石油与天然气化工  2021, Vol. 50 Issue (5): 60-64
复杂深井高密度阳离子钻井液体系优化研究与应用
蔡东胜 , 孙梦慈 , 马洪亮 , 李世文 , 李来红 , 李振兴 , 郭玉华     
中国石油玉门油田分公司工程技术研究院
收稿日期：2021-02-05
基金项目：中国石油玉门油田分公司科技项目“高密度阳离子钻井液配方优化与现场试验”(2019Y08-02)
作者简介：蔡东胜，1985年生，大学本科(工学学士)，工程师，2009年毕业于西南石油大学石油工程专业，主要从事钻井液技术研究工作，发表论文近10篇，多次获司局级科技奖励。E-mail：ym-caidsh@petrochina.com.cn.
摘要：针对玉门酒东油田白垩系深部井段钻井液在高密度、高井温、高矿化度条件下流变性不易控制、现场维护难度大、钻井复杂事故多、完井电缆测井成功率低等问题，室内优选出了钻井液封堵剂JHS-01和抗高温降滤失剂JY-1B两种钻井液处理剂，优化形成了改进型高密度阳离子钻井液配方。室内评价表明，该钻井液在密度2.00 g/cm3时的漏斗黏度为77 s、动切值为7 Pa、终切值为8 Pa，120 ℃ HTHP滤失量为10 mL，黏切值低，封堵造壁性能良好，抑制性、抗温、抗污染等性能符合要求。现场应用表明：该钻井液与改进前邻井相比，漏斗黏度由88~110 s降至78~86 s、动切值由23~28 Pa降至12~20 Pa、终切值由14~26 Pa降至6~16 Pa，钻井液流变性明显改善，120 ℃ HTHP滤失量9~11 mL, 泥饼薄(2.5 mm)且致密，封堵造壁性能良好，钻井无复杂事故，电缆测井一次成功，满足酒东高密度复杂深井钻井要求。
关键词：酒东油田    复杂深井    高密度    阳离子钻井液    
Optimization study and application of the high-density cationic drilling fluid system for complex deep wells
Cai Dongsheng , Sun Mengci , Ma Hongliang , Li Shiwen , Li Laihong , Li Zhenxing , Guo Yuhua     
Engineering Technology Research Institute of PetroChina Yumen Oilfield Company, Jiuquan, Gansu, China
Abstract: There are problems of uncontrollable rheological characteristics, difficult site maintenance, frequent occurrence of complex drilling accidents, and low success rate of wire-line logging after well completion at deep wells segments of Cretaceous System in Yumen Jiudong oil field, where the drilling fluid has a high density, high well temperature and high mineralization level. This paper selects two kinds of drilling fluid treatment agents indoors, which are drilling fluid plugging agent JHS-01 and anti-high temperature filtrate loss reducer JY-1B. Through optimization, a modified high-density cational drilling fluid formula was formulated. The laboratory evaluation shows that the funnel viscosity of the drilling fluid is 77 s, the dynamic shear value is 7 Pa, the final shear value is 8 Pa at the density of 2.00 g/cm3, the HTHP filtration at 120 ℃ is 10 mL, the viscosity shear value is low, the plugging and wall building performance is good, and the inhibition temperature resistance and pollution resistance meet the requirements. The field application shows that as the funnel viscosity of the modified drilling fluid drops from 88-110 s to 78-86 s, its yield point drops from 23-28 Pa to 12-20 Pa, its ten-min gel strength drops from 14-26 Pa to 6-16 Pa, which means its rheological characteristics have been improved significantly compared with the unmodified ones in neighboring wells. Moreover, the HTHP is 9-11 mL at 120 ℃, the mud cake is thin (2.5 mm in thickness) and compact, showing a good plugging and wall-building property, being free from complex drilling accidents, and capable to complete wire-line logging in one go. Therefore, this drilling fluid is able to meet the requirements of high-density complex deep wells drilling in Jiudong oilfield.
Key words: Jiudong oilfield    complex deep well    high density    cationic drilling fluid    

阳离子钻井液体系具有的强抑制性较好地解决了玉门酒东油田白垩系K1g3油藏勘探开发中新近系、古近系泥岩水化膨胀和白垩系中沟组“红层”段水化坍塌问题[1-3]。然而，近年来在白垩系K1g1油藏的勘探开发中，随着井深的增加，井底温度达到120 ℃，且受高压盐水层(地层水总矿化度达100 000 mg/L)的影响，钻井液密度普遍在2.00 g/cm3左右[4]，高固相颗粒含量在高井温、高矿化度下严重影响了阳离子钻井液流变性能和封堵造壁性能，加上使用沥青类封堵防塌剂后，随着钻井液滤液黏度的增加和结构的增强，钻井液黏切值进一步增高，严重影响泥饼质量[5-8]，致使现场钻井液流变性不易控制，复杂事故多，制约了钻井提质提速，且完井无法电缆测井，不能取全地质资料。国外类似地层常采用油基钻井液进行钻进，考虑到钻井成本和环保问题，国内引入纳米材料等高性能钻井液处理剂已成为满足深井高密度水基钻井液体系抗高温、低黏切、强封堵需求的一个重要研究方向[9-10]。因此，通过优选纳米封堵剂等高性能钻井液处理剂，优化改进酒东高密度阳离子钻井液配方，改善其流变性能和封堵造壁性能，对解决酒东白垩系K1g1油藏勘探开发存在的钻井液问题具有重要意义。

1 改进型高密度阳离子钻井液的研究
1.1 处理剂的优选
1.1.1 封堵剂的优选

为了优选出一种既能提高高密度阳离子钻井液封堵造壁性能的同时又不增加黏切值的封堵剂，分别将2%(w, 下同)的防塌沥青粉SFT、白沥青WBF-1、白沥青NFA-25、封堵剂JHS-01(封堵型)和封堵剂JHS-01(抑制型)5种钻井液封堵剂加入阳离子基浆中开展评价，评价结果见表 1。从表 1可知，JHS-01(抑制型)与其他4种封堵剂相比，在滤失量降低和钻屑回收率提高的同时，钻井液黏切值最低，与阳离子钻井液配伍性最理想，且随着加量的增加，可进一步降低黏切值，提高泥饼质量和钻屑回收率。加量4%时，黏度较低，切力最小，较为适宜。JHS-01(抑制型)是一种可变形的聚氨酯聚合物封堵微粒，呈纳米级乳状物，中值粒径60 nm左右，比表面积130 m2/g以上，因其比表面积大、吸附性高的纳米特性，使其可在黏土颗粒和处理剂分子不饱和残键上形成牢固的物理化学吸附，从而显著降低钻井液的黏切力，提高抑制性，且可在滤失过程中选择性地填充在各级大颗粒之间形成的孔隙中，通过物理作用减少孔隙压力传播，从而达到封堵效果[11-12]。

表 1    5种钻井液封堵剂性能评价

1.1.2 抗高温降滤失剂的优选

在高密度阳离子钻井液中加入4%(w)的JHS-01(抑制型)后，FLHTHP(120 ℃)为13.5 mL，仍然较高，需优选抗高温降滤失剂以降低HTHP滤失量。

分别将羧基磺酸基共聚物HS-2、HS-3、羧羟基烷烯共聚物Redu200和丙烯酸酯共聚物JY-1B 4种抗高温抗盐降滤失剂加入基浆中开展评价，评价结果见表 2。

表 2    4种钻井液抗高温降滤失剂性能评价

表 2表明：HS-3和Redu200 HTHP滤失量和黏切值均过高，配伍性不理想；阳离子钻井液原有抗高温抗盐降滤失剂HS-2可将HTHP滤失量(120 ℃)降至12 mL，但与此同时，漏斗黏度增至119 s，终切值升至16 Pa，黏切值过高；利用超分子聚合原理，以小分子聚合物自组装而得到的半生物质接枝聚合物丙烯酸酯共聚物JY-1B，其分子结构的"自组装"在空间具有三维立体结构，表现出牛顿流体行为，使其钻井液具有优异的流变可调性，且容易成膜，在控制井壁稳定性的同时能有效地控制钻井液滤失量[11]，在高密度阳离子钻井液中提黏切不明显，但将HTHP滤失量(120 ℃)降至12 mL的加量达到12%(w)，单独使用费用过高。因此，将JY-1B与4%(w)的HS-2配合使用，通过对加入基浆中不同加量性能综合对比，4%(w)HS-2+2%(w)JY-1B加量时，将HTHP滤失量(120 ℃)降低至10 mL的同时，黏切值也较低，漏斗黏度77 s，终切值8 Pa，综合性能较为适宜，且JY-1B加量较低。

1.2 体系配方的确定

将优选出的JHS-01(抑制性)和JY-1B两种处理剂引入阳离子钻井液中，在5%(w)NaCl(模拟酒东油田矿化度，ρ(Cl-)为30 000 mg/L)下，优选阳离子钻井液中各处理剂加量，最终确定改进型高密度阳离子钻井液配方为：3.5%(w)土粉+2%(w)HBF-1+2%(w)HS-1+0.2%(w)CHM+0.5%(w)NW-1+4%(w)HS-2+4%(w)JHS-01(抑制型)+2%(w)JY-1B。

2 改进型高密度阳离子钻井液体系性能评价
2.1 抑制性能

阳离子钻井液本身具有强抑制性，而优选出的封堵剂JHS-01(抑制型)具有的纳米特性使其可以在黏土颗粒和处理剂分子不饱和残键上形成牢固的物理化学吸附，不仅能够起到良好的封堵效果，还能提高抑制性。经滚动回收实验评价，泥页岩钻屑(玉门酒东古近系钻屑)在清水中老化温度80 ℃的滚动回收率为16.15%，在改进型高密度阳离子钻井液中老化温度80 ℃的滚动回收率为93.60%(改进前为86.34%)、老化温度120 ℃的滚动回收率为93.36%(改进前为85.26%)。这说明改进型高密度阳离子钻井液具有很好的抑制页岩水化分散的能力。

2.2 高温稳定性

由于原阳离子钻井液体系处理剂和优选出的抗高温抗盐降滤失剂JY-1B均可抗150 ℃高温，且封堵剂JHS-01(抑制性)具有的纳米特性也能起到改善钻井液体系高聚物热稳定性的作用，从而使得钻井液整体具有良好的高温稳定性。经评价后得出: ①该钻井液在密度为2.00 g/cm3、120 ℃老化16 h后，漏斗黏度为77 s、动切值为7 Pa、终切值为8 Pa，HTHP滤失量(120 ℃)为10 mL，泥饼薄(2.5 mm)且坚韧、光滑，黏切值低，封堵造壁性能良好；②在不同密度下，100 ℃和120 ℃老化16 h后，钻井液均具有良好的流变性能和降滤失性能，且在120 ℃老化32 h后和48 h后，均未出现明显衰减；只是在150 ℃老化16 h后，有少许衰减，但在可接受范围内(见表 3)。这说明，该钻井液体系高温稳定性良好。

表 3    高温稳定性性能评价

2.3 抗盐、抗污染性能

根据酒东地区污染情况，在改进型高密度阳离子钻井液中加入不同量的盐进行抗盐性能评价，加入CaCl2、CaSO4和泥页岩岩屑进行抗污染评价，评价结果见表 4。从表 4可知：随着NaCl加量的增大，HTHP滤失量未出现急剧升高的情况，黏切值未出现急剧升高或降低的情况；加入CaCl2和CaSO4后，HTHP滤失量稳定，表观黏度有所下降，切力略有所升高，性能变化均在可接受范围，满足酒东现场需要；在5%(w)NaCl条件下加入岩屑污染物后，HTHP滤失量平稳，黏切值变化在可接受范围。这说明，改进型高密度阳离子钻井液具有良好的抗盐、抗污染能力。

表 4    抗盐、抗污染性能评价

2.4 沉降稳定性能

研究表明，重晶石在胶液中的悬浮稳定性依赖于重晶石与胶液中处理剂(如大分子聚合物)以及处理剂之间相互作用的强度[13]，而阳离子钻井液为大分子量聚合物钻井液体系，滤液黏度(0.8 mm毛细管, 20 ℃)可达100 s以上，钻井液相对重晶石黏滞作用力强，能够在很大程度上抵消重力与浮力差，达到悬浮加重剂的目的。室内将密度为1.99 g/cm3的改进型高密度阳离子钻井液装入老化罐中，充入2.0 MPa氮气、130 ℃恒温静置3天、5天和7天后，钻井液性能未出现明显变化。将析出清液从老化罐分离出后，测试上下两层钻井液密度值，计算静态沉降因子ST3d=0.509 8、ST5d=0.511 0、ST7d=0.510 9，均小于0.52，说明该钻井液沉降稳定性能良好。

3 现场应用

根据室内研究结果，在酒东长309井、长23井和长3-17井三开井段开展了现场试验。结果表明：钻井液黏切值较改进前大幅降低，流动性能良好；在同井眼尺寸、同泵压条件下，排量由9~10 L/s提高至13~14 L/s(见表 5)，携砂良好，返砂流畅；泥饼质量良好，未出现钻具“黏”的现象，定向钻进时也不“托压”，井壁稳定(见图 1)，起下钻畅通，无复杂事故，钻井施工顺利；3口井电缆测井均一次成功, 取全了地质测井资料，解决了多年来困扰酒东高密度钻井液条件下电缆测井成功率低(历年电缆测井一次成功率仅为53.78%)的问题。之后又在长215井等4口井上成功应用，均取得良好效果。

表 5    改进前后高密度钻井液性能及钻井参数对比

图 1     现场应用返出岩屑、HTHP滤失泥饼

4 结论

(1) 室内优选出能够改善高密度阳离子钻井液流变性能、提高封堵造壁性能的钻井液封堵剂JHS-01(抑制性)和抗高温降滤失剂JY-1B，优化研究形成了改进型高密度阳离子钻井液体系，其配方为：3.5%(w)土粉+2%(w)HBF-1+2% (w)HS-1+0.2%(w)CHM+0.5%(w)NW-1+4% (w)HS-2+4%(w)JHS-01(抑制型)+2%(w)JY-1B。

(2) 室内综合性能评价表明，改进型高密度阳离子钻井液体系密度在2.00 g/cm3时，漏斗黏度为77 s、动切值为7 Pa、终切值为8 Pa，HTHP滤失量(120 ℃)为10.0 mL，具有良好的流变性能和封堵造壁性能，其抑制性、抗温、抗污染等性能均满足酒东油田高密度复杂深井钻井施工要求。

(3) 现场应用表明，改进型高密度阳离子钻井液体系流变性改善明显，封堵造壁性能良好，钻井无复杂事故，完井电缆测井项目均一次完成，现场维护操作简单易行，适用于酒东高密度复杂深井的钻井施工。

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