劉 偉， 李華坤， 徐先覺

(1.油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川廣漢 618300；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢 618300；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司土庫曼斯坦分公司，四川成都 610051)

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土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田復(fù)雜深井超高密度鉆井液技術(shù)

劉 偉1,2， 李華坤1,2， 徐先覺3

(1.油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川廣漢 618300；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢 618300；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司土庫曼斯坦分公司，四川成都 610051)

土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田的上侏羅系基末利階長段膏鹽層(厚度為700～1 000 m)是典型的異常高壓地層，鉆井過程中存在高壓鹽水侵的風(fēng)險(xiǎn)，鉆井液密度高達(dá)2.48 kg/L，常規(guī)鉆井液不能滿足安全快速鉆井需要。為此，在現(xiàn)有飽和鹽水鉆井液的基礎(chǔ)上，優(yōu)選了抗高溫、抗膏鹽層污染處理劑，并與其他處理劑復(fù)配，研制了超高密度飽和鹽水鉆井液。室內(nèi)性能評(píng)價(jià)試驗(yàn)顯示，該鉆井液密度可達(dá)2.48 kg/L，具有高溫穩(wěn)定性強(qiáng)、潤滑性好、頁巖抑制能力強(qiáng)和抗污染能力強(qiáng)等特點(diǎn)。30多口井的現(xiàn)場應(yīng)用表明，該鉆井液能解決長段膏鹽層鉆進(jìn)中的地層蠕變、鉆井液易污染及高壓鹽水侵等技術(shù)難點(diǎn)，并能大大提高機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期。

深井；膏鹽層；高密度鉆井液；飽和鹽水鉆井液；阿姆河右岸氣田；土庫曼斯坦

土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田位于里海盆地東南部、土庫曼斯坦東部，其東部山前H構(gòu)造、EH構(gòu)造和J構(gòu)造地質(zhì)情況復(fù)雜[1]，尤其是上侏羅系基末利階長段膏鹽層在鉆進(jìn)過程中易發(fā)生縮徑、溢流井涌、鉆井液嚴(yán)重污染和膏鹽層蠕變卡鉆等井下復(fù)雜情況[2]。長段膏鹽層(厚度為700～1 000 m)在鉆井過程中存在膏鹽層蠕變(蘇聯(lián)時(shí)期在該區(qū)塊至少有4口井因膏鹽層蠕變導(dǎo)致卡鉆和擠毀套管而報(bào)廢)、鉆井液易污染、高壓鹽水侵(壓力可達(dá)75～80 MPa)，以及高溫下鉆井液產(chǎn)生高溫增稠、高溫減稠、高溫固化現(xiàn)象等技術(shù)難點(diǎn)[3]。要成功穿越膏鹽層，要求鉆井液必須同時(shí)滿足下述條件：密度高達(dá)2.48 kg/L，抗溫150 ℃以上，抗飽和鹽水污染。蘇聯(lián)和土庫曼斯坦在該氣田鉆井施工時(shí)井下故障頻發(fā)、鉆探成功率極低(僅為22%)，其中55%以上氣井因鉆遇膏鹽層而發(fā)生井下故障導(dǎo)致井眼報(bào)廢。巨厚含水膏鹽層成為制約土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田勘探開發(fā)的主要因素。為此，筆者研制了一種適用于土庫曼阿姆河右岸氣田巨厚膏鹽層的超高密度飽和鹽水鉆井液，并在該氣田30多口井進(jìn)行了應(yīng)用，成功鉆穿了巨厚膏鹽層，取得了提高鉆井成功率、縮短鉆井周期和確保井控安全的預(yù)期成果。

1 超高密度飽和鹽水鉆井液的研制

要安全鉆穿土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田巨厚膏鹽層，要求鉆井液必須抗膏鹽層污染及高壓鹽水污染，具有較強(qiáng)的抗高溫穩(wěn)定性、較小的高溫濾失量、較好的濾餅質(zhì)量以及較強(qiáng)的潤滑性能。為此，筆者考慮地層巖性、地層壓力變化情況、物理化學(xué)性能等要素，提出了阿姆河右岸氣田鉆井液性能指標(biāo)：密度2.40～2.48 kg/L，漏斗黏度55～65 s，API濾失量≤3 mL，濾餅厚度≤0.5 mm，pH值8.0～10.0，含砂量<0.3%，高溫高壓濾失量≤15 mL，摩阻系數(shù)≤0.18，初切力1～3 Pa，終切力6～20 Pa，塑性黏度60～90 mPa·s，動(dòng)切力8～15 Pa，流性指數(shù)0.40～0.80，稠度系數(shù)0.20～0.60 Pa·sn。

1.1 抗高溫降濾失劑優(yōu)選

抗高溫降濾失劑是控制超高密度飽和鹽水鉆井液流變性和濾失性的關(guān)鍵處理劑[4-10]。在該氣田原用高密度飽和鹽水鉆井液(以下稱為基漿，其配方為2.0%～3.0%膨潤土漿+0.3%～0.5%燒堿+0.1%～0.5%聚合物抑制劑+5.0%～6.0%磺化降濾失劑+2.0%～3.0%抗鹽潤滑劑+2.0%～3.0%小分子降黏劑+0.2%鹽結(jié)晶抑制劑+0.5%～1.0%除硫劑+30.0%NaCl+重晶石粉)的基礎(chǔ)上，對(duì)國產(chǎn)的7種抗高溫抗鹽磺化降濾失劑A—G在高密度(2.48 kg/L)、高溫(150 ℃)和飽和鹽水(30.0%NaCl)條件下進(jìn)行性能對(duì)比試驗(yàn)，結(jié)果見表1。

表1 抗高溫降濾失劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

注：老化條件為150 ℃溫度下滾動(dòng)16 h。

從表1可以看出，降濾失劑D的降濾失效果最好，API濾失量及高溫高壓濾失量都符合要求,且鉆井液黏切明顯低于其他降濾失劑。因此，選D作為主要的降濾失劑。

1.2 抗高溫抗鹽降黏劑優(yōu)選

高密度鉆井液經(jīng)高溫作用后往往增稠較為嚴(yán)重，流變性難以控制，加入合適的抗高溫抗鹽降黏劑，可以改善鉆井液流變性。在原用高密度飽和鹽水鉆井液中加入相同量的降黏劑(堿液)a—e，經(jīng)過高溫老化后測定其流變性能，對(duì)不同降黏劑的性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，試驗(yàn)結(jié)果見表2。

從表2可以看出，加入不同降黏劑后，基漿黏切都有明顯降低，其中加入降黏劑b后鉆井液的黏切降低幅度最大，而且b相比其他降黏劑同時(shí)具有明顯的降濾失效果，因此選擇b作為抗高溫抗鹽降黏劑。

1.3 表面活性劑優(yōu)選

為了考察表面活性劑對(duì)高密度鉆井液性能的影響，在原用高密度飽和鹽水鉆井液的基礎(chǔ)上對(duì)表面活性劑AB1和AB2的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見表3。

表2 抗高溫抗鹽降黏劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

注：老化溫度為150 ℃。

表3 表面活性劑對(duì)鉆井液性能影響試驗(yàn)結(jié)果

注：老化條件為150 ℃溫度下滾動(dòng)16 h。

從表3可以看出，表面活性劑對(duì)增大鉆井液的pH值有一定的效果，且提高了鉆井液的抗溫性能；但加入表面活性劑AB1后，鉆井液的黏切大幅度升高，而加入表面活性劑AB2后，鉆井液黏切雖然升高，但黏切值仍在設(shè)計(jì)范圍之內(nèi)，兩者復(fù)配效果也沒有單獨(dú)加入AB2效果好，因此選擇AB2作為表面活性劑。

1.4 潤滑劑優(yōu)選

鉆井液具有良好的潤滑性能是成功鉆穿膏鹽層的關(guān)鍵，在原用高密度飽和鹽水鉆井液的基礎(chǔ)上分別加入現(xiàn)場常用的柴油、H、I和J等4種潤滑劑，對(duì)其潤滑性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見表4。

表4 抗高溫抗鹽潤滑劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

注：老化溫度為150 ℃。

從表4可以看出，潤滑劑的加入對(duì)提高超高密度鉆井液潤滑性能均有一定作用，綜合比較認(rèn)為可以選用潤滑劑H或者I。

1.5 鉆井液配方確定

在原用高密度飽和鹽水鉆井液的基礎(chǔ)上，結(jié)合土庫曼阿姆河右岸氣田鉆井實(shí)踐和處理劑優(yōu)選結(jié)果，初步確定了超高密度飽和鹽水鉆井液配方：1.0%～1.5%膨潤土漿+1.0%燒堿+0.5%抑制劑+6.0%主降濾失劑D+2.0%輔助降濾失劑+3.0%潤滑劑H+3.0%降黏劑(堿液)b+0.2%表面活性劑AB2+0.5%除硫劑+30.0%NaCl+重晶石粉。

2 鉆井液性能評(píng)價(jià)

2.1 抗溫性能

溫度對(duì)鉆井液性能的影響較大，溫度升高，鉆井液的流變性會(huì)變差，濾失量會(huì)顯著增加。超高密度飽和鹽水鉆井液的抗溫能力試驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 超高密度飽和鹽水鉆井液抗高溫性能評(píng)價(jià)結(jié)果

從表5可以看出，超高密度飽和鹽水鉆井液在不同溫度下老化后，鉆井液黏切變化不大，流動(dòng)性能參數(shù)穩(wěn)定，說明該鉆井液具有較強(qiáng)的抗溫性能。

2.2 滾動(dòng)回收率

采用滾動(dòng)回收率試驗(yàn)方法[11]進(jìn)行了超高密度飽和鹽水鉆井液的巖屑滾動(dòng)回收率試驗(yàn)，巖屑在超高密度飽和鉆井液中的滾動(dòng)回收率為95.4%，而在清水中滾動(dòng)回收率為23.3%，這表明該鉆井液具有良好的抑制性能。

2.3 線性膨脹性能

將泥頁巖分別浸泡在清水(蒸餾水)和鉆井液壓濾所得的濾液中，進(jìn)行膨脹性能對(duì)比試驗(yàn)，結(jié)果如圖1所示。

由圖1可知，泥頁巖在超高密度飽和鹽水鉆井液濾液中的線性膨脹率(8 h膨脹率為28%)遠(yuǎn)低于在清水中的線性膨脹率(8 h膨脹率為98%)，表明該鉆井液具有良好的抑制性能。

其實(shí)數(shù)碼單反相機(jī)最初的設(shè)計(jì)理念就是將膠片單反相機(jī)“數(shù)碼化”，那么所有感光元件與35mm膠片大小相同或幾乎類似的機(jī)型就是全畫幅機(jī)型。

圖1 泥頁巖在清水和超高密度飽和鹽水鉆井液濾液中的膨脹曲線Fig.1 The expansion curves of the filtrate of distilled water and ultra high density saturated brine drilling fluid

2.4 抗鹽性能

超高密度飽和鹽水鉆井液抗鹽性能評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 超高密度飽和鹽水鉆井液抗鹽污染能力評(píng)價(jià)結(jié)果

注：①CaCl2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%；鉆井液老化溫度為150 ℃；流變性能測定溫度為50 ℃；高溫高壓濾失測定溫度為150 ℃。

從表6可以看出，加入6.0%CaCl2鹽水后鉆井液的流變性能及高溫高壓濾失量仍然較穩(wěn)定，在要求范圍內(nèi)變化，表明超高密度飽和鹽水鉆井液具有較好的抗鹽污染能力，能夠滿足現(xiàn)場鉆井的需要。

2.5 潤滑性能

采用滑塊式潤滑系數(shù)測定儀、壓持式潤滑系數(shù)測定儀和極壓潤滑儀對(duì)清水、4.0%膨潤土漿及超高密度飽和鹽水鉆井液的潤滑性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見表7。

表7 超高密度飽和鹽水鉆井液潤滑性評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

Table 7 Test results for lubrication capacities of ultra high density saturated brine drilling fluid

鉆井液極壓潤滑系數(shù)濾餅黏附系數(shù)濾餅黏滯系數(shù)清水0．340 0 4．0%膨潤土漿0．560．06010．1317超高密度鉆井液0．140．09200．0524

從表7可以看出,超高密度飽和鹽水鉆井液的潤滑系數(shù)較小，說明其具有良好的潤滑性能，對(duì)防止壓差卡鉆等井下故障的發(fā)生和安全鉆進(jìn)具有重要作用。

上述室內(nèi)性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明：超高密度飽和鹽水鉆井液在150 ℃溫度下滾動(dòng)16 h后具有較好的流變性能和潤滑性能、較低的API濾失量和高溫高壓濾失量，綜合性能完全符合現(xiàn)場施工設(shè)計(jì)要求，因此從理論上講能夠滿足巨厚膏鹽層鉆井的需要。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

超高密度飽和鹽水鉆井液在阿姆河右岸氣田東部山前構(gòu)造的30多口深井進(jìn)行了應(yīng)用，解決了長段膏鹽層鉆進(jìn)中膏鹽層蠕變和鉆井液抗鹽、鈣污染及高壓鹽水侵等技術(shù)難點(diǎn)，大大提高了鉆井機(jī)械鉆速，縮短了鉆井周期。下面以EH構(gòu)造定向預(yù)探井EH-21井和J構(gòu)造預(yù)探井J-21井為例，詳細(xì)說明其應(yīng)用情況及效果。

3.1 J-21井

按照超高密度飽和鹽水鉆井液配方將處理劑配成高濃度膠液按循環(huán)周加入，并補(bǔ)充適量的潤滑劑和表面活性劑，受污染的鉆井液經(jīng)處理后具有較好的流變性能、較低的濾失量、較好的潤滑性能及抗溫性能，且性能穩(wěn)定(見表8)。

表8 J-21井鉆井液污染前后及維護(hù)處理后的主要性能

從表8可以看出,鉆井液被鹽水污染后其黏度、切力大幅度上升， API濾失量最高達(dá)到80 mL，pH值降至7左右，經(jīng)過處理后鉆井液的各項(xiàng)性能均滿足鉆井需要。該井歷時(shí)29 d順利完成整個(gè)膏鹽層井段的鉆進(jìn)(2 627.00～2 998.00 m井段)，電測、下套管一步到位。

3.2 EH-21井

EH-21井為阿姆河右岸氣田東部山前EH構(gòu)造的一口定向預(yù)探井，是阿姆河項(xiàng)目啟動(dòng)以來難度最大和風(fēng)險(xiǎn)最高的一口井，受山區(qū)地表制約，該井三開1 700.00～2 586.00 m為定向井段，最大井斜角49.5°(井深2 226.00 m處)，且在逆斷層中定向鉆進(jìn)，大大增加了定向鉆井難度。

該井用密度2.20 kg/L、黏度60 s的聚磺飽和鹽水鉆井液鉆至井深2 466.82 m(上鹽層)，發(fā)現(xiàn)液面上漲0.3 m3，鉆井液黏度由60 s上升至93 s，停泵，上提鉆具至井深2 456.33 m，關(guān)井立壓為0 MPa(帶回壓閥)，關(guān)井套壓從0.40 MPa上升至5.94 MPa，液面累計(jì)上漲1.5 m3，計(jì)算判定地層壓力系數(shù)為2.39，判斷為高壓鹽水侵，決定采用密度2.46～2.48 kg/L的超高密度飽和鹽水鉆井液控壓循環(huán)壓井后繼續(xù)鉆進(jìn)。

按照超高密度飽和鹽水鉆井液配方配成膠液，并按循環(huán)周加入，對(duì)鉆井液性能進(jìn)行調(diào)整，受污染的鉆井液經(jīng)處理后具有較好的流變性能、較低的濾失量、較好的潤滑性能及抗溫性能，且性能穩(wěn)定(見表9)。該井歷時(shí)32 d順利完成整個(gè)膏鹽層井段的鉆進(jìn)，取得以下技術(shù)成果：

1) 鉆井液最高密度達(dá)2.48 kg/L，超過設(shè)計(jì)密度0.43 kg/L,創(chuàng)土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田鉆井液密度最高紀(jì)錄；

2) 首次在井斜角超過40°井段采用超高密度(2.48 kg/L)飽和鹽水鉆井液進(jìn)行螺桿鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速明顯提高，鉆時(shí)由300 min/m縮短至120 min/m；

3) 鉆井液性能優(yōu)異，順利鉆完整個(gè)基末利階膏鹽層，并確保了電測、下套管中固井作業(yè)的順利進(jìn)行。

表9 EH-21井鉆井液污染前后及維護(hù)處理后的主要性能

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1) 選擇合理的鉆井液密度和及時(shí)發(fā)現(xiàn)并控制高壓鹽水侵是安全鉆進(jìn)土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田東部山前構(gòu)造膏鹽層的關(guān)鍵，若發(fā)生鹽水侵，應(yīng)先盡快平衡地層壓力，然后再調(diào)節(jié)鉆井液其他性能。

2) 超高密度飽和鹽水鉆井液具有高溫穩(wěn)定性強(qiáng)、潤滑性好、頁巖抑制能力強(qiáng)和抗污染能力強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)。

3) 超高密度飽和鹽水鉆井液在該區(qū)塊30多口井進(jìn)行了成功應(yīng)用，基本解決了長段膏鹽層鉆進(jìn)中膏鹽層的蠕變和鉆井液的抗鹽、鈣污染及高壓鹽水侵的技術(shù)難點(diǎn)，能夠滿足該區(qū)塊安全快速鉆井的要求，具有較強(qiáng)的推廣價(jià)值。

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[編輯 令文學(xué)]

The Application of Ultra High Density Drilling Fluids in Complex Deep Wells in the Amu Darya Right Bank Gas Field, Turkmenistan

LIU Wei1,2，LI Huakun1,2，XU Xianjue3

(1. Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Guanghan, Sichuan, 618300, China；2. Drilling Engineering Technology Research Institute，CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Guanghan, Sichuan, 618300, China；3. Turkmenistan Branch，CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu, Sichuan, 610051, China)

The thick gypsum salt formation (with thickness of 700-1 000 m) in the Kimmeridgian in Upper Jurassic of the Amu Darya Right Bank Gas Field has typical abnormal high pressures, there is a risk of high pressure salt water invasion in the process of drilling. For that reason, the density of drilling fluid needs to be 2.48 kg/L, and otherwise it could not meet the needs of safe and fast drilling by conventional drilling fluids. On the basis of existing saturated brine drilling fluids, the treatment agents with excellent resistance to high temperatures and pollution of gypsum and salt have been optimized. Combined with other agents, ultra high density saturated brine drilling fluids have been developed. Indoor performance tests showed that the drilling fluids could have a density up to 2.48 kg/L, and possess excellent high-temperature stability, better lubrication, higher shale resistance and anti-pollution capacities. Field application results in more than 30 wells showed that the newly developed drilling fluids could successfully eliminate salt formation creep, and solve the problem of drilling fluid pollution and the invasion of high-pressure salt water during drilling in a long gypsum salt formation interval. These drilling fluids can significantly enhance the ROP and shorten the drilling cycle.

deep well; gypsum salt formation; high density drilling fluid; saturated salt water drilling fluid; Amu Darya Right Bank Gas Field; Turkmenistan

2015-12-01；改回日期：2016-04-11。

劉偉(1982—)，男，寧夏靈武人，2005年畢業(yè)于四川大學(xué)化學(xué)工程與工藝專業(yè)，2008年獲西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事鉆井液現(xiàn)場技術(shù)服務(wù)及科研工作。E-mail:aq236@sohu.com。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201603006

TE254+.6

A

1001-0890(2016)03-0033-06