中东LowerFars厚盐膏层钻井液室内研究.pdf

第 36 卷 第 4 期 2014 年 7 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. China University of Petroleum, East China, Qingdao 266580, China） Abstract Drilled wells reveal that the drilling fluid for Lower Fars salt-gypsum bed in Middle East has such problems as poor rheo- logical property, lost circulation and overflow, etc. A composite saturated brine fluid with a density of 2.30 g/cm3 was developed, whose PV is 53 mPa s, YP is 15 Pa and API filtration loss is less than 2 mL; its HTHP filtration loss is 8 mL under 120 ℃/3.5 MPa; its filter cake thickness is 1 mm; the recovery rates of salt-gypsum sample and mudstone sample are 88 and 79 respectively. When contaminated by 10 NaCl, 1 CaCl2 and 8 bad soil, its rheological property changed little, with filtration was less than 3.5 mL, lubricity was less than 0.1, fracture width was 200 μm , and the cumulative loss under 5 MPa was 2.4 mL/3 min. It can not only meet the drilling of Lower Fars salt-gypsum bed in the Middle East, but also provide experiences for drilling of salt-gypsum bed in similar oilfield in other countries. Key words overseas oilfield; salt bed; saturated brine drilling fluid; property; plugging 基金项目国家科技重大专项“海外典型油田厚盐岩层钻井液体系研究” 部分研究内容（编号2011ZX05030-005-07） 。 作者简介 邢希金， 2008 年毕业于西南石油大学， 硕士研究生学位， 钻采研究院油田化学工程师， 主要从事海洋石油开发钻完井液及非常 规工作液研究工作。电话010-84526245。E-mailxingxj2。 中东 Lower Fars 地层埋深 2 0003 000 m， 为大 段盐膏层， 以硬石膏和盐岩为主， 夹薄层泥岩， 是中 东 Asmari 和 Mishrif 这 2 套石灰岩储层的盖层［1］。 因此， 顺利钻穿 Lower Fars 层并保证井身质量才能 利于揭开主力储层。许多学者研究表明， 盐膏层完 钻后井眼不规则， 钻井过程中平衡地层应用的高密 度钻井液流变性变差、 存在漏失及溢流等问题， 严重 影响了钻井效率。张献丰［2］等研究的两性离子聚 磺饱和盐水钻井液解决了哈萨克斯坦科尔占区块盐 层蠕变缩径及盐溶解形成“大肚子” 井眼问题， 吴志 均［3］等在纳若尔地区进行了推广应用， 但该钻井液 密度最高为 1.80 g/cm3， 较中东 Lower Fars 层 2.30 g/ cm3密度有较大差异。笔者考察了高密度饱和盐水 钻井液在中东 Lower Fars 层的适应性， 研制了高密 度复合饱和盐水钻井液。 1 钻井液技术难点及对策分析 1.1 技术难点 Lower Fars 盐膏层钻开后， 盐岩蠕变和溶解引 起的井眼不规则。盐、 膏引起的高密度钻井液流变 石油钻采工艺 2014 年 7 月（第 36 卷） 第 4 期58 性控制困难。盐膏层钻井液安全密度窗口窄， 漏失 和溢流交替发生。 （1） 盐膏层蠕变和溶解。利用 JSM-5600LV 扫描 电镜， 测定 FQCN-25 井 2 6262 628 m 岩石矿物及 孔隙结构特征， 以粒间孔隙为主（4.0343.9） ， 同 时发育有溶蚀孔隙；其填隙物较多， 以胶结物为主， 胶结物主要是硬石膏和石盐， 可能发生盐岩蠕变缩 径、 石膏吸水膨胀缩径等复杂情况， 如图 1。 图 1 中东 Lower Fars 盐膏层扫描电镜照片 通过矿物组成分析可知， Lower Fars 上部盐膏层 井段以盐岩、 硬石膏为主， 夹薄层泥岩， 下部以盐岩为 主。部分地层溶蚀孔隙和微裂缝发育， 胶结物以硬石 膏和石盐为主。盐岩具有蠕变特性， 易引起井径缩 小［4］；同时， 膏泥岩吸水膨胀同样引起井壁坍塌及缩 径， 进而引起一系列的井下阻卡问题。盐岩的溶解作 用导致盐岩井壁溶蚀成盐腔， 形成大肚子井眼［5］， 造 成携岩不良。而作为胶结物的盐和石膏溶解加剧了 井壁失稳， 进而导致起下钻遇阻卡， 甚至卡钻。 （2）高密度钻井液流变性。盐膏层地层压力为 64.4 MPa， 蠕变性强， 必须保持较高的钻井液密度。 高密度条件下， 钻井液中固相含量高， 大于 780 g， 黏 度切力增大， 尤其是受到盐钙及钻屑污染， 流变性控 制更加困难。 （3） 井漏与溢流。盐膏层段安全密度窗口窄， 钻 井液密度可调范围小；存在高压盐水层；且部分井 段盐膏层溶蚀孔隙和微裂缝发育， 导致 Lower Fars 盐膏层井段多次发生漏失或溢流。 1.2 技术对策 （1） 盐膏层钻进易盐侵和钙侵使钻井液性能变 差， 因此优选抗盐、 抗钙能力强的处理剂， 提高钻井 液抗盐抗钙污染能力［6-8］， 使用复合盐饱和盐水钻井 液， 抑制盐膏溶解， 同时提高液相密度， 在高密度钻 井液中降低固相加重剂含量。 （2） 存在微裂缝和高压盐水层， 钻井液密度窗口 窄， 密度过高会漏， 密度过低会发生溢流， 应改善钻 井液滤失造壁性［9］， 提高封堵性能， 提高地层承压能 力， 提高钻井液随钻堵漏能力， 避免因滤液侵入引起 的石膏膨胀以及盐岩溶解问题。 2 复合饱和盐水钻井液处理剂优选 2.1 井壁稳定剂优选 2.1.1 复合盐优选 为提高钻井液液相密度， 降低 钻井液中的固相加重剂用量与体系中的固相含量， 增强抑制性， 可选用复合盐配制饱和盐水钻井液。 根据 KCl、 KBr 和 BaCl2高密度盐水的流变性［6］， 考 虑成本因素， 可选用 KCl 与 NaCl 复配饱和盐水。 2.1.2 封堵防塌剂优选 选用性能优良的封堵防塌 剂， 有利于改善加重钻井液的滤失造壁性， 降低高温高 压失水量， 尤其是加强微裂缝盐膏层段的封堵作用， 有 利于封固井壁， 为提高钻井液密度支撑提供必要条件。 以 120 ℃、 16 h 老化后的高温高压滤失量为考 核指标， 考察了典型沥青封堵剂以及低渗成膜剂的 封堵效果， 如表 1。 表 1 封堵防塌剂优选实验结果 封堵剂实验条件AV/mPa sPV/mPa sYP/PaYP/PVFLAPI/mLFLHTHP/mL 基浆 老化前34.518.016.50.927.0 61.0 老化后22.58.014.51.8123.2 DYFT 老化前45.020.025.01.254.0 36.0 老化后31.017.014.00.827.6 FTJ 老化前39.031.08.00.266.0 22.4 老化后39.028.011.00.395.8 HQ 老化前59.038.021.00.554.8 24.8 老化后38.530.08.50.283.8 低渗成膜剂 老化前44.031.013.00.425.0 20.8 老化后54.041.013.00.324.6 59邢希金等中东 Lower Fars 厚盐膏层钻井液室内研究 结果表明， 低渗成膜剂性能最优， 可优选为高密 度饱和盐水封堵防塌剂。 2.2 降滤失剂优选 以 “膨润土浆 3SD-102 15 氯化钠 0.5 氯化钙”为基浆， 进行降滤失剂优选， 测试实验浆 120 ℃老化前后的流变性（含切力） 、 滤失性， 以老化 后的 API 滤失量为主要考核指标进行评选。优选 出 5 种处理剂， 加入高浓度的 NaCl 和 CaCl2， 在盐钙 联合污染下， 从流变性、 滤失造壁性等方面考察处理 剂抗污染能力， 以优选抗盐抗钙性能较好的处理剂。 良好的滤失造壁性有利于钻井液在井壁形成致密泥 饼， 减少滤液侵入， 维持盐膏层井壁稳定。优选出的 抗盐抗钙降滤失剂， 见表 2。 表 2 抗盐抗钙降滤失剂优选实验结果 降滤失剂实验条件 AV/ mPa s PV/ mPa s YP/ Pa FLAPI/ mL PAC-LV 老化前28.520.08.55.0 老化后28.522.06.56.2 MAN 老化前48.517.031.58.1 老化后22.010.012.08.8 SKJ 老化前32.021.011.010.0 老化后22.59.013.510.0 SPNH 老化前14.56.08.56.2 老化后12.07.05.08.0 淀粉 老化前42.024.018.08.2 老化后15.010.05.08.1 注老化条件为 120 ℃、 16 h， 下同。 从表 1 中可以看出， PAC-LV 老化后 API 失水为 6.2 mL， 相比其他 4 种处理剂降滤失效果好。 2.3 钻井液配方优化 在密度达到 2.3 g/cm3条件下， 盐水钻井液体系 的流变性调控问题比较突出， 在维持较低的钻井液 滤失量及高温高压滤失量的情况下， 钻井液黏度、 切 力较高， 不易调控。 在单剂优选基础上， 建立多个实验浆配方， 测 试各实验浆 120 ℃老化前后的流变性（含老化前后 的初切、 终切） 、 滤失性、 润滑性和沉降稳定性， 优选 出适用于盐膏层井段钻进的高密度盐水钻井液体 系。 通过配方优化， 优选出了高密度饱和盐水钻井液 配方2膨润土浆0.2NaOH 0.15Na2CO31 MAN4SPNH0.15PAC-LV3 低渗成膜剂 5 KCl30NaCl0.3CaCl2 0.5PF-NTA8 超 细 碳酸钙 3Lube-14 白油 2RT-1010.5 降黏 剂（重晶石加重至 2.3 g/cm3） 。 高密度钻井液流变性、 滤失性、 润滑性评价以 及沉降稳定性评价实验结果如表 3 所示。结果表 明， 该钻井液老化前后黏度、 切力变化很小， 流变性 优良；高温高压滤失量为 8.0 mL， API 滤失量≤ 2.0 mL， 具有很好的滤失造壁性；沉降稳定性好；润滑 系数＜ 0.1， 可满足盐膏层直井及定向井钻进的润滑 性要求。与文献［2］ 比， 该体系密度高， API 失水低， 高温高压失水低， 润滑系数小。 表 3 高密度钻井液基本性能 实验 条件 PV/ mPa s YP/ Pa FLAPI/ mL FLHTHP/ mL 润滑 系数 24 h 密度差 / g cm–3 老化前56.017.50.8 8.00.0940.05 老化后53.015.02.0 3 钻井液性能评价 为考察 2.3 g/cm3密度下新建复合盐饱和盐水体 系综合性能， 对该体系的抑制盐膏溶解、 分散， 抗盐、 抗钙、 抗劣质土及封堵承压能力进行了分别评价。 3.1 抑制性能 分别使用中东 Lower Fars 盐膏层岩屑和泥岩岩 屑进行滚动分散实验， 评价高密度饱和盐水钻井液 抑制盐膏溶解、 分散， 以及抑制泥岩水化分散效果， 结果如表 4 所示。结果表明， 盐膏层滚动回收率大 于 88， 泥岩滚动回收率大于 79， 优化出的饱和盐 水钻井液含盐量高于 160 g/L， 能够有效抑制盐膏溶 解和泥岩水化分散， 防止井径扩大， 有利于维持井壁 稳定。 表 4 高密度钻井液岩屑回收率实验结果 体系岩样回收率 / 清水 盐膏岩7.6 泥岩2.0 饱和盐水钻井液 盐膏岩88.5 泥岩79.4 3.2 抗污染性能 根据文献［10］ 在土库曼斯坦亚速尔地区盐膏 层及高压盐水层钻井液技术研究经验， 采用 NaCl 和 KCl 复合盐水钻井液体系， 在施工盐膏层时钻井液 性能稳定， 易于调整， 但遇到高压层盐水污染后钻井 液流动性急剧变差， 甚至失去流动性。中东 lower Fars 盐膏层以盐岩和石膏为主， 同时存在泥岩夹层 和高压盐水层， 这要求盐膏层钻井液具有优良的抗 盐、 钙和抗劣土污染性能。 如表 5， 老化后抗污染性能评价结果表明， 受 10NaCl、 1CaCl2和 8 劣质土污染后， 钻井液黏 度、 切力稳定， 流变性合理， 且受污染后滤失量小于 4 mL， 表明该钻井液具备良好的抗污染性能。与文献 石油钻采工艺 2014 年 7 月（第 36 卷） 第 4 期60 ［10］相比， 10NaCl 污染后黏度、 切力变化小， API 失水更低（文献 API 失水 6 mL） 。 表 5 高密度钻井液抗污染性能评价 污染物PV/mPa sYP/PaFLAPI/mLpH 值 无53.015.02.08 10NaCl59.011.01.68 1CaCl258.018.03.88 8 劣土60.015.01.98 3.3 封堵承压性能 针对中东 Lower fars 部分盐膏层溶孔和微裂缝 发育情况， 应用钻井液堵漏仪， 评价了高密度饱和盐 水钻井液对 200 μm 裂缝模块的封堵作用。结果表 明（表 6） ， 该钻井液对 200 μm 裂缝模块具有良好 的封堵作用， 其 3 min 承压能力达到 5 MPa。 表 6 高密度复合盐钻井液封堵承压性能评价结果 压力 / MPa 累计漏失量 / mL 压力 / MPa 累计漏失量 / mL 003.02.0 0.50.33.52.2 1.00.54.02.4 1.51.24.52.4 2.01.65.02.4 2.51.8 从表 6 承压数据折算到中东 Lower Fars 层当量 密度为 0.16 g/cm3， 较文献［11］ 现场浆承压验漏当 量密度 0.12 g/cm3稍高。 4 结论及认识 （1）针对中东 Lower Fars 盐膏层存在的井眼不 规则、 高密度钻井液流变性差、 漏失及溢流等问题， 提出了相应技术对策， 通过井壁稳定剂等关键抗盐、 抗钙处理剂优选， 优化出了高密度复合盐饱和盐水 钻井液。 （2） 复合盐饱和盐水钻井液密度达 2.3 g/cm3， 流 变性优良， 滤失造壁性好， 可有效抑制盐膏溶解和 泥岩水化分散， 增强井壁稳定性；可抗 10NaCl、 1CaCl2和 8 劣质土污染；沉降稳定性好；润滑 系数小于 0.10；且对 200μ m 裂缝模块具有良好的 封堵作用， 避免溶孔和微裂缝发育井段发生漏失。 （3） 该体系的不足之处在于 2.30 g/cm3密度钻井 液中固相含量较高， 触变性稍差， 不利于现场启 / 停 泵作业， 在成本许可的条件下可进一步提高钻井液 的液相相对密度， 降低固相加重剂含量。 参考文献  ［1］ 李军伟， 杨鸿波， 马德新， 等 . 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