王媛媛，謝 鑫，竇正道，趙 進(jìn)，付成林，徐 浩，張 驥

中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009

江蘇油田多為“低滲、低產(chǎn)”油氣藏，如果用常規(guī)鉆井技術(shù)來開發(fā)，單位成本（每桶原油成本）高，在市場上沒有競爭力。小井眼鉆井技術(shù)具有所需設(shè)備小而少，耗材少、耗能低、占地面積小，對(duì)環(huán)境友好，勘探、開發(fā)成本低等優(yōu)點(diǎn)［1-3］，但存在小井眼環(huán)空間隙小、巖屑攜帶困難、易形成巖屑床以及循環(huán)壓耗高、起鉆易發(fā)生抽吸坍塌、塌塊很難帶出等缺點(diǎn)，而且鉆具與井壁接觸比率大，斜井鉆具完全與下井壁接觸易發(fā)生黏卡，鉆井液維護(hù)處理難度大［4-5］，易導(dǎo)致井下復(fù)雜。已有研究表明，采用常規(guī)聚合物鉆井液體系不能有效地解決該區(qū)鉆井施工難點(diǎn)。針對(duì)小井眼鉆探特點(diǎn)，本文擬開展高性能水基鉆井液配方體系研究，優(yōu)化水基鉆井液的攜砂性、潤滑性、抑制性及封堵性，形成適合小井眼施工的水基鉆井液體系，以期降低東部油田的開發(fā)成本。

1 材料與方法

1.1 主要材料

聚合物DS-301、有機(jī)硅醇DS-302，中石化華東石油工程有限公司科技發(fā)展分公司；膨潤土、超細(xì)碳酸鈣QS-4、加重劑BaSO4（工業(yè)級(jí)）、復(fù)合金屬離子聚合物PMHA-Ⅱ、酚醛樹脂SMP-Ⅰ、褐煤樹脂SPNH、聚合物FXRH、乳化石蠟RHJ-1、固體潤滑劑RH102、降濾失劑DS-143、原油，泰州環(huán)球儀器有限公司；純堿、NaOH等（分析純），市售。

1.2 主要儀器

BGRL-9型高溫滾子加熱爐、ZNN-D6型六速旋轉(zhuǎn)黏度儀、中壓濾失儀、高溫高壓濾失儀，青島海通達(dá)專用儀器有限公司；WT-Fann LSM2100 型頁巖膨脹儀及OFI頁巖膨脹儀、Fann212型極壓潤滑儀，美國Fann 公司；JHMD-Ⅱ型高溫高壓動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)儀，北京科氏利儀器公司。

1.3 分析方法

參照GB/T 16783.1—2014《石油天然氣工業(yè)鉆井液現(xiàn)場測試 第1 部分：水基鉆井液》，對(duì)研制的鉆井液進(jìn)行測試。

2 結(jié)果與討論

2.1 鉆井液性能配方優(yōu)化

2.1.1 流變性能和攜砂性能優(yōu)化實(shí)驗(yàn)

動(dòng)塑比為鉆井液流變性中的一項(xiàng)重要指標(biāo)，反映鉆井液懸浮攜巖性能好壞。采用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)流變性能測試方法測量基漿及加入不同配比中等分子聚合物PMHA-Ⅱ和長分子聚合物DS-301 的鉆井液在60 ℃與老化120 ℃后的動(dòng)塑比［6-7］。配制不同的鉆井液，具體的配方及其編號(hào)為：1#（基漿，5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.2% PMHA-Ⅱ）、2#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.2% PMHA- Ⅱ+1% SMP- Ⅰ+1% SPNH）、3#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+ 0.1% DS-301+0.1% PMHA-Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+ 1% SPNH）、4#（5% 膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.1% PMHA-Ⅱ+ 1% SMP-Ⅰ+1% SPNH）、5#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.3% DS-301+0.1% PMHA-Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+ 1% SPNH）、6# （5% 膨潤土+0.3% Na2CO3+0.1% DS-301+0.2% PMHA- Ⅱ+1% SMP- Ⅰ+ 1% SPNH）、7#（5% 膨潤土+0.3% Na2CO3+0.1% DS-301+0.3% PMHA- Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+ 1% SPNH）、8#（5%膨潤土+0.3% Na2CO3+0.2% DS-301+0.3% PMHA-Ⅱ+1% SMP-Ⅰ+1% SPNH）。

在60 及120 ℃條件下，考察不同配方鉆井液的動(dòng)塑比，結(jié)果如圖1 所示。由圖1 可知：6#和7#配方老化前后動(dòng)塑比均較高，其余樣品動(dòng)塑比較低，尤其在溫度升高后動(dòng)塑比降低明顯，說明當(dāng)聚合物PMHA-Ⅱ加量為0.2%～0.3%、DS-301 加量為0.1%時(shí)，鉆井液懸浮攜巖性好，其余配方均無法滿足小井眼鉆井液的懸浮攜砂要求。

圖1 不同配方鉆井液在60及120 ℃條件下的動(dòng)塑比

2.1.2 抑制防塌劑優(yōu)選

采用滾動(dòng)回收方法，在基漿中加入不同防塌劑，高速攪拌20 min，測量試樣在常溫下養(yǎng)護(hù)24 h和120 ℃熱滾16 h 后的表觀黏度，以考察其抑制泥頁巖分散性能，結(jié)果見表1。加入試樣中的膨潤土分散度越低，試樣的表觀黏度值越小。與基漿中最大的表觀黏度相比，表觀黏度降低率越大，表明試樣的抑制性越好，見式（1）

表1 不同配方鉆井液抑制泥頁巖的分散性能

式中：φ600為膨潤土加入基漿的表觀黏度，mPa·s，φ600'為膨潤土加入試樣的表觀黏度，mPa·s。

由表1 可知：有機(jī)硅醇DS-302 的抑制性能隨其加量的增加而增強(qiáng)；在相同濃度下，DS-302 抑制性比KLG-Ⅰ、OSAM-K 強(qiáng)，與FT-388 相當(dāng)；溫度對(duì)有機(jī)硅醇DS-302 的抑制性能影響較小。綜合考慮，有機(jī)硅醇DS-302 的用量為1.0%～1.5%時(shí)，試樣的抑制性相對(duì)較好。

2.1.3 降濾失劑優(yōu)選

通過中壓濾失儀進(jìn)行濾失量測試來評(píng)價(jià)降濾失劑效果。在基漿中加入0.5%～1.5%NH4-HPAN，同時(shí)加入同濃度的各種降濾失劑，測量試樣的濾失量及流變性能，對(duì)比評(píng)價(jià)各種降濾失劑對(duì)鉆井液的封堵防塌效果，結(jié)果見表2。

表2 降濾失劑的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表2可知：NH4-HPAN、Na-HPAN 降濾失效果［8-9］比其他降濾失劑好，因?yàn)镹H4-HPAN 具有一定的降黏作用，而Na-HPAN 具有一定的增黏作用，故優(yōu)選NH4-HPAN 作為降濾失劑。同時(shí)發(fā)現(xiàn)，NH4-HPAN 的加量為1%～1.5%時(shí)抑制性相對(duì)較好，當(dāng)其加量為1%時(shí)對(duì)基漿的流變性影響較小。綜合考慮，NH4-HPAN的初選加量為1%。

2.1.4 不同配方鉆井液的潤滑性能優(yōu)化

在基漿中，分別加入不同種類的潤滑劑：聚合醇FXRH、原油、乳化石蠟RHJ-1、多功能固體潤滑劑RH102，形成不同體系編號(hào)及配方為：1#（基漿，5%膨潤土+0.3%Na2CO3+0.2% DS-301+0.2%PMHA-Ⅱ）、2#（5%膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA- Ⅱ +1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%FXRH）、3#（5% 膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA- Ⅱ+1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%原油）、4#（5%膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%RHJ-1）、5#（5% 膨潤土+0.1% DS-301+0.2%PMHA- Ⅱ+1%NH4-HPAN+1% DS-302+2%RH102）。將不同體系攪拌均勻后，使用極壓潤滑儀，測量基漿及其加入不同潤滑劑的鉆井液在120 ℃條件下滾動(dòng)12 h 后的潤滑系數(shù)（Kf），計(jì)算其潤滑系數(shù)降低率，以評(píng)價(jià)其潤滑性能［10-11］，結(jié)果見圖2～3。由圖2～3可知：在相同實(shí)驗(yàn)條件下，加入乳化石蠟RHJ-1潤滑劑的鉆井液的潤滑系數(shù)最小，潤滑系數(shù)降低率最高，說明其潤滑性能好于其他體系，完全滿足定向段懸浮攜巖降阻要求。

圖2 加入不同潤滑劑后鉆井液的潤滑系數(shù)

圖3 加入不同潤滑劑后鉆井液的潤滑系數(shù)降低率

根據(jù)上述鉆井液流變性、懸浮攜巖性、抑制性、封堵防塌性、潤滑性優(yōu)化對(duì)比實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出適用于小井眼鉆井的高性能水基鉆井液體系的配方為5%膨潤土+0.3%Na2CO3+（0.2%～0.3%）PMHA-Ⅱ+0.1% DS-301+1%NH4-HPAN+1%SMP-1+1%SPNH+1% DS-302+2%RHJ-1+2%QS-4+0.2%NaOH。

2.2 小井眼鉆井液配方體系綜合性能測試

2.2.1 防塌能力評(píng)價(jià)

采用WT-Fann LSM2100 型頁巖膨脹儀進(jìn)行泥頁巖膨脹率實(shí)驗(yàn)。室內(nèi)選用垮塌物和膨潤土［12］對(duì)4 種配方體系進(jìn)行線性膨脹率對(duì)比實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表3。由表3 可知：高性能水基鉆井液泥頁巖膨脹率＜20%，該體系表現(xiàn)出極強(qiáng)的抑制性能，說明高性能水基鉆井液能夠有效降低小井眼泥頁巖水化膨脹而導(dǎo)致的井壁垮塌。

表3 不同配方鉆井液體系的頁巖膨脹率

2.2.2 懸浮攜帶能力評(píng)價(jià)

采用六速旋轉(zhuǎn)黏度儀測定上述4 種配方體系在140 ℃老化16 h 前后于60 ℃條件下的流變性能，結(jié)果見表4。由表4 可知：高性能水基鉆井液在常溫與高溫老化后的動(dòng)切力、塑性黏度均高于其他3 種體系，說明該配方體系的懸浮攜帶能力最好，有利于防止沉砂，阻緩沉砂形成巖屑床，能為小井眼安全鉆井提供清潔的井筒環(huán)境［12］。

表4 不同配方鉆井液體系的流變性能

2.2.3 潤滑性能評(píng)價(jià)

使用Fann212型極壓潤滑儀，測量基漿和4種配方體系鉆井液的潤滑系數(shù)，評(píng)價(jià)不同配方鉆井液的潤滑性能，結(jié)果見表5。由表5 可知：在3 種溫度條件下，極壓潤滑系數(shù)平均值從小到大排序?yàn)楦咝阅芩@井液、復(fù)合有機(jī)鹽聚胺低滲透鉆井液、胺基聚磺鉆井液、PEG 鉆井液，極壓潤滑系數(shù)越小，鉆井液的潤滑能力赿強(qiáng)［12］。說明高性能水基鉆井液潤滑系數(shù)低，潤滑效果好，有利于防黏卡和提高機(jī)械鉆速。此外，表觀黏度、塑性黏度等參數(shù)反映該體系具有較好的流變性能，完全滿足定向段懸浮攜巖降阻要求。

表5 不同配方鉆井液體系在3種溫度下的潤滑性能

2.2.4 儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)

采用JHMD-Ⅱ高溫高壓動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)儀，開展巖心滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)置60 ℃左右、損害壓差3.5 MPa、損害梯度200 s-1，按照動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)步驟，測定加入不同鉆井液的巖心滲透率恢復(fù)值，對(duì)比評(píng)價(jià)各鉆井液的油氣層保護(hù)效果，結(jié)果見表6。由表6可知：巖心滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)從大到小排序?yàn)镻EG鉆井液、高性能水基鉆井液、胺基聚磺鉆井液、復(fù)合有機(jī)鹽聚胺低滲透鉆井液。

表6 巖心滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)

復(fù)合有機(jī)鹽聚胺低滲透鉆井液的巖心滲透率恢復(fù)值低，其污染巖心端面被切掉1 cm 和2 cm 后巖心滲透率才恢復(fù)至97%以上，說明原始狀態(tài)下高性能水基鉆井液滲透率恢復(fù)值高，該體系能在近井壁附近快速形成致密的暫堵帶，阻止鉆井液固、液相浸入地層深處，起到保護(hù)儲(chǔ)層和防垮護(hù)壁的效果。

由綜合性能測試結(jié)果可見：高性能水基鉆井液的綜合性能較好，具有懸浮攜巖能力強(qiáng)、抑制泥頁膨脹能力強(qiáng)、潤滑性能好、儲(chǔ)層保護(hù)效果好等特點(diǎn)，符合小井眼鉆井液性能要求。

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用

2.3.1 工程地質(zhì)概況

XQ2 井設(shè)計(jì)井深為1 655 m，井斜為42.86°，閉合位移為341 m。設(shè)計(jì)采用二開井身結(jié)構(gòu)：一開采用215.9 mm 鉆頭鉆至500 m，下177.8 mm 套管至499 m；二開采用152.4 mm鉆頭鉆至1 655 m，下114.3 mm套管。具體的井身結(jié)構(gòu)見圖4。

圖4 XQ2井井身結(jié)構(gòu)

地層自上而下，東臺(tái)組（0～160 m，以砂質(zhì)黏土、棕黃色含砂礫巖為主）、鹽城組（160～740 m，以粉砂質(zhì)黏土、含礫砂巖、粉砂巖為主）、三垛組（740～990 m，以棕紅色泥巖與細(xì)砂巖互層為主）、戴南組（990～1 655 m，以棕紅色、深灰色泥巖以及淺灰色砂巖、含礫砂巖為主），目的層為戴南組。

2.3.2 體系維護(hù)方案

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際消耗以及性能波動(dòng)情況，及時(shí)按照配方比例配制等濃度高性能水基鉆井液。鉆井液以主聚物PMHA-Ⅱ膠液、Na-HPAN 降濾失劑為主，保持其抑制性能。戴南組地層及時(shí)加入1.0%～1.5%防塌劑進(jìn)行防塌預(yù)處理，且維持加量不低于1.5%，以增強(qiáng)井壁穩(wěn)定性。戴南組地層可配加QS-4，配合防塌劑，增強(qiáng)鉆井液的封堵防塌效果。

1）根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際消耗以及性能波動(dòng)情況，及時(shí)按照配方比例配制等濃度水基鉆井液。

2）鉆進(jìn)過程中使用好四級(jí)固控設(shè)備，振動(dòng)篩的篩布目數(shù)在75 μm 以上，維持膨潤土加量在30 g/L左右。

3）定向段調(diào)節(jié)鉆井液流型，確保動(dòng)塑比在0.3以上，增強(qiáng)體系護(hù)壁能力及懸浮攜帶能力。

4）鉆井液性能指標(biāo)：濾失量＜5 mL。

2.3.3 應(yīng)用效果

考察高性能水基鉆井液體系應(yīng)用后的效果，結(jié)果見表7。由表7 可知：體系性能穩(wěn)定，剪切稀釋性好，攜巖能力好；濾失量控制在4.5 mL，抑制性好，井眼無垮塌掉塊。該體系能較好地解決小井眼鉆井導(dǎo)致的一系列問題。

表7 高性能水基鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用測試性能

3 結(jié)論

1）根據(jù)小井眼鉆井的要求，優(yōu)化了高性能水基鉆井液的配方，形成了以聚合物PMHA-Ⅱ和長分子聚合物DS-301為流變性能調(diào)整添加劑，以乳化石蠟RHJ-1為主要潤滑劑，以有機(jī)硅醇DS-302及銨鹽NH4-HPAN 為核心的封堵劑等協(xié)同增效的高性能水基鉆井液體系。

2）通過對(duì)高性能水基鉆井液體系進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)其懸浮攜巖能力強(qiáng)；抑制泥頁巖膨脹能力強(qiáng)；潤滑性能好，濾失量小，有利于防黏卡和提高機(jī)械鉆速。

3）高性能水基鉆井液動(dòng)態(tài)污染巖心滲透率恢復(fù)值高，具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果，有利于油氣的發(fā)現(xiàn)。

4）通過現(xiàn)場工藝優(yōu)化，形成一套針對(duì)小井眼的高性能水基鉆井液體系。它的應(yīng)用見效快，使用簡單，能提高小井眼段的潤滑防卡能力，降低鉆井復(fù)雜，符合小井眼鉆井液性能要求，且環(huán)境友好，為江蘇水鄉(xiāng)油田小井眼施工探索出了一項(xiàng)新的技術(shù)。