超高密度油基钻井液加重剂评价及现场应用

2020-05-07刘政李俊材徐新纽

钻井液与完井液 2020年6期

刘政，李俊材，徐新纽

（1.川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司，成都 610051；2.中国石油集团新疆油田分公司勘探事业部，新疆克拉玛依 834000）

随着全球对天然气、石油需求量的不断增长和已探明储量的逐步开采，油气勘探开发逐渐往深层油气藏进军，钻遇高温高压地层的机率逐步变大[1]。中国石油新疆油田公司准噶尔盆地南缘区块古近系、白垩系、侏罗系等地层，压力系数高达2.40～2.65 g/cm3，地层温度为120～160 ℃。以前，该区块常使用超高密度高温水基钻井液，在钻进过程中阻卡严重，钻井液流变性的控制十分困难，事故频发，钻井时效低，周期长。为了保障异常高压高温地层的安全钻进，急需研发性能优异的超高密度高温油基钻井液，要求该钻井液具有良好的流变性、封堵性和高温沉降稳定性[2-5]。近几年，国外陆续展开高密度微粉加重剂的研究与应用，研究应用表明微粉加重剂可以解决超高密度钻井液存在的问题，但是微粉加重剂成本较高，与普通重晶石复配使用是微粉加重剂的发展趋势。目前，国内的超高密度高温油基钻井液的应用较少，多处于室内研究阶段[6-7]。因此，实验选用抗200 ℃高温的油基钻井液处理剂，主要开展超高密度油基钻井液加重剂评价，筛选高品质微粉加重剂，确定微粉加重剂与普通重晶石的最优复配比例，并开展现场应用。

1 加重剂的微观形态及粒径分布

1）微观形态。用Quanta450 型环境扫描电子显微镜观察普通重晶石、微粉锰矿、微粉重晶石的微观形态[8]，结果显示，普通重晶石呈层状、块状结构，颗粒尺寸大，形态不规则，棱角分明；微粉锰矿颗粒呈球形，大尺寸的球形颗粒占比少，小尺寸的球形颗粒占比多，总体来看，形态规则，分布均匀；微粉重晶石呈层状、块状结构，颗粒尺寸小，形态规则，棱角分明。

2）粒径分布。使用马尔文3000 型激光粒度分析仪，测量普通重晶石、微粉锰矿、微粉重晶石的粒径分布[9]，可知，微粉锰矿和微粉重晶石含有少量杂质，杂质的粒径在1000 μm 左右。除去杂质，微粉锰矿和微粉重晶石的粒径比普通重晶石小很多，而且粒径分布窄；微粉锰矿的D50和D90分别为 4.32 μm 和3.62 μm，颗粒粒径主要分布在 1～10 μm 之间，颗粒粒径小，颗粒分布均匀；微粉重晶石的D50和D90分别为 2.14 μm 和 1.92 μm，颗粒粒径主要分布在1～10 μm 之间，颗粒粒径小，颗粒分布均匀；普通重晶石的D50和D90分别为15.2 μm 和42.9 μm，粒径主要分布在5～100 μm 之间，颗粒粒径大，颗粒分布不均匀。3 种加重剂中，普通重晶石的粒径最大，颗粒粒径分布范围大，小粒径颗粒占比少。微粉锰矿和微粉重晶石的粒径小，属于超细颗粒，颗粒粒径分布范围小。

2 微粉加重剂降黏原理

根据颗粒最密堆积原理，钻井液中含同样质量分数的颗粒条件下，表面接触程度和状态，可通过优选颗粒级配而减小，因为小颗粒填充空隙可以较大幅度降低总颗粒直接接触概率。钻井液流动时，微小颗粒填缝在粗颗粒间，起到滚动减摩擦作用，也可以进一步降低高密度钻井液的流动阻力。因此，可以利用这种“小颗粒填缝原理”大幅度降低钻井液体系流动阻力，即降低钻井液的黏度和切力[10]。

3 实验评价

依据加重剂“小颗粒填缝原理”，综合考虑微粉加重剂价格高的因素，实验选用LT1 井现场四开密度2.40 g/cm3的油基钻井液作为基础钻井液，将基础钻井液密度分别加重至2.50、2.60 和2.70 g/cm3，评价3 种加重剂复配的最佳比例。通过实验研究，优化出超高密度油基钻井液的配方，评价了其高温沉降稳定性能和抗水污染性能，结果见表1～表3。

3.1 3种加重剂复配的最佳比例

由表1 可知，使用普通重晶石加重的超高密度油基钻井液塑性黏度高，整体流变性能差；当密度高于2.50 g/cm3后，塑性黏度超出测量范围，因此单独使用普通重晶石加重超高密度油基钻井液的效果差。由表2 可知，当普通重晶石与微粉重晶石的质量比为7∶3 时，加重配制的密度为2.60、2.70 g/cm3的油基钻井液，其塑性黏度可以测量出来，但是偏高。其余质量比的密度为2.60、2.70 g/cm3的油基钻井液的塑性黏度超出测量范围。因此，使用普通重晶石与微粉重晶石复配加重，配制的超高密度油基钻井液，整体流变性能较差，效果不好。

分析表3 数据可知，使用普通重晶石与微粉锰矿复配加重超高密度油基钻井液，配制的密度为2.60、2.70 g/cm3的油基钻井液，其塑性黏度基本上可以测量出来，整体流变性能较好，效果好。特别是当普通重晶石与微粉锰矿质量比为7∶3 时，效果最佳。

表1 普通重晶石加重超高密度油基钻井液性能

表2 普通重晶石与微粉重晶石复配加重超高密度油基钻井液性能（油水比为95∶5）

对比分析表1、表2 和表3 可以看出，使用普通重晶石与微粉锰矿复配效果最好，普通重晶石与微粉重晶石复配效果其次，单独使用普通重晶石效果最差。复配方案中，随着微粉加重剂的比例提高，超高密度油基钻井液的流变性变好，质量比7∶3时效果最好，微粉加重剂的比例再提高，效果反之变差。因此，现场选择使用普通重晶石与微粉锰矿复配，复配质量比为7∶3，配制超高密度油基钻井液。

表3 普通重晶石与微粉锰矿复配加重超高密度油基钻井液性能（油水比为95∶5）

3.2 超高密度油基钻井液配方

在加重剂使用普通重晶石∶微粉锰矿=7∶3、基础油使用0#柴油、分散相使用质量浓度30%的氯化钙溶液的基础上，通过实验研究，进一步优化出密度为2.50、2.60、2.70 g/cm3的超高密度油基钻井液配方，如表4 所示。

表4 超高密度油基钻井液配方

3.3 高温沉降稳定性

使用普通重晶石与微粉锰矿复配，复配质量比为7∶3，加重配制2.50、2.60、2.70 g/cm3超高密度油基钻井液。配制完成后160 ℃分别静恒温24、48、72、96、120 h，静恒温完成后用The Viscometer Sag Shoe Test（Vsst）沉降测试方法，在60 ℃测定上下密度差值[11]，结果见图1。由图1 可知，密度为2.50、2.60、2.70 g/cm3的超高密度油基钻井液静恒温24 h，上下密度差值在0.01～0.02 g/cm3，静恒温120 h，上下密度差值在0.1～0.14 g/cm3，密度差值小。说明使用普通重晶石与微粉锰矿复配，复配质量比为7∶3，加重配制的2.50、2.60、2.70 g/cm3超高密度油基钻井液具有好的高温沉降稳定性。

图1 超高密度油基钻井液高温沉降稳定性

3.4 抗水污染性能

使用普通重晶石与微粉锰矿复配加重，复配质量比为7 ∶3，配制不同超高密度油基钻井液，并在该钻井液中分别加入不同含量的清水，在160 ℃下热滚24 h，测定油基钻井液性能，结果见表5。从表5 可知，在密度为2.50、2.60、2.70 g/cm3的超高密度油基钻井液中加入清水量少于15 %时，其各项性能都比较稳定，说明超高密度油基钻井液具有好的抗水污染性能。

表5 抗水污染实验结果

4 现场应用

4.1 维护工艺技术

1）钻进过程中，使用好三级固控设备，振动筛使用孔径为0.076 mm 的筛布，一体机使用筛孔为0.063 mm 的筛布，筛布勤检查，发现损坏立即更换。振动筛、一体机使用率100%，高、中速离心机配套使用率70%以上。

2）密度为2.65 g/cm3的超高密度油基钻井液体系第一次投井使用，需要精细维护处理。每天测6 次油基钻井液全套性能，发现性能变化，立即分析原因，通过室内小型处理实验，制定相应的处理方案。

3）在异常高压气、水层钻进过程中，重点监测超高密度油基钻井液的密度、油水比、破乳电压的变化。如果发现这些性能参数有下降趋势，证明地层水在不断进入油基钻井液中。应马上采取逐步提高油基钻井液密度，平衡高压水层，同时进一步优化油基钻井液的抗水污染能力，保证油基钻井液性能稳定。

4）起钻作业前，在异常高压气、水层段，泵入高密度、高抗水污染能力的全油基钻井液，一方面平衡循环压耗，另一方面预防高压水层段油基钻井液被地层水污染严重，导致破乳，影响井下安全。

5）下钻作业过程中，分段循环超高密度油基钻井液，破坏钻井液的静结构力，预防井漏复杂。分段循环的同时，监测油基钻井液性能。如发现性能异常，及时调整。

4.2 应用简况

LT1 井是2019 年中石油集团公司部署在新疆油田的重点风险探井，设计井深6950 m，钻探目的是主探侏罗系喀拉扎组、兼探白垩系。LT1 井位于新疆维吾尔自治区玛纳斯县境内，距吐谷1井东偏南2.19 km[12]。该井井身结构及钻井液体系见表6、表7。2020 年4 月21 日四开开钻，2021年3 月24 日该井五开正常钻进至井深6110 m。在4640～5010 m 井段钻遇异常高压气水层，使用普通重晶石与微粉锰矿复配、复配质量比为7∶3 的技术方案，逐步将井浆密度从2.25 g/cm3提高至2.65 g/cm3。四开钻进过程中，超高密度油基钻井液的各项性能优异，如表8 所示。目前井下安全顺利，创造了中国石油集团公司现场油基钻井液密度使用最高纪录。