高温高密度水基钻井液体系的研究及应用

莫丽琼,刘畅,李瑜,张璐瑶

(荆州市学成实业有限公司,湖北 荆州 434023)

四川泸州地区页岩气井大多采用大位移水平井组开发,一般分四段开采,一开、二开和三开采用水基钻井液,四开采用油基钻井液。在使用水基钻井液的过程中,由于地层因素,钻井易发生井漏、卡钻等井下复杂情况,特别是三开井段。三开包含须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组等地层,穿层多且地层温度高、压力高,导致对水基钻井液性能提出了更高的要求。高温高密度水基钻井液技术主要需解决井壁失稳、润滑防卡、携岩洗井三个方面的问题,这就要求页岩气井水基钻井液具有强抑制性、强封堵性和高润滑性,从而使得钻井液能有效封堵泥页岩的孔隙和裂缝,防止泥页岩水化膨胀引起井壁坍塌,降低页岩气钻进过程中的摩阻从而提高机械钻速。在前期对钻井液处理剂研究与优选的实验基础上,室内采用正交实验的方法对高温高密度水基钻井液体系配方进行了研究。

1 体系配方的确定

根据前期的初步实验结果,研究选取了抗高温聚合物降滤失剂LFS-3、封堵剂CFP-6、磺甲基酚醛树脂Ⅲ型SMP-Ⅲ、磺化褐煤树脂SPNH、成膜封堵剂LWFD、井眼强化剂WEP等六种影响钻井液流变性和滤失量的处理剂进行L18(36)正交实验设计,因素水平表如表1所示。

表1 体系配方因素水平表

体系配方:1.5%钠膨润土+0.1%～0.2%LFS-3+0.5%LV-PAC+2%～4%CFP-6+2%～4% SMP-Ⅲ+2%～4%SPNH+0.5%LGA-1(聚胺抑制剂)+3%KCl+1%～3%LWFD+0.5%EPR-1(润滑剂)+0.5%～1.5%WEP,ρ=2.0 g/cm3。

由于泥页岩极易水化膨胀而导致井壁失稳,因此要求水基钻井液不仅应具有很强的抑制性,更要求钻井液的滤失量尽可能低,因此选择HTHP滤失量作为体系正交实验结果的评价标准。根据正交实验数据处理的相关规则进行数据处理,计算HTHP滤失量的总值和平均值,用Ki表示i水平HTHP滤失量的总和,ki表示i水平HTHP滤失量的平均值,结果如表2所示。

表2 钻井液体系HTHP滤失量正交处理结果

从表2正交实验分析结果可以看出,实验中所考察的六种处理剂对水基钻井液HTHP滤失量影响大小为:SPNH>CFP-6>LFS-3>SMP-Ⅲ>WEP>LWFD,SPNH对钻井液HTHP滤失量的影响最大,其次为封堵剂CFP-6,成膜封堵剂LWFD对钻井液HTHP滤失量的影响最小。由于水基泥浆必须具有一定的初终切,从而能够悬浮及携带岩屑,综合考虑六种处理剂对钻井液HTHP滤失量和终切力的影响因素,最终优选出的六种处理剂的理论最佳配比为A3B3C3D2E2F2,即0.2%LFS-3+4%CFP-6+4% SMP-Ⅲ+3%SPNH+2%LWFD+1%WEP。

根据前期正交实验研究的结果,优选出的理论最佳高温高密度水基钻井液体系的配方为:1.5%钠膨润土+0.2%LFS-3+0.5%LV-PAC+4%CFP-6+4%SMP-Ⅲ+3%SPNH+0.5%LGA-1+3%KCl+3%XCS-3+2%LWFD+0.5%EPR-1+1% WEP,ρ=2.0 g/cm3。

2 性能评价

2.1 不同密度钻井液体系性能

由表3可知,所研制的高温高密度水基钻井液体系在1.6～2.2 g/cm3密度范围内具有良好的流变性和较低的滤失量,动切力YP在5～12 Pa范围内,HTHP滤失量能控制在11.0 mL以下,表明该体系具有良好的携带岩屑的能力,能有效封堵页岩地层的孔隙和裂缝。

表3 不同密度钻井液体系的基本性能

2.2 抑制性能评价

实验准确称取30.0 g过2.00～3.35 mm(6～10目)的四川地区泥页岩岩屑放入预先配制好的页岩气井水基钻井液(ρ=2.0 g/cm3)中,在150 ℃下老化16 h后取出,将岩屑过0.85 mm(40目)筛后烘干称重,计算岩屑在高温高密度水基钻井液中的滚动回收率并与清水对比,实验结果如表4所示。

表4 岩屑滚动回收率

由表4实验数据可知,四川地区泥页岩岩屑在优选出的高温高密度水基钻井液体系中的平均滚动回收率可达98.18%,远大于其在清水中的滚动回收率,这表明优选出的高温高密度水基钻井液体系具有良好的泥页岩抑制性能,能有效抑制泥页岩岩屑的水化膨胀和分散,从而达到稳定井壁、维持钻井液固有性能的目的。

2.3 润滑性能评价

实验按照前期优选出的高温高密度水基钻井液体系配方配制不同密度的钻井液,在150 ℃下老化16 h后用黏滞系数测定仪测定钻井液API泥饼的黏滞系数,结果如表5所示。

表5 不同密度水基钻井液API泥饼的黏滞系数

由表5实验结果可以看出,所研制的高温高密度水基钻井液体系在1.6～2.2 g/cm3密度范围内API泥饼的黏滞系数均小于0.09,表明该钻井液体系具有良好的润滑性能,能有效降低高密度钻井液在井筒中循环时钻具与裸眼井壁接触产生的摩阻,提高机械钻速。

2.4 封堵性评价

实验采用封堵性能评价仪(PPT)对高温高密度水基钻井液体系的封堵性能进行了评价。实验按照前期优选出的高温高密度水基钻井液体系配方配制不同密度的钻井液,在150 ℃下老化16 h后用钻井液封堵性能评价仪测定钻井液的砂盘滤失量,实验结果如表6所示。

表6 不同密度高温高密度水基钻井液的封堵性能

由表6数据可知,所研制的高温高密度水基钻井液体系在1.6～2.2 g/cm3密度范围内对不同渗透率的砂盘都具有良好的封堵性,且砂盘的渗透率越低,砂盘的滤失量越小,这表明该钻井液体系对泥页岩表面广泛存在的纳微米孔隙和微裂缝具有良好的封堵能力,能有效阻止钻井液的固相和液相侵入地层,达到提高地层承压能力、稳定井壁、保护油气层的目的。

2.5 热稳定性评价

实验将优选出的高温高密度水基钻井液体系(ρ=2.0 g/cm3)在150 ℃下分别老化16,32,48,72 h后测试钻井液的各项性能,结果如表7所示。

表7 高温高密度水基钻井液体系的高温稳定性

从表7中可以看出,所研制的高温高密度水基钻井液体系在不同老化时间后稳定性良好,黏度及滤失量略增大,但整体性能变化不大,即使在150 ℃下老化72 h后其HTHP滤失量仍能控制在11.0 mL以下,这表明该钻井液体系具有良好的高温稳定性。

2.6 岩屑污染评价

实验将四川地区泥页岩岩屑粉碎后过0.25 mm(60目)筛,将不同质量分数的岩屑粉末加入预先配置好的高温高密度水基钻井液体系(ρ=2.0 g/cm3)中,在150 ℃下老化16 h后测试钻井液的各项性能,实验结果如表8所示。

表8 不同浓度岩屑污染对钻井液体系性能的影响

由表8中数据可以看出,随着岩屑浓度的不断增加,高温高密度水基钻井液体系的黏度、动切力和HTHP滤失量不断增加,但API滤失量变化不大。当钻井液中岩屑浓度≤6%时,钻井液的黏度和HTHP滤失量的增幅不大,HTHP滤失量可控制在14.0 mL以下,但当钻井液中岩屑浓度≥8%时,钻井液的HTHP滤失量则急剧增大,泥饼厚度也急剧增加。以上研究表明所研制的高温高密度水基钻井液体系最低可抗6%的岩屑污染,即使当钻井液中岩屑浓度为8%时,钻井液体系的HTHP滤失量也仅为15.8 mL。

3 现场应用

中国石化华东江苏钻井公司于2021年10月份在四川泸县云顶镇承钻的泸203H123平台7口井三开中采用此水基钻井液体系,该平台7口井三开井段均在1 200～3 000 m,施工井段长达2 800 m左右。截至2022年9月,7口井水基施工全部顺利完成。在该平台几口井三开钻井施工中,井底温度最高达130 ℃,密度最高达到2.05 g/cm3,且三开穿越了须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组等多个地层。在钻井施工中,钻井液表现出良好的流变性、润滑性、强的抑制性和封堵性,并且井壁稳定。在整个钻井过程中除因为断裂带偶遇漏失外,钻井液性能稳定、井壁稳定、携砂正常、起下钻摩阻小、完井作业通井、电测、下套管均一次完成,平均井径扩大率8%,井眼规则,在该平台的7口井的钻进中均未发生由于泥浆导致的井下复杂情况。

4 结论

1)基于前期的实验通过正交实验,优选出最佳的高温高密度水基钻井液体系配方,配方为1.5%钠膨润土+0.2%LFS-3+0.5%LV-PAC+4%CFP-6+4%SMP-Ⅲ+3%SPNH+0.5%LGA-1+3%KCl+3%XCS-3+2%LWFD+0.5%EPR-1+1%WEP,ρ=2.0 g/cm3。

2)该体系在1.6～2.2 g/cm3均具有良好的携带岩屑的能力和良好的封堵孔隙的能力。

3)该体系具有良好的抑制性、强的润滑性、良好的封堵性和较好的抗温能力。

4)抗岩屑污染能力达到8%。

5)该体系在泸203H123平台成功应用,钻井液性能稳定、井壁稳定、携砂正常、起下钻摩阻小,表现出了优良的性能。