高密度柴油基钻井液的研究及应用

秦波波，赵世贵，叶礼圆，周 博，章楚君

(荆州市学成实业有限公司,湖北 荆州 434009)

威远地区地质结构复杂，漏层、高压层、含硫化氢气层较多，井控风险高，施工难度大，特别是水平段钻进，极易发生卡钻、剥落掉块等事故。威204H34-3井是中国石化在该区块部署的一口页岩气开发井，该井设计井深5440m，设计水平段2200m，地层压力系数1.85。该地区水平段为龙马溪组，以脆性泥页岩为主，井底温度高，地层压力系数大，水基钻井液很难满足现场要求。相对于水基钻井液，油基钻井液具有抗高温、强抑制、流动性好、低摩阻、井壁稳定等优良的性能，所以该井采用柴油基钻井液进行钻进[1-9]。

1 技术难点及对策

1.1 高密度

该井水平段地层压力系数达1.85，水平段钻井液密度大于2.10g/cm3。密度高意味着固相含量高，过高的固相含量会提高钻井液粘度，降低钻速，增加泥浆泵的负担。

针对这个问题，笔者开发出一种聚酰胺类的润湿剂。该润湿剂有很多的吸附基团，能很好地吸附在加重材料和钻屑的表面，使其均匀地分散在油基钻井液中，降低固相对钻井液性能的影响。

1.2 井壁稳定

该井水平段为龙马溪组，为脆性泥页岩地层，泥页岩的稳定性不仅与起支撑作用的钻井液密度有关，而且与钻井液的成膜封堵性有很大关系。

采用和该地区孔隙度相当的超细刚性材料与可变形材料开发出效果良好的封堵剂，该封堵剂能在井筒周围的泥页岩表面、微裂缝和孔隙中形成封堵膜，降低钻井液的滤失量，防止泥页岩水化剥落，稳定井壁。

1.3 井眼清洁

该井水水平段2200m，井眼环空空隙小，泵压高，排量受限，加上岩屑自身的重力效应，容易在水平段形成岩屑床，引起井下复杂情况。

配浆开始时，配制低油水比的油基钻井液，使体系在钻井前期具有较好的粘度，能更好的携带和悬浮岩屑，保证井眼的清洁；随着钻井深度及水平位移的增加，逐步提高油水比，以此保证钻井液体系的切力不会过大，而造成开泵困难等问题。

2 配方优选与性能评价

根据威204H34-3井的地质地层情况，在自主开发的柴油基主辅乳化剂、润湿剂、降滤失剂、润湿剂等处理剂的基础上，通过室内实验开发出高密度柴油基钻井液体系。钻井液配方为：0#柴油+2.5%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+0.8%有机土+3%CaO+2%降滤失剂+2%封堵剂+ CaCL2盐水(CaCL2质量分数为30%)。

2.1 配方优选

室内配制油水比80∶20和90∶10的钻井液体系，用重晶石加重至2.1g/cm3，150℃下滚动16h，在65℃下测定钻井液老化后的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)、动切力(YP)、动塑比(YP/PV)、静切力(GEL)、破乳电压(ES)和高温高压滤失量(FLHTHP)。实验结果见表1。

表1 150℃热滚后体系的基本性能

从表1中可以看出，该体系在温度为150℃、油水比80∶20和90∶10时均具有良好的乳化稳定性、较低的滤失量、较好的流变性。

2.2 抗污染性能评价

随着钻井的进行，超细的有害钻屑会不断累积，从而对体系产生不良影响。室内选用油水比为8∶2，密度为2.1g/cm3的钻井液，加入不同质量分数的威远区块龙马溪组的岩屑粉(过200目筛)，在150℃老化后其性能见表4。

表4 岩屑含量对钻井液性能影响

表4(续)

由表4可知，随着岩屑的加入，体系的破乳电压，表观粘度、塑性粘度、静切力、高温高压滤失量、泥饼厚度逐渐上升，动塑比变化不大。岩屑加量大于8%时表观粘度、静切力、高温高压滤失量、泥饼厚度明显增大，特别是静切力和泥饼厚度增加明显。说明该体系岩屑污染极限为8%。

2.3 封堵性能评价

图1 钻井液对不同渗透率砂盘的封堵性

页岩微裂缝及孔隙的模拟是钻井液封堵性能评价的难点，通过查询文献，发现采用不同渗透率的人造砂盘来进行钻井液的封堵实验具有较好的代表性和重复性。在室内分别配制了油水比为8∶2，密度为2.1g/cm3的两杯油基钻井液，一杯加入了2%的封堵剂，另一杯不加封堵剂。在 150℃下滚动16h，选择渗透率为400mD、750mD和2D的人造砂盘，用钻井液封堵测定仪(PPT)测定钻井液在压力为3.5MPa、温度150℃、30min砂盘滤失量(PFL)。实验结果见图1。

从图1可以看出：加入封堵剂的砂盘滤失量远远小于未加的。砂盘渗透率越小，砂盘滤失量越小，说明加入封堵剂后体系具有良好的封堵性能。

2.4 沉降稳定性评价

沉降稳定性一直是油基钻井液所面临的一大难题，尤其是在井底温度高、地层压力大的页岩气水平井，对高温稳定性的要求更加突出。采用静态沉降法来检测油基钻井液的沉降稳定性，具体实验方法为：按照配方配制油基钻井液，在150℃条件下老化16h，高速搅拌20min，倒入高温老化罐中，充入1.5MPa的氮气，在150℃下静置0,24,48,72,96,120h，检测钻井液上部和下部密度。

表5 不同静置时间下的钻井液上部和下部密度

由表5中可以看出，所配制的油基钻井液体系静置120h，上下密度差仅为0.030g/cm3，由此说明该钻井液体系在高温下仍然具有良好的沉降稳定性。

3 现场应用

威204H34-3井三开采用柴油基钻井液，施工井段为2801～5555m，A点垂深为3179m，B点垂深3437m，设计井深5440m，设计水平段井长2200m，实际完成水平段2315m，目的层为黑色页岩的龙马溪组，完钻井深5555m(垂深3469m)。

表6 威204H34-3井三开井段油基钻井液性能

威204H34-3井三开井段实钻结果表明，该柴油基钻井液乳化效果好，破乳电压高，在三开中后期，破乳电压稳定在1000V以上，性能稳定；随着钻井的进行，体系油水比不断提高，从而保证体系在整个钻进过程中均具有较低的表观粘度、塑性粘度，较高的动塑比、静切力；具有较低、较稳定的漏斗黏度，表明体系具有良好的流动性能；防塌封堵能力强，滤失量低，井壁稳定。平均井径扩大率3%，井眼规则，钻井过程中无剥落掉块现象，下套管和电测顺利。

5 结论

(1)笔者研制出一种高密度柴油基钻井液体系，在油水比为80∶20和90∶10时均具有良好的乳化稳定性、适宜的粘度和切力、较低的高温高压滤失量，能满足现场的需要。

(2)该体系具有良好的抗岩屑污染能力，抗岩屑污染达8%。

(3)该体系对不同渗透率砂盘具有很好的封堵性。

(4) 该体系具有良好的高温沉降稳定性。

(5)该体系在威204H34-3井成功应用，破乳电压高，稳定性好；流变性满足携砂和悬砂要求；高温高压滤失量低于3mL，泥饼质量好，封堵性强，井壁稳定。