反渗透钻井液体系在高含CO2井的优化与应用

2022-03-26佘运虎

化学与生物工程 2022年3期

佘运虎

(中海油服油田化学事业部上海作业公司，上海 200335)

东海温州M区块石门潭组压力系数1.8，CO2最高后效气测值71.4%，石门潭组后潜山组压力系数1.1，且裂缝发育，极易发生漏失[1-2]。邻井区块在钻探过程中，发生过井壁失稳、严重CO2气侵、井涌、井漏、瞬时井喷等复杂情况。CO2入侵钻井液首先会使其密度下降，在高压井中容易引发井涌、井喷等井控问题[3-4]。在高温、高密度下CO2污染会导致钻井液稠化，黏度、动切力迅速上升，滤失量也随之增大，严重时会使钻井液性能恶化而失控[5]。钻进过程中，泥饼质量是封堵承压的关键环节，而CO2持续侵入会使泥饼质量变差，滤失量增加，从而导致侵入量增加，最终造成井壁失稳和裂缝漏失[6]。因此，防止CO2污染是钻井液体系必须要解决的问题。

1 东海温州M区块钻井液技术难点

东海温州M区块钻井液技术难点主要有以下几个方面：(1)井壁稳定：明月峰组、灵峰组褐灰色泥岩易水化膨胀，2 340 m后泥岩发育厚度近千米，井眼稳定性差，井壁可能因水化而导致缩径和坍塌。(2)防CO2污染：东海温州M区块在钻进过程中发生了多次CO2井涌，地层测试CO2含量为94.47%；钻进过程CO2含量7%～10%，最高后效气测值71.4%，CO2污染风险高。(3)井控风险：石门潭组压力系数1.8，同一井段潜山组压力为常压地层(压力系数1.1)且裂缝发育，容易漏失。超高压发育，密度窗口窄，存在井喷、井漏共存的风险。(4)性能维护：随着地层压力系数和温度的升高，同时有CO2的入侵，加上泥岩造浆性强，钻井液性能维护难度加大，易出现高密度下钻井液性能稠化的风险。

2 反渗透钻井液体系抗CO2污染的室内评价与优化

反渗透钻井液体系是针对东海地区砂泥岩互层多、薄煤层发育、极易发生井壁失稳及起下钻困难等井下复杂情况而研制的新型类油基钻井液体系[7]，是在常规水基钻井液体系的基础上，引入高盐、微纳米封堵技术和键合水技术，使水基钻井液具有类似油基钻井液的反渗透功能[8-10]，从而减少钻井液滤液对井壁的影响。

构建的反渗透钻井液体系配方如下：2%搬土浆+0.3%烧碱+0.2%纯碱+0.3%PF-PAC LV+0.8%PF-PLUS+2%PF-LSF+2%PF-NRL+3%PF-SPNH+3%PF-SMP+8%HBA+2%HSM+1%HGW+2%LUBE168+18%NaCl+0.1%PF-XC+重晶石加重至1.35 g·cm-3。在东海黄岩区块进行的近5口井的现场应用表明，应用井段井壁稳定，抑制性强，钻屑成型，起下钻顺畅，大大提高了钻井时效，满足了东海油气田安全高效开发的需要[11]。然而，针对东海温州M区块高压高含CO2的特点，反渗透钻井液体系面临新的挑战。

2.1 CO2污染对流变性能的影响评价

首先对反渗透钻井液体系的抗CO2能力进行评价。CO2污染模拟实验如下：反渗透钻井液体系在150 ℃条件下老化24 h，然后加入8%NaHCO3，并注入0.2 MPa的CO2气体进行污染。CO2污染对反渗透钻井液体系流变性能及滤失量的影响见表1。

表1 CO2污染对反渗透钻井液体系流变性能的影响Tab.1 Effect of CO2 pollution on rheological property of reverse osmosis drilling fluid system

从表1可以看出,CO2污染对反渗透钻井液体系的流变性能有一定的影响，塑性黏度、动切力均明显上升，pH值有所降低，滤失量大幅上升。

2.2 CO2污染对泥饼质量的影响评价

分别用反渗透钻井液体系压制泥饼，然后分别用清水、清水注入氮气以及清水注入CO2做二次滤失实验,观察3种条件下泥饼质量的变化情况，结果见图1。

图1 CO2污染对泥饼质量的影响Fig.1 Effect of CO2 pollution on mud cake quality

从图1可以看出，注入相同压力的氮气对反渗透钻井液体系的泥饼质量几乎没有影响，而注入CO2气体后，泥饼质量变差，致密泥饼变虚、松软。

2.3 CO2污染对滤液侵入深度的影响评价

反渗透钻井液体系老化后，在150 ℃条件下分别进行3.5 MPa、10 MPa、15 MPa等不同压力下钻井液体系在CO2污染前后滤液侵入深度随时间变化的实验，结果见图2。

通兵法，擅谋略，谢星对抗北方异族时，师华年担任军师职务，出谋划策。这一役之后，武功全废，归隐山林，颇受江湖众人敬仰。

图2 CO2污染前(a)后(b)反渗透钻井液体系在不同压力下的滤液侵入深度Fig.2 Filtrate invasion depth of reverse osmosis drilling fluid system before(a) and after(b) CO2 pollution at different pressures

从图2可以看出，未受CO2污染的反渗透钻井液体系在3.5 MPa、10 MPa、15 MPa压力下的滤液侵入速度分别为0.06 cm·h-1、0.09 cm·h-1和0.16 cm·h-1，进入地层深度浅，有利于井壁稳定及储层保护。而CO2污染后，反渗透钻井液体系在3.5 MPa、10 MPa、15 MPa压力下的滤液侵入速度分别为1.35 cm·h-1、1.97 cm·h-1和2.69 cm·h-1。表明，在严重的CO2污染后，泥饼质量变差，难以形成有效的封堵，滤液侵入地层的速度和深度大幅上升。

2.4 抗CO2污染钻井液技术对策

通过以上实验可以看出，高浓度的CO2污染对反渗透钻井液体系的流变性能，尤其是滤失量及泥饼质量造成了很大的影响。这是由于，CO2属于酸性气体，持续污染会使反渗透钻井液体系的pH值持续下降，对膨润土造浆以及高分子聚合物分子链伸展造成影响，从而导致流变性能变差、泥饼质量变差、滤失量变大。因此，需要对反渗透钻井液体系进行优化，采取的优化措施如下：

(1)提高PF-PAC LV加量，增强体系的护胶能力，提高搬土颗粒胶体抗CO2污染稳定性，维持体系稳定的流变性能。

(2)采用甲酸盐代替无机盐，利用甲酸盐的碱性条件达到缓冲的目的，从而维持体系pH值。

(3)在钻井液中提前加入储备碱CaO，控制Ca2+含量在300～600 mg·L-1，提高钻井液的抑制能力和抗CO2污染能力。

2.5 优化的反渗透钻井液体系抗CO2污染实验

优化的反渗透钻井液体系的配方如下：2%搬土浆+0.3%烧碱+0.2%纯碱+1%PF-PAC LV+0.8%PF-PLUS+2%PF-LSF+2%PF-NRL+3%PF-SPNH+3%PF-SMP+8%HBA+2%HSM+1%HGW+2%LUBE 168+12%甲酸盐+0.1%PF-XC+0.2%CaO+重晶石加重至1.35 g·cm-3。

表2 CO2污染对优化的反渗透钻井液体系流变性能的影响Tab.2 Effect of CO2 pollution on rheological property of optimized reverse osmosis drilling fluid system

从表2可以看出，反渗透钻井液体系在优化后，抗CO2污染能力大大提高，流变性能波动小，滤失量基本不变。

在150 ℃条件下，分别进行3.5 MPa、10 MPa、15 MPa等不同压力下优化的反渗透钻井液体系在CO2污染后滤液侵入深度随时间变化的实验，结果见图3。

图3 CO2污染后优化的反渗透钻井液体系在不同压力下的滤液侵入深度Fig.3 Filtrate invasion depth of optimized reverse osmosis drilling fluid system after CO2 pollution at different pressures

从图3可以看出,优化的反渗透钻井液体系在CO2污染后，在3.5 MPa、10 MPa、15 MPa不同压力下的滤液侵入速度分别为0.04 cm·h-1、0.08 cm·h-1和0.17 cm·h-1。表明，优化的反渗透钻井液体系具有优良的抗CO2污染能力，CO2污染后滤液侵入深度基本不变。

室内将CO2污染前后未优化的反渗透钻井液体系以及CO2污染后优化的反渗透钻井液体系的人造岩心可视化滤液侵入深度进行对比，结果见表3。

表3 CO2污染前后反渗透钻井液体系可视化滤液侵入模拟评价实验Tab.3 Simulation and evaluation experiment of visual filtrate invasion of reverse osmosis drilling fluid system before

从表3可以看出，未优化的反渗透钻井液体系在高浓度CO2污染下，泥饼质量差，滤液侵入深度大幅上升；而优化的反渗透钻井液体系即使在高浓度CO2污染后，仍然具有良好的泥饼质量及封堵能力，滤液的侵入深度基本不变。

3 反渗透钻井液体系在高压高含CO2井的现场应用

优化后的反渗透钻井液体系在东海温州M区块的W1探井进行应用，该井完钻井深3 635 m，完钻层位潜山组，其中12-1/4″井段井深3 180 m，8-3/8″井段井深3 635 m。现场应用表明，在高浓度CO2污染的条件下，优化的反渗透钻井液体系表现出优异的流变性能、井壁稳定性能，整个钻进过程中7趟起下钻，11趟电测均无任何阻挂。