浅谈深海钻井中钻井液适应性评价与应用

2020-07-14邱文发马合军赵远远狄明利

海洋石油 2020年2期

邱文发，马合军，赵远远，狄明利

（中海油田服务股份有限公司，广东深圳 518067）

国际上，深海钻井是指在海上作业中水深超过500 m 的区域[1]，当水深超过1 500 m 时的海上作业称为超深海钻井[2]。目前国内深海钻井从2009年开始逐渐被认知，承钻海域水深越深，隔水管越长，海床温度越低[3]。如南海东部流花区块水深750 m左右，海床温度约5 ℃左右；南海西部的陵水区块深水在1 000 m左右，海床温度约4 ℃左右；南海东部的荔湾和白云区块水深在1 500 m左右，海床温度3 ℃左右。这些区块均已成功钻探[4]。

随着工业的发展，人类对能源的需求越来越大。随着陆上石油的逐渐枯竭，深海勘探不断传来大发现的喜报，人类逐渐把石油勘探的目光和主战场转移到深海。深海钻井技术在油气勘探和开发中的能力，代表着海洋石油钻井工程技术发展的水平，与之相配套的深海钻井液技术将是关键技术之一[5]。深海钻井实践表明，水深的增加带来钻井技术难度的增加，低温流变性对钻井液性能稳定是重大挑战，原有的钻井液处理剂与现有钻井液体系已经不能完全满足深海钻井技术发展的需要[6]；作为钻井血液的钻井液，其适应性是确保深海井的井下安全、快速钻进的重要指标[7]。近年来世界各国都在努力研制深海钻井液，以满足深海钻井技术发展的需要，国内主要有两种深海钻井液体系：水基深海钻井液体系和合成基钻井液体系[8]。

1 深海钻井液使用所面临的挑战

深海钻井液使用所面临的挑战包括：

（1）低温高压环境易形成天然气水合物，导致无法解脱BOP等问题出现，直接影响井控安全等 [9]；

（2）地层孔隙和破裂压力差值小，安全钻井液密度窗口窄，容易发生井下漏失风险[10]；

（3）大尺寸井眼携砂难，井眼清洁差，导致起下钻困难，直接影响钻井时效[11]；

（4）钻井液温度低、易糊振动筛筛布，导致振动筛跑浆，增加钻井液成本[12]；

（5）地层黏土极易水化，易污染钻井液，导致钻井液性能变坏，降低泥浆泵的寿命等[13]。

2 深海钻井液适应性的实验室研究与评价

2.1 预防形成水合物的模拟实验

图1为深海钻井液体系防水合物的压力温度曲线相图。在曲线下方的压力温度条件下，钻井液不易形成天然气水合物，从该相图曲线来看，配方为海水+ 9%NaCl + 5%KCl的深海钻井液体系具备抑制1 000 m（10.3 MPa，4 ℃）以下水深天然气水合物的形成，如果水深再增加，需要重新做更高浓度的NaCl盐水水合物抑制实验。图2为防喷器腔室内所注入防冻液防水合物的压力温度曲线相图，从该相图曲线可以看出，此配方的BOP防冻液可抑制1 500 m（15.5 MPa，3 ℃）水深的天然气水合物形成。

图1 钻井液：海水+9%NaCl + 5%KCl

图2 BOP腔防冻液：19%NaCl + 10%PF-MEG

2.2 钻井液密度窗口窄，需要一个相对较稳定的井底ECD（当量循环密度）

图3是采用Drillbench软件模拟计算深海钻井液体系的ECD曲线图。

图3 深海钻井液体系在MW=1.125 g/cm3 ECD模拟计算

从Drillbench软件模拟现场ECD曲线图看出，深海钻井液体系在钻进过程中的ECD相对比较稳定，而且因循环产生的ECD增量比较小。

2.3 低温流变性评价

配方1：海水+ 2 kg/m3Na2CO3+ 20 kg/ m3低温降失水剂 + 5 kg/m3低温包被剂 + 30 kg/ m3润滑剂 + 30 kg/m3泥岩抑制剂 + 50 kg/m3KCl + 90 kg/m3NaCl + 2 kg/m3提黏剂 +石灰石加重至比重1.20 g/cm3。

配方2：海水 + 2 kg/m3Na2CO3+ 20 kg/m3低温降失水剂 + 7 kg/m3普通包被剂 + 30 kg/m3润滑剂 + 30 kg/m3泥岩抑制剂 + 50 kg/m3KCl +90 kg/ m3NaCl + 2 kg/m3提黏剂 + 25 kg/m3防塌剂+ CaCO3加重至比重1.20 g/cm3。

以上两个配方在不同低温下的六速流变性随温度的变化很小（见表1）。

表1 加重至1.20 g/cm3，120 ℃老化16 h后，不同低温钻井液性能对比

图4是深水钻井液体系流变性随温度变化曲线：

图4 深海钻井液体系流变性与温度曲线图

由图4可以看出深海钻井液体系随着温度的不断降低，动切力变化不大，说明深海钻井液体系在低温条件下有着更好的携砂能力。

2.4 钻井液抗钻屑污染评价

深海钻井液体系抗钻屑污染评价实验主要针对不同浓度钻屑对钻井液污染。对钻井液的适应性进行评价，选择10%、20%、30%钻屑及5%CaCl2这四种污染条件。实验结果见表2。

由表2可以看出，不同浓度的钻屑污染深海钻井液体系后，钻井液各项性能基本稳定。

表2 深海钻井液体系受不同浓度钻屑污染的钻井液性能对比

2.5 储层保护实验评价

由表3可以看出，该钻井液配方对储层渗透率恢复值达到85%以上，满足储层保护要求。

表3 岩心被深海钻井液体系污染后的渗透率恢复评价

3 现场应用

近年来，先后在NH26-1-1、NH16-1-1、NH26-2-1、NH29-2-2等几口井中应用了该深海钻井液体系，这些井的水深分别在372 m至1 520 m不等。

3.1 深海钻井液体系的现场应用和在使用中的不断改进

通过表4可以看出，深海钻井液体系的现场应用和不断改进的过程。从第一口井（NH26-1-1井）出现跑浆的现象，分析认为是因高分子聚合物包被剂在低温条件先出现糊振动筛所引起的；第二口井（NH16-1-1井）的应用发现包被剂分子量低，钻井液的包被性能差；到第三口井、第四口井成功地应用，经历了多次配方的优化和改进。在NH5-2-1井的应用中，开钻时钻井液采用低分子量的包被剂，开钻后以保证不跑浆为前提，在循环系统中加入高分子量的包被剂，最终成功地钻成该井。下面着重介绍深海钻井液体系在NH5-2-1井中的应用示例。

表4 深海钻井液体系的现场应用情况

3.2 深海钻井液体系在NH5-2-1的应用示例

3.2.1 钻井工程概况

30"井段：采用30"套管+26"钻头海水（喷射）从1 545 m钻进至1 625 m，吸附30"套管。

17-1/2"井段：采用17-1/2"钻头海水从1 625 m钻进至2 220 m，下/固13-3/8"套管作业。

12-1/4"井段：采用12-1/4"钻头、深海钻井液体系从2 220 m钻进至4 210 m完钻，电测作业顺利。

3.2.2 地质简况

从2 220 m至4 210 m，所钻遇的地层主要是中新统珠江组和上渐新统珠海组。珠江组地层岩性以浅-中灰色泥岩为主，偶见少量粉砂，含极少量分散黄铁矿，为深海相的厚层灰色泥岩夹薄层灰色泥质粉砂岩和粉砂质泥岩。底部界面附近有中-厚层含钙粉质泥岩。珠海组地层岩性以浅灰色细砂岩与灰色泥岩互层，砂岩分选好，灰质胶结，泥质胶结，较致密。泥岩性软-中硬，次块状-块状，局部含灰质。

3.2.3 深海钻井液体系使用情况

开钻基浆配方：海水 + 2 kg/m3Na2CO3+2 kg/ m3柠檬酸 + 20 kg/m3低温降失水剂 + 5 kg/m3低分子包被剂 + 1 kg/m3NaOH + 30 kg/m3润滑剂 +25 kg/m3抑制剂 + 50 kg/m3KCl + 90 kg/m3NaCl +1 kg/m3提黏剂。

配制过程严格按照此顺序加料，加完低分子包被剂后至少循环剪切10 h，等待低分子包被剂完全溶解后再加入烧碱，然后依次加入其它料。待所有材料全部加完后，再与密度为1.20 g/cm3的NaCl盐水混合为密度1.12 g/cm3的开钻钻井液，配制开钻钻井液时使用低分子量包被剂PF-UCAP，预防开钻振动筛跑浆；待建立循环后，在振动筛不跑浆的情况下，补充高分子量包被剂PF-PLUS来满足对泥页岩钻屑的包被性要求。

胶液配方：2 kg/m3Na2CO3+ 20 kg/m3低分子降失水剂 + 30 kg/m3润滑剂 + 25 kg/m3抑制剂 +50 kg/m3KCl+ 25 kg/m3井壁稳定剂+ 10 kg/m3包被剂。

表5为深海钻井液体系中主要钻井液材料的简介。

表5 深海钻井液体系的主要材料简介

该井段采用海水钻水泥塞，替入稠浆（海水+15 kg/m3提黏剂）8 m3做隔离液，替入开钻深海钻井液体系建立循环。钻进过程中，钻进参数正常情况下，在循环系统中快速补充高浓度包被剂胶液，提高循环系统钻井液包被性浓度达到7 kg/ m3；采用补充胶液来提高循环系统中防塌剂的含量；在循环系统中加入抑制剂提高钻井液抑制性，采用提黏剂来调节流变性，采用用润滑剂保证钻井液润滑性、防止钻头泥包，通过加入烧碱来维持pH值，用碳酸钙调节钻井液密度来平衡地层压力。

表6为NH5-2-1井在不同井段钻井液的性能，可以看出该钻井液系统在钻井过程中性能稳定。

表6 NH5-2-1井钻井液性能

钻井过程中，返出钻屑成型性好。在钻进期间，若有需要，则开环空提速泵使隔水管内的环空返速达0.5 m/s，振动筛返砂量和ROP都能对应、相称。整个钻井过程无憋泵现象，起下钻过程顺利，电测也顺利。

4 应用效果评价

通过在NH5-2-1井、NH26-2-1井等几十口井在南海成功应用，证明该深海钻井液体系抗钻屑污染能力强、预防泥岩水化分散等能力强；在低温条件下流变性能稳定性；具有较好地预防井壁坍塌能力；抑制天然气水合物形成效果好，隔水管等大尺寸井眼的携砂性能良好；钻井液密度稳定，适合于窄密度窗口的需要；添加NaCl等盐提高体系抑制性。从已完成井情况分析，该深海钻井液体系性能稳定、钻井作业安全，钻井速度提高，较大提高了钻井时效，节约了作业成本。