吳雄軍 趙琳 林永學(xué) 李海斌 黨冰華

1.中國石化石油工程技術(shù)研究院 2.中國石化石油化工科學(xué)研究院3.中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院 4.中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院

水平井是開發(fā)頁巖油氣藏的有效方式,但在鉆井過程中,面臨井壁穩(wěn)定性差、鉆具受到的摩阻扭矩大、井眼清潔困難等技術(shù)難題,配套鉆井液技術(shù)面臨巨大的挑戰(zhàn)[1]。油基鉆井液在抑制性、封堵性、潤滑性等方面具有天然優(yōu)勢,是目前頁巖水平井鉆井的首要選擇,但由于循環(huán)利用技術(shù)與廢棄物處理技術(shù)配套不足,配制成本高、環(huán)境污染風(fēng)險大、后期綜合治理難等問題突出,規(guī)模化應(yīng)用時面臨環(huán)境保護(hù)與成本控制的雙重壓力[2-8]?；诖?國外在頁巖水平井井壁失穩(wěn)機(jī)理研究的基礎(chǔ)上,開發(fā)出了 ULTRADRIL、HYDRAGLYDE、KLA-SHIELD、HYDRO-GUADRTM等多種高性能水基鉆井液體系,并在一定范圍內(nèi)實施了成功應(yīng)用,但相關(guān)技術(shù)高度保密,難以在國內(nèi)實施經(jīng)濟(jì)化引進(jìn)與規(guī)?；瘧?yīng)用[9]。因此,開發(fā)適用于我國頁巖水平井鉆井的環(huán)保型高性能水基鉆井液具有重要的意義。結(jié)合頁巖水平井鉆井液技術(shù)難點,通過引入多種硅基處理劑,開發(fā)了一種環(huán)保型多硅基水基鉆井液體系,并在室內(nèi)進(jìn)行了綜合性能評價?，F(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明,該體系能夠有效地避免頁巖水平段井壁失穩(wěn)、鉆具摩阻扭矩過大、起下鉆遇阻等井下復(fù)雜問題,為頁巖油氣藏水平井綠色、高效地開發(fā)提供了良好的技術(shù)借鑒。

1 頁巖水平井水基鉆井液技術(shù)難點

我國頁巖油氣資源埋深超過3500 m,地質(zhì)條件復(fù)雜,且地層差異性大,采用水基鉆井液實施水平井鉆井時,面臨井壁易失穩(wěn)、摩阻扭矩大、井眼清潔困難3個方面的技術(shù)挑戰(zhàn)。因此,所選用的水基鉆井液體系應(yīng)具有優(yōu)異的微裂縫封堵能力和水化抑制性能,以盡可能減少鉆井液濾液向頁巖地層的侵入,并降低濾液與地層黏土礦物的水化作用[10]。同時,鉆井液體系還需具有良好的高溫流變穩(wěn)定性和潤滑性,以能最大限度地清潔井眼,降低鉆具所受到的摩阻和扭矩,從而提高機(jī)械鉆速、避免井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

2 環(huán)保型多硅基水基鉆井液技術(shù)

2.1 鉆井液推薦配方

針對頁巖水平井水基鉆井液技術(shù)需求,采用硅酸鉀鈉與硅酸鈉復(fù)配,并引入有機(jī)硅改性腐植酸鉀鹽、聚倍半硅氧烷等硅基處理劑替代常用的抗高溫磺化處理劑和瀝青等易造成環(huán)境污染的鉆井液材料,以抑制性、封堵性、潤滑性和高溫流變穩(wěn)定性為評判標(biāo)準(zhǔn),依據(jù)GB/T 16783.1-2014《鉆井液現(xiàn)場測試 第1部:水基鉆井液》給出的推薦做法,通過測試向2%(w)～4%(w)的膨潤土漿中加入不同量的硅基處理劑單劑以及根據(jù)其組合物時各項性能的變化,確定了具有明顯膠凝沉淀作用的高模數(shù)硅酸鉀鈉與硅酸鈉和聚胺作為鉆井液復(fù)合抑制劑的最佳配比,優(yōu)選了能夠提高鉆井液封堵性能和抗高溫性能的有機(jī)硅改性腐植酸鉀鹽以及能夠顯著改善鉆井液高溫流變穩(wěn)定性和潤滑性能的聚倍半硅氧烷的推薦加量,并在傳統(tǒng)硅酸鹽鉆井液配方的基礎(chǔ)上[11],對納米乳液、理想填充劑等配套處理劑的加量進(jìn)行了優(yōu)化,得到了環(huán)保型多硅基水基鉆井液推薦配方:3.0%(w)膨潤土漿+0.7%(w)氫氧化鉀+1.5%(w)硅酸鈉+2.0%(w)硅酸鉀鈉+3.0%(w)有機(jī)硅改性腐植酸鉀鹽+2.5%(w)聚倍半硅氧烷+0.3%(w)聚胺抑制劑+1.5%(w)納米乳液+4.0%(w)理想充填劑+加重劑。

2.2 處理劑生物毒性檢測

按SY/T 16788-2010《水溶性油田化學(xué)劑環(huán)境保護(hù)技術(shù)評價方法》對鉆井液推薦配方中所用的主要處理劑進(jìn)行了生物毒性檢測[12],結(jié)果見表1。

從表1可看出,該體系所用的主要鉆井液處理劑的EC50值均在3×104mg/L 以上,達(dá)到無毒級別,能夠滿足環(huán)境保護(hù)需求。

表1 鉆井液處理劑生物毒性檢測

2.3 高溫穩(wěn)定性能評價

按GB/T 16783.1-2014考察了溫度對鉆井液性能的影響[13],結(jié)果見表2。從表2可看出,該體系分別在120℃、150℃和180℃下老化16 h后,鉆井液表觀黏度、塑性黏度以及切力等流變性參數(shù)均變化較小,動塑比維持在0.41～0.48,HTHP 失水量≤2.8 m L。說明該體系在180 ℃下,仍具有良好的高溫穩(wěn)定性能和優(yōu)異的流變性能。

表2 高溫穩(wěn)定性能評價實驗

2.4 抑制性評價

依據(jù)SY/T 6335-1997《鉆井液用頁巖抑制劑評價方法》,采用取自頁巖水平段的水敏性泥頁巖巖樣,測試并計算了巖樣在不同鉆井液體系中的滾動回收率和線性膨脹率,對比評價了環(huán)保型多硅基水基鉆井液的抑制性,結(jié)果見表3。從表3可看出:實驗用水敏性巖樣在清水中的滾動回收率為25.05%,線性膨脹率高達(dá)33.26%,說明在清水中發(fā)生了嚴(yán)重的水化膨脹與分散;對比來看,水敏性泥頁巖巖樣在環(huán)保型多硅基水基鉆井液中的滾動回收率高達(dá)98.53%,線性膨脹率為0.26%,與油基鉆井液的測試結(jié)果相當(dāng),兩者均明顯優(yōu)于在鉀胺基聚磺鉆井液中的測試結(jié)果,表明環(huán)保型多硅基水基鉆井液具有與油基鉆井液相當(dāng)?shù)囊种菩?。分析認(rèn)為,多硅基水基鉆井液所采用的高模數(shù)的硅酸鉀鈉具有明顯的膠凝沉淀作用,與硅酸鈉和聚胺抑制劑復(fù)配使用時,可以有效地抑制水敏性泥頁巖巖樣的水化,降低巖樣內(nèi)部的壓力傳遞和毛管壓力。此外,所采用的有機(jī)硅改性腐植酸鉀鹽由甲基硅醇與腐植酸接枝縮聚而成,分子結(jié)構(gòu)中含有大量的活性基團(tuán),進(jìn)一步提高了鉆井液體系的黏土水化抑制性能和防止泥頁巖微裂縫擴(kuò)展的能力。

表3 不同鉆井液體系抑制性評價 %

2.5 封堵性評價

采用Mastersizer-3000激光粒度分析儀測定了環(huán)保型多硅基水基鉆井液中固相顆粒的粒度分布,結(jié)果見圖1。從圖1可看出,環(huán)保型多硅基水基鉆井液中的固相顆粒粒度分布在0.35～30μm,且粒徑分布在1μm 以下的固相顆粒體積分?jǐn)?shù)達(dá)到11.02%,粒徑分布在5μm 以下的固相顆粒體積分?jǐn)?shù)達(dá)到61.03%,與頁巖地層微裂縫寬度表現(xiàn)出良好的匹配性,在配方中納米乳液和理想充填劑的共同作用下,預(yù)期可對頁巖地層微裂縫實施有效封堵。

采用取自焦石壩頁巖氣田龍馬溪組的露頭泥頁巖巖樣,參考高溫高壓鉆井液動態(tài)污染評價方法,將鉆井液加熱至180 ℃后,緩慢升高巖樣前端壓力至3.5 MPa,在高溫高壓條件下循環(huán)鉆井液,對巖樣前端進(jìn)行動態(tài)污染,通過測試12 h后巖樣前端鉆井液濾液侵入深度模擬評價了不同鉆井液體系對泥頁巖巖樣的封堵性能[14],結(jié)果見表4。從表4可看出:采用清水對泥頁巖巖樣進(jìn)行動態(tài)污染時,當(dāng)巖樣前端壓力增加至1.8 MPa時,清水沿著泥頁巖巖樣中原本存在的裂縫貫穿;采用環(huán)保型多硅基水基鉆井液時,巖樣前端壓力升高至3.5 MPa后,鉆井液濾液的侵入深度僅為0.32 cm,與鉀胺基聚磺鉆井液體系和油基鉆井液體系相比,侵入深度更小,表現(xiàn)出優(yōu)異的微裂縫封堵效果。

表4 不同鉆井液體系對泥頁巖巖樣的封堵性模擬評價

2.6 潤滑性評價

按GB/T 16783.1-2014測試了環(huán)保型多硅基水基鉆井液的潤滑性能,并與其他類型的鉆井液體系進(jìn)行了對比,結(jié)果見表5。

表5 不同鉆井液體系潤滑性評價

從表5可看出,環(huán)保型多硅基水基鉆井液的極壓潤滑系數(shù)為0.081,泥餅黏滯系數(shù)為0.042,與油基鉆井液體系相當(dāng),明顯優(yōu)于鉀胺基聚磺鉆井液體系。表明環(huán)保型多硅基水基鉆井液具有良好的潤滑減阻性能。分析認(rèn)為,多硅基水基鉆井液所采用的聚倍半硅氧烷分子為燈籠型結(jié)構(gòu),具有比有機(jī)硅聚硅氧烷更低的表面能和耐熱性能,在鉆井液抑制性能良好的前提下,可通過空間位阻效應(yīng),與黏土作用,形成規(guī)則的立體有序結(jié)構(gòu),從而有效地改善鉆井液體系的高溫流變穩(wěn)定性和潤滑性。同時,體系中所選用的納米乳液和理想充填劑能夠進(jìn)一步地提高鉆井液對納微米級裂縫的封堵能力,形成致密的泥餅,進(jìn)一步提高體系潤滑性能。

2.7 環(huán)保性評價

依據(jù)GB/T 5750-2006《生活飲用水標(biāo)準(zhǔn)檢驗方法》、GB/T 7466-1987《水質(zhì)總鉻的測定》,分別檢測了常用的鉀胺基聚磺鉆井液和環(huán)保型多硅基水基鉆井液的重金屬含量;依據(jù)HJ 505-2009《水質(zhì) 五日生化需氧量的測定 稀釋與接種法》和HJ 828-2017《水質(zhì)化學(xué)需氧量的測定 重鉻酸鹽法》分別測定了兩種鉆井液體系的BOD 值和COD 值,結(jié)果見表6。從表6可看出,實驗用鉀胺基聚磺鉆井液重金屬含量超標(biāo),且BOD 值/COD 值＜5%,難于生物降解,環(huán)境污染風(fēng)險高。環(huán)保型多硅基水基鉆井液重金屬含量均在二級排放標(biāo)準(zhǔn)范圍之內(nèi),且BOD 值/COD 值高達(dá)31.7%,易生物降解。

表6 不同鉆井液體系環(huán)保性評價

表7 東平1井轉(zhuǎn)換前后鉆井液體系性能

3 現(xiàn)場應(yīng)用

東平1井是中國石化部署在麻黃山區(qū)塊的第一口非常規(guī)水平探井,目的層處于張家灘頁巖發(fā)育部位。該井采用鉀胺基聚磺鉆井液體系三開鉆進(jìn)至2866 m后,在炭質(zhì)泥頁巖段發(fā)生嚴(yán)重的井壁失穩(wěn),被迫填井。側(cè)鉆至2802 m 后,再次發(fā)生井壁失穩(wěn),起下鉆困難,反復(fù)劃眼仍難以緩解,被迫提前下入技術(shù)套管。按照推薦配方轉(zhuǎn)換為環(huán)保型多硅基水基鉆井液后,通過以膠液的形式適時補(bǔ)充硅酸鉀鈉、有機(jī)硅改性腐植酸鉀鹽、聚倍半硅氧烷等處理劑,鉆井液各項性能均得到明顯優(yōu)化(見表7)。

轉(zhuǎn)換為環(huán)保型多硅基水基鉆井液后,頁巖水平段返出巖屑規(guī)則、完整,鉆頭切削痕清晰(見圖2);鉆具摩阻保持在6～8 t,平均機(jī)械鉆速達(dá)到10.28 m/h,比轉(zhuǎn)換體系后的設(shè)計周期提前2.6 天鉆達(dá)設(shè)計井深3427 m。測井解釋結(jié)果表明,該井頁巖水平段平均井徑擴(kuò)大率僅為3.85%,取得了與油基鉆井液相當(dāng)?shù)膽?yīng)用效果。環(huán)保型多硅基水基鉆井液體系在東平1井成功解決了頁巖水平段井壁失穩(wěn)、鉆具摩阻扭矩過大、起下鉆遇阻等井下復(fù)雜問題,在國內(nèi)首次實現(xiàn)了水基鉆井液在頁巖水平段中的應(yīng)用[15-16]。

4 結(jié)論

(1)通過引入硅酸鉀鈉、有機(jī)硅改性腐植酸鉀鹽、聚倍半硅氧烷等硅基處理劑,利用硅基處理劑之間的協(xié)同增效作用,并選用無毒級別的配套處理劑,構(gòu)建了一種具有抗高溫、強(qiáng)抑制、強(qiáng)封堵、高潤滑性能的環(huán)保型多硅基水基鉆井液體系。

(2)室內(nèi)評價結(jié)果表明,環(huán)保型多硅基水基鉆井液體系抗溫180 ℃,流變性能穩(wěn)定,動塑比維持在0.41～0.48,具有良好的抑制性、封堵性和潤滑性,頁巖滾動回收率98.53%,頁巖線性膨脹率0.26%,HTHP失水量≤2.8 m L,極壓潤滑系數(shù)0.081,泥餅黏滯系數(shù)0.042。該體系重金屬含量達(dá)標(biāo),易生物降解,能夠滿足頁巖水平井環(huán)保、高效鉆探需求。

(3)環(huán)保型多硅基水基鉆井液體系在東平1井的成功應(yīng)用有效地解決了泥頁巖水平段井壁失穩(wěn)、鉆具摩阻扭矩過大、起下鉆遇阻等技術(shù)問題。鉆進(jìn)期間未發(fā)生任何井下復(fù)雜情況,動塑比保持在0.41～0.48,鉆具摩阻6～8 t,平均井徑擴(kuò)大率僅為3.85%,平均機(jī)械鉆速達(dá)10.28 m/h,在國內(nèi)首次實現(xiàn)了水基鉆井液體系在頁巖油氣藏水平井中的應(yīng)用,為頁巖油氣資源的綠色、高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。