堵漏材料（TPA）。采用沉降法对TPA 的等效粒径进行了测试，结果表明，所制得的TPA 产品的等效粒径范围为0.68～3.26 mm。采用上述吸油膨胀率测试方法，评价了TPA在不同温度下在油基钻井液中老化滚动不同时间时的吸油膨胀性能，结果见图3。从图3 可以看出，150 ℃条件下，TPA 在油基钻井液中老化滚动8 h后其最小等效粒径略有减小，说明在包覆剂的作用下，TPA 未发生吸油膨胀；156 ℃下，TPA 在油基钻井液中老化滚动1 h 后最小等效粒径开始出现明显增大，说明包覆剂在156 ℃下开始熔化，TPA 吸油膨胀，根据实验结果计算得出5 h 后膨胀倍率即达到5.37 倍，随后基本保持稳定。对比来看，加热至180 ℃后，老化滚动1 h，TPA 的最小等效粒径即变大3.65 倍，老化滚动4 h 后膨胀倍率即达到6.44 倍，继续老化滚动TPA 膨胀倍率基本保持稳定。由此说明，在加热过程中，当温度超过包覆剂的熔化温度后，TPA 即开始发生吸油膨胀，且其抗温180 ℃，可用于顺北超深井奥陶系地层储层段堵漏。

图3 TPA 在油基钻井液中的吸油膨胀性能评价

2.4.3 裂缝性储层段堵漏效果模拟评价

结合顺北超深井奥陶系地层储层段漏失特点，以TPA、油基纤维封堵剂（SMFibre-O）、高酸溶堵漏剂（GSD）、高强支撑剂（GQJ）以及不同粒径分布的超细碳酸钙为主，形成了裂缝性储层段堵漏配方。采用高温高压动态承压堵漏仪，模拟不同缝宽的裂缝，将堵漏剂加入抗高温强封堵低黏高切油基钻井液推荐配方中，对其置于156 ℃下热滚5 h 后的封堵能力进行了室内评价[14]。堵漏配方中所用其材料的加量为：3% SMFibre-O+5% GSD+4%GQJ+8%超细碳酸钙。实验结果见表6。从表6 可以看出，未加入TPA 时，因钻井液中缺少与裂缝匹配的较大尺寸材料，对裂缝宽度2 mm 的裂缝无法实施有效封堵；加入TPA 后，在156 ℃下滚动5 h 后，包覆剂熔化，TPA 被激发并产生吸油膨胀，对于2～5 mm 的裂缝均能实施有效封堵，承压能力可达7.0 MPa，且随着TPA 加量的增加，钻井液漏失量明显减小；TPA 加量达到10%时，钻井液的破乳电压仍保持在700 V 以上，表现出较好的乳化稳定性能。

表6 裂缝性储层段堵漏效果模拟评价

3 现场应用

顺北Y 井是顺北油气田布署在顺托果勒低隆起的一口超深探井，以奥陶系一间房组和鹰山组为主要目的层。该井设计井深8606.79 m，设计垂深7886 m，井底温度170 ℃以上。钻井地质设计显示，顺北Y 井紧邻Ⅴ号主干断裂带，在桑塔木组地层钻遇断层的可能性较大，钻井液漏失及井壁失稳风险高。该井周边多口井因在奥陶系桑塔木组钻遇辉绿岩侵入体而发生井壁失稳，出现通井划眼扭矩波动大、上提钻具挂卡、憋停顶驱，甚至卡钻等井下复杂情况，导致回填后开窗侧钻。顺北Y 井五开定向段采用密度1.55 g/cm3的水基钻井液钻进期间，钻遇一间房组断裂带，发生严重井壁失稳，返出大量1.2～3.6 cm 左右的片状剥落掉块，频繁出现憋泵、憋停顶驱，钻具上提下放困难，反复划眼仍难以下放到底。通过提高钻井液密度至1.63 g/cm3，加强应力支撑并优化钻井液封堵性能后，仍不见好转。为保障井下安全，提高钻井时效，在稳斜段转换为油基钻井液。

3.1 钻井液维护与处理

为满足超深井破碎性地层井壁稳定与小井眼长水平段有效携岩的要求，保持钻井液良好的高温乳化稳定性、微裂缝封堵性和流变性能至关重要。顺北Y 井转换为油基钻井液后，以细水长流的方式适时补充抗高温乳化稳定剂和油基降滤失剂，优化体系乳化稳定性能和微裂缝封堵能力；并采用少量、多次的方式补充有机土和抗高温支化型流型调节剂，优化体系的黏度和切力，提高悬浮稳定性，对钻井液性能进行了有效的实时调控。

顺北Y 井现场油基钻井液配方为：0#柴油+（2.5%～2.8%）有机土+（3.3%～3.5%）GRH-1+（1.2%～1.5%）ZLX-1+（3.0%～3.2%）油基降滤失剂+25%氯化钙水溶液+2.0%氧化钙+重晶石+随钻堵漏材料，油水比为75∶25。该井现场油基钻井液180 ℃下老化滚动16 h 后的性能评价结果见表7。从表7 可以看出，顺北Y 井现场油基钻井液破乳电压高于900 V，黏度控制在38 mPa·s 以内，动塑比为0.33～0.36 Pa/mPa·s，表现出良好的乳化稳定性能和低黏高切性能。此外，钻井液高温高压滤失量均在2.4 mL 以下，所形成的乳状液滴尺寸分布在2.7～25.2 μm 之间，表现出良好的微裂缝封堵能力。

表7 顺北Y 井抗高温低黏高切油基钻井液性能

3.2 井壁稳定效果

顺北Y 井转换为抗高温强封堵低黏高切油基钻井液后，钻进过程中扭矩平稳，扭矩降为2.6～3.1 kN·m，岩屑返出正常，无掉块；裸眼段起下钻摩阻5～6 t，通过强化封堵性能，顺利钻穿一间房组上部破碎性地层及鹰山组井深8160 m 和8668 m处的2 套断层，较设计周期提前3.5 d 钻达完钻井深8725 m，刷新了亚洲陆上定向井井深最深纪录，打破了中国石化井深最深和定向井井深最深两项石油工程纪录。该井油基钻井液施工井段平均井径扩大率仅为3.68%，最大井径出现在第二套断层处，井径扩大率亦仅为7.77%，表现出优异的井壁稳定效果。

3.3 防漏堵漏效果

顺北Y 井揭开储层段前，通过强化四级固控，及时清除钻井液中的劣质固相，并补充抗高温乳化稳定剂和流型调节剂，保持油基钻井液性能为：PV≤40 mPa·s，YP≥8.0 Pa，FLHTHP（160 ℃）≤2.4 mL，ES≥800 V。根据油基钻井液消耗量的变化，适时补充SMFibre-O，优化GSD、GQJ和不同目数的超细碳酸钙等刚性颗粒的粒度级配，保持其有效含量在15%～20%。当钻井液损耗量出现明显增加时，更换较小目数的振动筛筛布或视情况阶段性停用振动筛，根据需要加入TPA，对裂缝性储层段实施了有效的随钻防漏处理。该井采用1.63 g/cm3的密度钻进至7913 m 后，全烃值上升至70%以上，且单根峰一直保持在75%左右；采用1.65 g/cm3的密度钻进至8085.02 m后，发生溢流。为保障井下安全，逐步提高密度至1.68 g/cm3，井底液柱压力增加4 MPa，裂缝性储层段漏失风险不断加大。但该井钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失（漏失钻井液2.05 m3）外，未见其他明显漏失，奥陶系裂缝性储层段防漏堵漏效果明显，油基钻井液的漏失损耗得到有效控制。