超深井高密度抗高温钻井液研究与应用

2024-02-22郑海洪

辽宁化工 2024年1期

郑海洪

（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳 618000）

随着我国石油天然气能源需求的快速增加和浅层油气资源的日趋枯竭，深层油气勘探开发是我国石油工业可持续发展的重要出路，而深井、超深井钻井液技术则是深层油气勘探开发必不可少的技术保障[1-2]。但是受超深井自身环境的影响，井深一般在6 000～8 000 m，往往要钻遇多套压力层系地层，安全密度窗窄，地层承压能力差，塌、漏、卡等复杂情况共存，井下的温度处于150～200 ℃，钻井液高温稳定性问题突出，其井下压力也相对较高，钻井液密度一般为1.80～2.20 g·cm-3，高温的井下环境也进一步增加钻井液性能调控的难度[3-4]。

通过引入科研产品两性离子降滤失剂XNPFL-1和纳微米封堵剂，优选高温钻井液体系材料，得到高密度抗高温钻井液体系，并在超深井仁探1井中成功应用，克服了该井小井眼段温度高、井壁易失稳、盐水、酸性气污染等技术难题。

1 高密度抗高温钻井液体系配方研究

1.1 两性离子降滤失剂XNPFL-1和纳微米封堵剂

XNPFL-1是一种多元共聚物降滤失剂，抗温180 ℃以上，用过硫酸铵-亚硫酸氢钠为引发剂，以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺及二甲基二烯丙基氯化铵等5种单体为原料，按一定比例合成得到。

纳微米封堵剂是一种具有核-壳结构的封堵剂，粒径尺寸为纳米-亚微米级，抗温能力200 ℃以上，其结构特征可赋予封堵剂粒径匹配、形变能力及强度“双高”、附着能力好、分散性好4个关键性能。XNPFL-1的红外光谱FT-IR图如图1所示。

图1 XNPFL-1的红外光谱FT-IR图

1.2 体系配方

通过引入科研产品两性离子降滤失剂XNPFL-1和核壳一体纳微米封堵剂，并开展单剂优，得到高密度抗高温钻井液体系配方：3%基浆+5%氯化钾+0.3%聚丙烯酰胺钾盐+0.6%聚胺抑制剂+3%降滤失剂XNPFL-1+3%天然高分子复配物JNJS220+3%井壁稳定剂HQ-10+3%纳微米封堵剂+3%超细碳酸钙+5%RH220+0.5%减磨剂（加重至2.1 g·cm-3）。

根据《石油天然气工业钻井液现场测试第一部分：水基钻井液》（GB/T16783.1—2014/ISO 10414-1:2008）测试方法重点考察高温条件下与现有钾聚磺钻井液体系的对比实验，以考察其在钻井液体系中的流变性及失水性能[5-6]。

钾聚磺钻井液体系配方：3%盐水基浆（36%盐水）+0.3%聚丙烯酰胺钾盐+0.6%聚胺抑制剂+5%天然高分子复配物JNJS220+3%磺化酚醛树脂3型SMP-3+3%磺化沥青FT-3+3%超细碳酸钙（加重至2.1 g·cm-3）。

1.3 常规性能评价

不同体系的钻井液性能对比结果如表1所示。由表1可知，优选出的钻井液体系具有良好的流变性和降滤失性，性能优于钾聚磺钻井液体系。

表1 不同体系的钻井液性能对比表

2 高密度抗高温钻井液体系综合性能评价

2.1 热稳定性评价

分别进行优选钻井液体系的16、32、48、72 h老化实验，老化温度180 ℃，测定不同老化时间后的钻井液性能，结果见表2。

表2 钻井液体系高温稳定性

由表2可以看出，钻井液在180 ℃高温的作用下，随着老化时间的增加，钻井液的黏度、切力以及高温滤失量变化幅度较小，这说明该钻井液体系具有良好的热稳定性。

2.2 抑制性评价

2.2.1 滚动回收实验

取一定质量的蓬莱镇泥岩岩屑放入钻井液中，经高温热滚16 h老化后，称量回收的岩屑质量，计算回收率。测得回收率为94.76%，二次回收率为92.54%，体系抑制性能良好。

2.2.2 膨胀率实验

采用膨胀量测定仪NP-01，利用计算机采集数据测定奥陶系岩心不同时间点的线性膨胀率，结果见表3。由表3可知，16 h线性膨胀率为3.14%，体系表现出良好抑制性能。

表3 页岩线性膨胀实验

2.3 润滑性评价

应用EP极压润滑仪测得优选体系的润滑系数为0.22，测得180 ℃热滚16 h后泥饼黏滞系数为0.052 35，满足中国石油天然气企业标准要求[7-8]。

2.4 高温流变性能评价

采用高温高压流变性能测试仪M8500（图2）对优选的体系测定其高温高压流变性能，模拟测试仁探1井下温度180 ℃，压力25 MPa，实验结果见表4。

表4 优选体系高温高压流变性能

图2 高温高压流变仪M8500

由表4可以看出，优选出的钻井液体系在密度2.10 g·cm-3、温度180 ℃、压力25 MPa条件下流变性能良好。

2.5 抗污染评价

2.5.1 钻井液体系抗NaCl性能

在优选出的钻井液体系中，分别加至25%、30%、36%的NaCl，经过180 ℃老化16 h后测定钻井液性能，结果如表4所示。

由表5可知，随着NaCl加量逐渐增大，最终达到饱和状态，经高温作用后钻井液的流变性和失水造壁性变化较小，可见钻井液抗盐能力可以达到饱和。

表5 钻井液体系抗NaCl性能

2.5.2 抗CO2污染性能评价

试验方法：抗CO2污染达到的目标是滤液中HCO3-＞20 000 mg·L-1。

CO2的制备：采用稀盐酸（20%盐酸）与碳酸钙（分析纯）反应简易制得。

抗CO2污染实验结果如表示6所示。由表6可以看出，优选出钻井液体系具有较好的抗CO2污染能力，当滤液中HCO3-＞20 000 mg·L-1时，CO2污染对体系的流变性能和失水控制能力影响不是太大，且被CO2的污染的浆体容易处理。

表6 优选配方抗CO2污染实验结果

3 高密度抗高温钻井液在仁探1井中的应用

仁探1井是中国石化勘探分公司在四川盆地川北低缓构造带通南巴背斜南段仁和场高点1口预探超深直井，主探下寒武统龙王庙组，兼探中-上寒武统洗象池群，设计完钻井深7 595 m，实钻井深8 445 m，五开Ф165.1 mm井眼段长1 493 m，采用高密度抗高温钻井液施工，完钻实测井底温度191 ℃。

仁探1井于2021年11月3日使用Ф165.1 mm钻头、密度1.84 g·cm-3五开开钻，于6 996 m钻遇气层密度提高到1.92 g·cm-3，2022年1月26日加深钻进至7 600 m，因显示不佳，继续加深钻进，因裸眼段长，漏失风险高，下调密度，当密度下调至1.78 g·cm-3时地层出水，恢复密度1.93 g·cm-3压稳水层，强化封堵缓慢调密度至1.85 g·cm-3，钻进至井深8 418 m，继续降密度至1.80～1.78 g·cm-3钻进，在井深8 145.51、8 206.0、8 265.38 m发生失返井漏，均堵漏成功，于5月6日钻至井深8 445 m，5月7日钻头出井顺利完钻。

五开共计长起下钻40趟、取岩心10回次，共计取岩心66.5 m（图3），整个施工过程顺利。钻井液经受住高温、盐水污染的考验，钻遇泥页岩、破碎地层，井眼稳定，钻井防塌能力好。