高性能水基钻井液在大庆油田致密油藏水平井中的应用
侯杰, 刘永贵, 李海    
中国石油大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院, 黑龙江大庆 163413
摘要:针对大庆油田中浅层致密油藏水平井钻井过程中常发生造浆、缩径和剥落掉块等问题,在对致密油储层岩心进行电镜扫描、铸体薄片分析等的基础上,利用聚胺、聚合醇的"两元协同"作用提高钻井液的抑制性,利用常规物理封堵与聚合醇化学封堵相结合的"双效"封堵作用提高钻井液对微裂缝的封堵能力。采用宏观与微观相结合的抑制性评价方法优选了聚胺抑制剂,并选用与其具有良好配伍性的聚合醇等处理剂,形成了抑制性突出、封堵能力强和润滑性良好的高性能水基钻井液。室内试验结果表明,高性能水基钻井液泥页岩滚动回收率大于95%,缝宽10~50 μm的微裂缝累计出液量小于2 mL,极压润滑系数仅为0.10。该钻井液在大庆油田致密油藏的9口水平井进行了应用,均效果显著,其中龙26-平9井的井径扩大率仅为9.31%,最高机械钻速达10.58 m/h。研究表明,高性能水基钻井液能够满足大庆油田致密油藏的钻井需求。
关键词致密油    水基钻井液    水平井    井眼稳定    抑制性    大庆油田    
Application of High-Performance Water-Based Drilling Fluid for Horizontal Wells in Tight Reservoirs of Daqing Oilfield
Hou Jie, Liu Yonggui, Li Hai    
Research Institute of Drilling Engineering & Technology, CNPC Daqing Drilling and Exploration Engineering Company, Daqing, Heilongjiang, 163413, China
Abstract:During the drilling of middle-shallow tight oil reservoirs in the Daqing Oilfield, mud making, hole shrinkage, caving and other downhole complications are frequently observed. To evaluate the problem, SEM and cast slice analyses were performed on core samples taken from tight reservoirs, and synergistic effects of polyamine and polyalcohol were used to enhance the inhibition performances of drilling fluids. By jointly using conventional physical plugging techniques and chemical plugging using polyalcohol, the plugging performances of drilling fluids in micro-fractures were enhanced significantly. By using assessment techniques with a combination of macrofacies and microfacies, polyamine inhibition additives with optimal performances were identified. In addition, with deployment of polyalcohol and other additives with satisfactory compatibility, a high-performance water-based drilling fluid with outstanding inhibition and plugging performance was generated. Lab test results showed that the high-performance water-based drilling fluid had rolling recovery rates above 95% for shale, with total fluid production from micro-fractures with sizes of 10-50 μm less than 2 mL, and with lubrication coefficients under extreme pressures at merely 0.10. The new drilling fluid was then deployed in 9 wells drilled in tight oil reservoirs in the Daqing Oilfield where it achieved outstanding performance.In Well Long26-Ping9, an expansion of the borehole diameter was no more than 9.31%, whereas the highest ROP was 10.58 m/h. Research results showed that the high-performance water-based drilling fluid could meet demands for development of tight oil reservoirs in the Daqing Oilfield.
Key words: tight oil    water-based drilling fluid    horizontal well    hole stabilization    inhibition    Daqing Oilfield    

大庆油田发育有以致密油为主的多种类型的非常规油气资源。初步评价认为,松辽盆地北部致密油总资源量超过2.0×109 t,具有很大的开采价值。在致密油开采初期,国内外较多地使用了油基钻井液,随着油基钻井液成本高、污染环境等问题日益凸显,又相继开发了综合性能与油基钻井液接近的水基钻井液体系[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8]。大庆油田也一直在寻求一种能够替代油基钻井液的高性能水基钻井液,以降低致密油的开采成本,并提高钻井液与环境的兼容性。笔者在分析大庆油田致密油藏的地质特点及水平井钻井中钻井液技术难点的基础上,研制了高性能水基钻井液体系,在9口井的现场应用效果表明,该体系满足了致密油藏长水平段水平井的钻井要求。

1 地质特点及钻井液技术难点

大庆油田致密油藏主要位于大庆长垣以西齐家-古龙凹陷,对取样岩心进行电镜扫描分析、铸体薄片分析以及水化特性研究后得知:1)K1y1和K1q4层位岩石富含伊利石(绝对含量9.43%~14.67%,相对含量79%~91%)及伊/蒙混层(绝对含量1.48%~4.53%,相对含量6%~26%),属活性较高的泥岩,K1y1层位泥岩滚动回收率仅为6.81%,钻进中易发生缩径、造浆等井下复杂情况;2)K1q1和K1qn2+3地层属于活性较低、微裂缝发育的泥页岩,缝宽主要为10~30 μm,易发生剥落、掉块和卡钻等问题,甚至会在“水力尖劈”作用下发生井漏。

大庆油田水平井水基钻井液技术经过多年发展,在常规油气资源开发中发挥了巨大作用,但用于开发致密油藏,特别是在大位移、长水平段水平井钻井时,存在着以下局限性:

1) 抑制性不足。针对蒙脱石、伊利石含量高的泥页岩,阳离子钻井液体系已不能满足抑制泥岩水化分散的要求。

2) 封堵能力弱。磺化沥青等沥青类封堵剂粒径较大,不能深入到裂缝深处进行内封堵,特别是针对缝宽只有几十微米到几微米的致密油藏微裂缝,封堵效果不理想[9]

3) 润滑性差。阳离子钻井液体系润滑性较差,现场施工中常发生托压、起下钻遇阻的情况,且润滑剂加量大、成本高。

所以,需要研发一套抑制性突出、封堵能力强、润滑性良好的低成本高性能水基钻井液体系,以满足大庆油田致密油藏的勘探开发需要。

2 钻井液配方研究及性能评价试验 2.1 技术思路

聚胺是一种带有胺基官能团的低分子聚合物,是近年来国内外新兴的一种泥岩抑制剂。其强抑制性主要表现在以下几个方面:1)通过静电作用中和黏土表面负电荷,降低黏土水化斥力;2)与黏土晶层表面形成氢键强化吸附,静电引力和氢键二者共同作用将黏土片层束缚在一起,减弱黏土水化;3)聚胺吸附在黏土表面后,增强黏土表面的疏水性,进一步抑制黏土水化膨胀[10, 11, 12, 13, 14]

聚合醇是一种具有浊点效应的化合物,当温度高于浊点温度时,聚合醇发生相分离,析出的胶体颗粒在裂缝中聚集、胀大,并最终在裂缝内部形成致密的内封堵层,阻断水相进入泥页岩通道。研究表明,在钻井液中加入2%聚合醇后,润滑系数的降低率在68%以上[15, 16]

为满足大庆油田致密油藏水平井钻井需要,以聚胺、聚合醇为主要处理剂,配制高性能水基钻井液,并拟从以下几方面提高该钻井液的性能:

1) 抑制性。以聚胺为主,聚合醇为辅,利用二者的协同作用提高钻井液的抑制性。

2) 封堵能力。无荧光防塌剂、超细碳酸钙的“物理封堵”和聚合醇浊点效应的“化学封堵”相结合,提高对微裂缝的封堵能力。

3) 润滑性。在优选极压润滑系数低的液体润滑剂基础上引入聚合醇,利用两者的共同作用提高钻井液的润滑性,同时能减小常规润滑剂加量,从而降低钻井液成本。

4) 采用包被剂提高钻井液对钻屑的包被能力,避免因钻屑分散而影响钻井液性能。

2.2 钻井液体系配方 2.2.1 抑制剂的优选

目前抑制性评价主要采用滚动回收法和线性膨胀法。室内研究发现,滚动回收法只能使用活性软泥页岩进行试验,硬脆性泥页岩清水回收率普遍较高,无法对抑制性进行评价;线性膨胀法可对无机盐类抑制剂进行评价,但无法评价聚胺这类低分子聚合物,因为质量浓度越大膨胀量反而越大。而且这两种方法都只用于宏观现象分析,缺乏微观数据支持。为此,建立了一套抑制性评价新方法,包括高速离心法、抑制黏土造浆法和激光粒度分析法,前2种方法可从宏观角度进行分析,第3种方法可以从微观角度进行分析,而且这套方法操作简单、平行性好。采用新建立的评价方法,结合活性软泥页岩的滚动回收试验,对聚胺抑制剂进行了评价,从中优选了抑制效果最好的抑制剂。

2.2.1.1 高速离心法

在质量分数为1%的聚胺水溶液中加入膨润土,配制成6%的基浆,水化24 h后进行高速离心试验(用清水做对比),做4个平行样品试验,取平均值做图(见图1)。离心前液体体积均为50 mL,离心后清澈液体积越大,说明抑制性越强。

图1可知,JN-1 溶液离心出的自由水最多,说明 JN-1 抑制性最强。

图 1 离心试验结果 Fig.1 The experimental results of centrifuge
2.2.1.2 抑制黏土造浆试验

在质量分数为1%的400 mL聚胺溶液中加入20 g膨润土,模拟井底温度条件下老化16 h后测流变性,然后加入20 g膨润土继续老化16 h后测试,直至不能测出黏度为止。以膨润土加入次数为横坐标、表观黏度为纵坐标做图(见图2)。

图 2 抑制黏土造浆试验结果 Fig.2 The experimental results of inhibiting clay slurry

图2可知,向聚胺溶液中加入膨润土的次数相同的情况下,JN-1溶液的表观黏度始终最小,说明 JN-1 的抑制性最强。

2.2.1.3 激光粒度分析试验

在质量分数为1%的聚胺溶液中加入过200目标准筛并烘干的膨润土,配成6%的膨润土浆,水平放置于振荡器上并每间隔2 h振荡30 min,从开始振荡计时,在水化24 h后进行激光粒度分析,分别读取d10值(颗粒体积分数占10%时的粒径值)、d50值(颗粒体积分数占50%时的粒径值)、d90值(颗粒体积分数占90%时的粒径值)和D[4.0,3.0](体积平均粒径,颗粒累积分布43%时所对应的粒径值),结果见表1

表 1 激光粒度分析试验结果 Table 1 Experimental results of laser particle size analysis
试样d10/μmd50/μmd90/μmD[4.0,3.0]/μm
蒸馏水1.2635.10545.10514.299
JN-15.32618.76954.368127.259
JN-25.12418.22153.538125.500
JN-45.02218.01643.52623.157
JN-54.95717.53442.02022.174
JN-32.2956.47519.2639.405

表1可知,JN-1 溶液的d10d50d90D[4.0,3.0]最大,说明JN-1的抑制性最强。

2.2.1.4 滚动回收试验

选取大庆油田浅层泥页岩岩屑(6~10目,清水回收率6.81%)各50 g,分别装入盛有350 mL 清水和不同聚胺溶液(质量分数为1%)的老化罐中,在120 ℃下热滚16 h后计算回收率,结果见图3

图 3 不同聚胺溶液滚动回收率 Fig.3 Rolling recovery of different polyamine solutions

图3可知,JN-1 的滚动回收率最高。

根据以上试验结果,选用聚胺 JN-1 为高性能水基钻井液体系的抑制剂。

2.2.2 辅助剂的优选

由于聚胺抑制剂的特殊结构,对其他处理剂的配伍性要求较高。优选铵盐类和树脂类处理剂为高性能钻井液的降滤失剂,优选了无荧光封堵防塌剂和包被剂,并优选了在2%膨润土浆中极压润滑系数降低率达80%的液体润滑剂。经过试验分析,这几种处理剂与聚胺具有良好的配伍性。

2.2.3 钻井液配方的确定 2.2.3.1 正交试验

以聚胺、树脂类降滤失剂、铵盐类降滤失剂、封堵防塌剂、包被剂为试验因素进行五因素四水平正交试验,对各处理剂的加量进行确定,以API滤失量和表观黏度为影响因素进行极差分析,形成高性能水基钻井液的基础配方:4.00%膨润土+0.25%纯碱+0.02%KOH+1.00%~2.50%树脂类降滤

失剂+1.50%~2.50%铵盐类降滤失剂+1.50%~2.50%封堵防塌剂+0.30%~0.50%聚胺+0.20%~0.40%包被剂。

2.2.3.2 最终配方

1) 聚合醇加量试验。以抑制性和高温高压降滤失能力为指标,优选出浊点为52 ℃、不起泡、抑制性较强的聚合醇,该样品在温度高于52 ℃时具有良好的高温高压降滤失能力。在高性能钻井液基础配方中分别加入1.00%,2.00%和3.00%聚合醇,对其常规性能和抑制性进行评价,结果见表2

表2可以看出,加入聚合醇后钻井液流变性和滤失量变化不大,抑制性有较大幅度的提高,且抗温能达120 ℃。

表 2 聚合醇与高性能水基钻井液配伍性评价数据 Table 2 Evaluation on compatibility between polyol and drilling fluid
配方条件API滤失量/mL初切力/Pa终切力/Paφ600/φ300φ200/φ100φ6/φ3回收率,%
基浆常温2.41.55.053.0/33.025.0/10.02.0/1.087.26
120 ℃×16 h2.51.54.551.0/30.022.0/9.02.0/1.0
基浆+
1.00%聚合醇
老化前2.51.54.553.0/35.018.0/10.01.5/1.091.13
老化后2.21.53.551.0/30.015.0/9.02.0/1.0
基浆+
2.00%聚合醇
老化前2.41.54.552.0/34.021.0/11.02.0/1.092.36
老化后2.31.54.050.0/33.019.0/10.02.0/1.5
基浆+
3.00%聚合醇
老化前2.41.54.551.0/32.024.0/8.01.5/1.095.79
老化后2.51.54.049.0/31.023.0/7.01.0/0.5

2) 润滑剂加量试验。在基浆中加入1.00%~7.00%液体润滑剂,再加入3.00%聚合醇,对老化前后的极压润滑系数进行对比,结果见表3

表 3 不同润滑剂加量下钻井液的润滑系数 Table 3 System lubrication coefficients under different lubricant dosages
配 方极压润滑系数
老化前老化后
基浆0.5320.533
基浆+3.00%聚合醇0.3210.322
基浆+1.00%润滑剂0.2120.233
基浆+1.00%润滑剂+
3.00%聚合醇
0.1510.162
基浆+3.00%润滑剂0.1410.142
基浆+3.00%润滑剂+
3.00%聚合醇
0.1200.122
基浆+5.00%润滑剂0.1130.112
基浆+5.00%润滑剂+
3.00%聚合醇
0.1010.103
基浆+7.00%润滑剂0.1020.101
基浆+7.00%润滑剂+
3.00%聚合醇
0.1010.102

表3可知,在基浆中加入3.00%聚合醇后,极压润滑系数降低达40%,说明加入聚合醇并保证加量的条件下能大幅度提高体系的润滑性,且在不同加量润滑剂条件下再加入3.00%聚合醇都能提高体系的润滑性。润滑剂加量为5.00%、聚合醇加量为3.00%时,体系润滑性与加入7.00%润滑剂相差不大,再增大润滑剂加量只会增加钻井液成本,所以液体润滑剂的最佳加量为5.00%。

根据试验结果,确定高性能水基钻井液的最终配方为:4.00%膨润土+0.25%纯碱+0.02%KOH+1.00%~2.50%树脂类降滤失剂+1.50%~2.50%铵盐类降滤失剂+1.50%~2.50%封堵防塌剂+0.30%~0.50%聚胺+0.20%~0.40%包被剂+3.00%聚合醇+5.00%液体润滑剂+适量消泡剂。

2.3 钻井液性能评价 2.3.1 抑制性能

选取大庆油田姚家组泥页岩岩屑,采用滚动回收试验对钻井液抑制性能进行评价,试验温度为120 ℃。试验结果显示,高性能水基钻井液的岩屑滚动回收率为96.20%,与油基钻井液的回收率97.26%接近。这表明该钻井液具有较强的抑制泥页岩水化分散与膨胀的能力。

2.3.2 封堵性能

为了模拟微裂缝,将φ25.0 mm×50.0 mm的钢岩心切成两半,通过改变围压及贴合面内铝箔厚度,以达到控制微裂缝宽度的目的。分别进行了1,10和50 μm等不同级别缝宽的室内封堵试验,结果见图4

图4可以看出,缝宽越大,瞬时出液量越大,但最终累计出液量曲线都趋于平稳,表明该钻井液体系对3个级别缝宽都具有良好的封堵效果。

图 4 封堵试验曲线 Fig.4 Plugging experiment curve
2.3.3 润滑性能

采用极压润滑仪和滤饼黏附系数测定仪,对钻井液的润滑性和滤饼的黏附系数进行了测量。测得极压润滑系数为0.100,滤饼黏附系数为0.087,说明高性能水基钻井液具有良好的润滑性,可满足长水平段水平井施工对钻井液润滑性的要求。

2.3.4 抗岩屑侵性能

钻井液的抗污染性能决定了钻井液体系在使用过程中的稳定性。将大庆油田姚家组泥页岩岩屑烘干粉碎,过100目筛,按不同量加入钻井液中,测其老化前后的性能。试验结果表明,高性能水基钻井液能抗20%岩屑侵。

2.3.5 储层保护性能

以大庆油田储层天然岩心为试验对象,进行了高性能水基钻井液储层损害静态评价试验。结果显示,该钻井液对不同区块储层岩心的渗透率恢复率都在90%以上,表明该钻井液体系具有良好的储层保护效果。

3 现场应用

截至目前,高性能水基钻井液已在大庆油田致密油藏应用9口井,从现场应用效果来看,该体系抑制性和封堵能力强,携砂效果好,润滑性满足长水平段水平井的钻井施工需求,未发生卡钻、托压等井下复杂情况,综合应用效果显著。其中,龙26-平9井水平段最长,并创造了大庆油田应用水基钻井液进行工厂化水平井施工的多项纪录。

3.1 龙26-平9井

龙26-平9井为部署在齐家-古龙凹陷的1口采油井,完钻井深3 521.00 m,水平段长1 586.00 m,水平位移1 840.00 m。该井钻遇地层依次为嫩三段、嫩二段、嫩一段、姚二三段、姚一段及青山口组,储层为青二、三段的高台子油层,以裂缝发育的绿灰、灰黑、黑灰色泥岩和粉砂质泥岩为主。

3.1.1 现场维护

在高性能水基钻井液体系的现场应用中,根据各井段的实际工况需要,形成了不同的钻井液维护处理原则,具体见表4

表 4 高性能水基钻井液各井段维护处理原则 Table 4 Maintenance treatment principle of the high performance water-based drilling fluid in different well intervals
井段漏斗黏度/
s
密度/
(kg·L-1)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/
Pa
动塑比静切力/
Pa
固相含量,
%
含砂量,
%
API滤失量/
mL
维护处理原则
直井段45~551.10~1.1512~204~100.25~0.551~2/
6~10
8~130.5~1.01.0~2.0低固相,低密度,
防塌,强抑制
造斜段50~651.15~1.2020~3010~180.40~0.702~5/
10~15
10~200.5~1.50.6~2.0密度平衡,高润滑,
强抑制
水平段55~701.15~1.2020~3010~180.40~0.703~5/
13~20
10~200.5~1.01.4~2.0强封堵,防塌,
低摩阻,低滤失
3.1.2 钻井液现场应用效果

1) 井壁稳定。龙26-平9井依次钻穿嫩江组、姚家组和青山口组等泥页岩地层,没有出现井壁剥落、坍塌和掉块等情况,起下钻和下套管等作业顺利,平均井径扩大率仅为9.31%,说明高性能钻井液体系具有良好的井壁稳定能力。

2) 润滑性能优良。龙26-平9井水平位移长,贴在下井壁的钻具重量超过400 kN,使得起下钻摩阻比常规水平井大。但钻井液良好的润滑性保证了水平段的顺利钻进,起下钻和下套管顺畅,全井未出现托压影响钻进的情况。

3) 性能稳定,携砂效果好。钻开油层后将钻井液密度控制在1.20 kg/L以内,做到了既压稳油层又稳定井壁。钻井液动塑比大于0.4,携岩屑能力强,整个钻进过程中岩屑返出量正常,岩屑棱角清晰,起下钻畅通无阻。

4) 综合效果显著。龙26-平9井创造了大庆油田应用水基钻井液进行工厂化水平井施工的4项纪录:二开井段钻进周期最短(19.21 d),机械钻速最高(10.58 m/h),定向段日进尺最长(209.00 m),水平位移最长(1 840.00 m)。

3.2 芳38-平6井

芳38区块是大庆致密油区块之一,属于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷宋芳屯鼻状构造,地层从上到下依次为嫩江组、姚家组、青山口组和泉头组,在青二、三段至泉头组有346 m厚的大段泥岩层,施工时极易发生剥落掉块、卡钻等井下故障。

3.2.1 邻井施工情况分析

芳38-平1井采用了常规水平井水基钻井液,完钻井深2 587.00 m,水平位移840.00 m,水平段长527.00 m。该井钻至井深2 587.00 m时起下钻,分别在井深1 854.00,2 111.00和2 258.00 m处遇阻,且在井深2 216.00 m处发生卡钻事故,并有憋泵现象,解卡后在井深2 251.00 m处再次发生卡钻,泵压从13 MPa上升至25 MPa。解卡过程中,振动筛上返出大量紫红色粉碎性泥岩,并含有长度为0.5 cm左右的青山口组剥落片,解卡后在井深2 111.00 m处进行侧钻。

分析认为,卡钻的主要原因在于钻井液性能不够好:1)抑制能力不足,导致缩径引起起下钻遇阻;2)封堵能力弱,青山口组泥岩剥落掉块,导致发生卡钻;3)钻井液滤失量较大,最高达到3.8 mL,降低了钻井液的井壁稳定能力。

3.2.2 高性能钻井液应用情况

芳38-平6井与芳38-平1井相距2 km,完钻井深3 153.00 m,水平位移1 358.00 m,水平段长1 093.00 m,完钻层位为泉头组四段。该井应用高性能水基钻井液钻进,钻井液性能见表5

表 5 38-平6井高性能水基钻井液性能 Table 5 High-performance water-based drilling fluid performances in Well Fang38-Ping6
井深/m密度/
(kg·L-1)
漏斗黏度/
s
静切力/
Pa
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/
Pa
动塑比API滤失量/
mL
摩阻系数含砂量,
%
固相含量,
%
1 5421.16481.0/5.5166.50.412.20.070.46
1 8251.17542.0/9.02311.00.482.20.060.56
1 9201.18542.0/9.02212.00.542.00.060.47
2 4711.18683.0/10.52310.50.462.00.040.514
2 6571.20754.0/11.02411.50.482.00.050.815
2 8781.19644.0/13.02513.00.522.40.040.615
3 1531.20664.0/9.52413.00.542.20.030.415

表5可以看出,芳38-平6井钻井液性能稳定,滤失量小,润滑性优良,携砂效果好。从开钻到完井,全井无井下故障发生,特别是在青山口组、泉头组进行定向和水平段作业时,没有发生剥落、压差卡钻和托压等井下复杂情况,起下钻和下套管作业顺利。该井二开井段平均机械钻速为7.11 m/h,高于芳38-平1井的6.01 m/h。同时,加入3%~5%聚合醇,使润滑剂加量从以前的7%降至5%,单井润滑剂成本降低10万元以上。

现场应用表明,高性能水基钻井液体系井壁稳定能力突出,润滑性优良,能够满足致密油藏开发需求。

4 结 论

1) 针对大庆油田致密油藏地质特点及水平井钻井难点,以“两元协同”抑制原理和“双效”封堵机理为基础开发的高性能水基钻井液体系,能解决常规水基钻井液抑制性不足、封堵能力弱、润滑性差等问题。

2) 高性能水基钻井液在抑制性、润滑性等方面与油基钻井液接近,通过现场试验形成了一套大庆油田致密油藏水平井水基钻井液技术。

3) 现场应用9口井均取得很好的效果,其中龙26-平9井水平段超过1 500 m,全井未发生剥落掉块、卡钻、托压等井下复杂情况,井径规则,表明研究的高性能水基钻井液能够满足大庆油田致密油藏长水平段水平井的钻井需求,具有广阔的应用前景。

参考文献
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文章信息

侯杰, 刘永贵, 李海
Hou Jie, Liu Yonggui, Li Hai
高性能水基钻井液在大庆油田致密油藏水平井中的应用
Application of High-Performance Water-Based Drilling Fluid for Horizontal Wells in Tight Reservoirs of Daqing Oilfield
石油钻探技术, 2015, 43(04): 59-65
Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(04): 59-65.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201504011

文章历史

收稿日期:2014-10-19
改回日期:2015-04-03

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