长宁区块页岩气水平井无土相油基钻井液技术
凡帆1,2, 王京光1,2, 蔺文洁1,2     
1. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室, 陕西西安 710021 ;
2. 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院, 陕西西安 710021
摘要: 针对四川长宁区块页岩气水平井应用的有土相油基钻井液存在的流变性差、易诱发井漏等技术难题,开展了无土相油基钻井液技术研究。为提高油基钻井液的电稳定性和悬浮性,研制了复合型乳化剂G326和油溶性聚合物增黏剂G336,并确定了无土相油基钻井液配方。室内试验结果表明,与有土相油基钻井液相比,无土相油基钻井液具有更强的电稳定性和更低的终切力,有利于预防高密度条件下油基钻井液的稠化和复杂地层漏失问题。无土相油基钻井液在长宁区块某平台4口页岩气水平井进行了现场应用,这4口井井壁稳定,无缩径无掉块,起下钻畅通,井眼始终处于良好净化状态,平均机械钻速提高37.8%。研究结果表明,无土相油基钻井液解决了传统高密度油基钻井液因结构强度大而易诱发井漏的问题,满足了长宁区块页岩气水平井安全快速钻井的需要。
关键词: 水平井     无土相钻井液     油基钻井液     页岩气     长宁区块    
Clay-Free Oil Based Drilling Fluid Technology for Shale Gas Horizontal Wells in the Changning Block
FAN Fan1,2, WANG Jingguang1,2, LIN Wenjie1,2     
1. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi, 710021, China ;
2. Drilling & Production Engineering Technology Research Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Xi'an, Shaanxi, 710021, China
Abstract: Due to fact that the conventional clay oil based drilling fluid used in shale gas horizontal wells in the Changning Block, Sichuan Basin, is poor in rheology and easy to induce lost circulation, the clay-free oil based drilling fluid has been studied. To enhance the electric stability and suspension performance of the proposed oil based drilling fluid, the composite emulsifier G326 and oil-soluble polymer viscosifier G336 were developed, and determined the formula for the clay-free oil based drilling fluid. Indoor test results showed that the clay-free oil based drilling fluid had a higher electric stability and lower final gel strength than conventional clay oil based drilling fluids, which is faverable for eliminating the thickening problem of oil based drilling fluids and lost circulation in complicated formations in the case of high density. When the clay-free oil based drilling fluid was deployed in four shale gas horizontal wells in the Changning Block, drilling operations were performed smoothly with stable borehole wall, no tight hole and sloughing, smooth tripping and clean wellbore, average ROP enhanced by 37.8%. Research results showed that the clay-free oil based drilling fluid could prevent the lost circulation that caused by conventional oil based drilling fluid with high density due to its high structural strength, which can meet the need of drilling shale gas horizontal wells fast and safely in Changning Block.
Key words: horizontal well     clay-free drilling fluid     oil based drilling fluid     shale gas     Changning Block    

随着长宁区块页岩气大规模开发,长宁某平台“一场双机”工厂化现场被定为国家级页岩气开发示范区示范点[1-3]。该平台的页岩气水平井设计为三开井身结构,采用空气/氮气钻至储层顶部后,为保证井下安全改用油基钻井液继续钻进[4-6]。目前,常规油基钻井液主要使用有机土来提高其黏度和切力,直接影响其流变性和携岩能力[7-8],但高密度有土相油基钻井液的流变性难以控制,塑性黏度高,终切力高,为了防止加重材料大量沉淀,往往需要大幅度提高其黏度,但钻井液黏度太高,易造成起下钻遇阻,下钻到底开泵困难,从而导致页岩地层发生诱发性井漏[9]。为此,笔者研制了乳化剂和增黏剂2种油基钻井液核心处理剂,开发了一种适合页岩气井钻井的无土相油基钻井液,并在长宁区块进行了现场试验,取得了良好的实钻效果。

1 关键处理剂的研制

无土相油基钻井液中由于失去有机土的协同作用,其电稳定性受到严重影响,表现为破乳电压很低,油水极易分层。目前,国内FB钻井液(柴油基油基钻井液)配方为:0号柴油+15.0%CaCl2溶液(CaCl2质量分数为20.0%)+2.5%主乳化剂MM+1.5%辅乳化剂MC+1.5%润湿剂HW+3.0%降滤失剂FC+1.8%碱度调节剂Ca(OH)2+0.5%增黏剂HH+重晶石粉;国外MD钻井液(低毒油基钻井液)配方为:气制油Saraline185V+20.0%CaCl2溶液(CaCl2质量分数为20.0%)+3.0%乳化剂VM+2.0%润湿剂VW+2.0%降滤失剂FM+1.8%碱度调节剂Ca(OH)2+0.6%增黏剂HH+重晶石粉。分别配制FB和MD钻井液,开展了有机土对无土相油基钻井液性能的影响试验,结果见表 1

表 1 有机土对无土相油基钻井液性能的影响 Table 1 The effect of organic clay on drilling fluid with clay oil base
钻井液体系 有机土加量,% 破乳电压/V 密度/
(kg·L-1)
油水稳定性 加重材料悬浮性
FB 2.0 450 1.20 无分层 无沉淀
0 90 0.89 分层 大量沉淀
MD 2.0 1 000 1.20 无分层 无沉淀
0 210 0.90 分层 大量沉淀

表 1可以看出,要构建无土相油基钻井液,需解决无土相油基钻井液电稳定性差和加重材料悬浮性差这2个关键难题。为此,笔者研制了2种关键处理剂:复合型乳化剂G326和油溶性聚合物增黏剂G336。

1.1 复合型乳化剂G326

在装有搅拌器、回流冷凝管、温度计的三颈烧瓶中,加入适量的有机伯胺和醇类溶液,充分搅拌,加热到一定温度,缓慢加入适量的天然脂肪酸,保温反应数小时后,通过减压蒸馏对回收醇类,即得到复合型乳化剂G326。室内测试结果表明,该乳化剂能够形成具有一定黏弹性的界面膜,显著降低界面张力,在油水界面排列紧密且具有润湿性能,可将加重材料的亲水性转变为亲油性,从而保证加重材料的悬浮稳定性,配制高密度油基钻井液时无须使用润湿剂,简化了常规油基钻井液的配方,现场维护容易。复合型乳化剂G326的加量对油基钻井液破乳电压的影响结果如图 1所示。

图 1 G326加量对油基钻井液破乳电压的影响 Fig.1 he effect of volumes of compound emulsifier G326 on emulsion breaking voltage of oil based drilling fluid

图 1可知,当复合型乳化剂G326加量大于2%时,油基钻井液的破乳电压升高较快。例如,当G326加量由3%增加到5%时,其破乳电压由852 V快速增加到1 663 V。当乳化剂加量为3%时,油基钻井液的破乳电压已经能够满足需要,因此G326加量优选为3%~4%。

在均不加润湿剂的条件下,在油基钻井液中分别加入乳化剂VM(国外产)和G326,测试其流变性。结果表明,加入乳化剂VM的油基钻井液,在六速旋转黏度计转子上残留了大量加重材料,说明加重材料没有完全被润湿;而加入乳化剂G326的油基钻井液,在六速旋转黏度计转子上仅残留少量钻井液,说明乳化剂G326对于加重材料具有润湿功能,这有利于顺利起下钻,并减少润湿剂的加量,降低钻井液成本[10-11]

1.2 油溶性聚合物增黏剂G336

在装有搅拌器、回流冷凝管、温度计的三颈烧瓶中,加入适量的脂肪酸二聚体和甲苯溶液,充分搅拌,加热到一定温度,缓慢加入适量的大分子胺和引发剂,通入氮气保护进行聚合反应,反应完成后,通过减压蒸馏回收甲苯,即得到油溶性聚合物增黏剂G336。在室内将增黏剂G336与几种常用增黏剂加入到基浆,测试基浆的性能,以考察不同增黏剂的性能,结果见表 2。基浆配方为白油+3.0%乳化剂G326+20.0%CaCl2溶液(CaCl2质量分数为20.0%)+1.8%碱性调节剂Ca(OH)2+2.0%降滤失剂G328+重晶石粉。

表 2 添加不同增黏剂的基浆性能测试结果 Table 2 Performances of drilling fluids with different viscosifiers
增黏剂 试验条件 密度/
(kg·L-1)
破乳电压/V 初切力/Pa 终切力/Pa 表观黏度/
(mPa·s)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/Pa
G336+YS-AL 热滚前 1.93 343 7.5 9.5 32.0 27 5.0
热滚后 1.92 1 260 稠化
G336+G322 热滚前 1.98 1 400 3.0 4.5 29.0 24 5.0
热滚后 2.01 1 470 3.0 5.0 34.0 28 6.0
HRP+VIS-GEL 热滚前 1.99 1 100 3.0 6.5 26.5 24 2.5
热滚后 2.00 1 020 5.0 8.5 34.0 32 2.0
HRP+G336 热滚前 1.99 1 430 3.0 5.0 28.0 24 4.0
热滚后 2.01 1 480 4.0 8.0 23.0 20 3.0
注:①为在150 ℃温度下滚动6 h。

表 2可知,增黏剂G336和G322能够显著增强基浆的悬浮稳定性,热滚后无稠化现象且破乳电压较高,因此优选G336作为主要增黏剂,G322作为辅助增黏剂。

在基浆中分别加入不同加量的主增黏剂G336和辅助增黏剂G322,然后测试其的流变性,结果见表 3表 4

表 3 G336加量对油基钻井液流变性的影响 Table 3 The effect of additive amount of viscosifier G336 on rheological properties of drilling fluids
G336加量,% 表观黏度/
(mPa·s)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/Pa 动塑比
0.28 16 15 1 0.07
0.33 21 19 2 0.11
0.38 23 20 3 0.15
0.45 38 22 6 0.27
0.50 40 32 8 0.25
表 4 G322加量对油基钻井液流变性的影响 Table 4 The effect of additive amount of assistant viscosifier G322 on rheological properties of drilling fluids
G322加量,% 表观黏度/
(mPa·s)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/Pa 动塑比
0.10 15 14 1 0.07
0.30 20 16 4 0.25
0.50 26 20 6 0.30
0.70 35 26 9 0.35
1.00 46 30 16 0.53
1.20 61 42 19 0.45

表 3可知,随着主增黏剂G336加量增大,钻井液的塑性黏度和动切力均升高,加量为0.33%时钻井液的动塑比增幅较大,增幅达57.14%, 但加量大于0.45%后,钻井液的塑性黏度迅速升高而动塑比降低。因此,确定主增黏剂G336的加量为0.33%~0.45%。

表 4可知,加入辅助增黏剂G322后,钻井液的动塑比明显提高,动切力大幅度增加,而塑性黏度增加了14%~200%,钻井液流变性得到明显改善,有利于在低剪切速率下携带岩屑。当G322加量为0.30%时, 钻井液动塑比增幅很大,达到257.14%,但当其加量大于1.00%时,钻井液的塑性黏度迅速升高而动塑比开始降低。因此,确定辅助增黏剂G322的加量为0.30%~1.00%。

2 无土相油基钻井液性能评价

经过室内大量试验,确定无土相油基钻井液配方为白油+3.00%乳化剂G326+20.00%CaCl2溶液(CaCl2质量分数为20.0%)+1.80%碱性调节剂Ca(OH)2+0.45%主增黏剂G336+0.60%辅助增黏剂G322+2.00%降滤失剂G328+重晶石粉。

2.1 不同密度无土相油基钻井液的流变性

按照无土相油基钻井液基本配方,配制不同密度无土相油基钻井液,并测试其流变性能,结果见表 5

表 5可知,随着密度增大,油基钻井液的塑性黏度和切力也相应增大,密度达2.40 kg/L时,流变性依然良好。为防止在现场应用过程中钻井液发生稠化,需要适当提高油水比。

表 5 不同密度无土相油基钻井液的主要性能参数 Table 5 Main performance parameters of clay-free oil based drilling fluid with different densities
油水比 密度/
(kg·L-1)
破乳电压/V 表观黏度/
(mPa·s)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/Pa 初切力/Pa 终切力/Pa 高温高压滤失量/mL
75/25 1.60 860 24 20 4 5.0 6 3.2
80/20 1.80 950 30 24 6 6.0 7 3.6
85/15 2.00 1 180 37 28 9 6.5 8 3.8
90/10 2.20 1 890 45 34 11 8.0 12 4.6
90/10 2.40 1 999 53 38 15 10.0 16 5.2
2.2 无土相油基钻井液与有土相油基钻井液的性能对比

配制无土相油基钻井液和有土相油基钻井液,其中,无土相油基钻井液配方为白油+3.00%乳化剂G326+20.00%CaCl2溶液(CaCl2质量分数为20.0%)+1.80%碱性调节剂Ca(OH)2+0.45%增黏剂G336+0.60%辅助增黏剂G322+2.00%降滤失剂G328+重晶石粉,有土相油基钻井液配方为气制油Saraline185V+20.0%CaCl2溶液(CaCl2质量分数为20.0%)+2.0%有机土+1.8%碱性调节剂Ca(OH)2+3.0%乳化剂VM+2.0%润湿剂VW+2.0%降滤失剂FM+0.6%增黏剂HH+重晶石粉。2种油基钻井液的密度均为2.0 kg/L,测试2种钻井液在150 ℃温度下滚动6 h前后的破乳电压及终切力,结果见表 6

表 6 无土相油基钻井液与有土相油基钻井液主要性能对比试验结果 Table 6 Main performance comparason an test results witn clay-free oil based drilling fluid and clay oil based drilling fluid
试验条件 破乳电压/V 终切力/Pa
无土相油基钻井液 有土相油基钻井液 无土相油基钻井液 有土相油基钻井液
热滚前 1 581 1 108 7 11
热滚后 1 396 983 8 14

表 6可知,在密度和油水比相同的条件下,无土相油基钻井液具有更强的稳定性以及更低的终切力,只需要很小的驱动力,即可破坏无土相油基钻井液的空间结构,解决了高密度有土相油基钻井液因结构强度太大导致的憋泵、开泵压力过高和当量循环密度过大诱发井漏等问题[12-14]

3 现场应用

长宁区块某平台共布置6口水平井,均设计采用三开井身结构,三开ϕ215.9 mm直井段韩家店组至石牛栏组底部采用空气/氮气钻井,钻探目的层为下古生界龙马溪组页岩层,水平段设计长度1 500 m。由于龙马溪组页岩地层层理和微裂缝发育,同时存在高压气层和承压能力较低的易漏地层,钻井过程中易出现喷漏同层。该平台C1井和C6井因使用的高密度有土相油基钻井液流变性差,钻进过程中诱发漏失,造成了严重的经济损失和井控风险。为此,该平台C2井、C3井、C4井和C5井使用了无土相油基钻井液进行钻井施工,并取得良好的应用效果,有效解决了长宁区块页岩气水平井水平段井壁稳定难度大和漏失风险高等技术难题。

3.1 无土相油基钻井液的配制

现场配制无土相油基钻井液时,首先将白油加入1#罐,按钻井液配方加入所需的乳化剂、增黏剂、辅助增黏剂及降滤失剂,充分搅拌使其混合均匀;在2#罐按要求配好质量分数为20.0%的CaCl2溶液,缓慢加入1#罐中,边搅拌边加入Ca(OH)2固体,形成稳定的乳状液后,测试其性能(见表 7),待性能达到要求后,加入重晶石粉以达到所要求的钻井液密度[15-17]

表 7 现场用无土相油基钻井液的性能 Table 7 Performance parameters of clay-free oil based drilling fluid on site
试验条件 密度/
(kg·L-1)
破乳电压/V 油水比 表观黏度/
(mPa·s)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/Pa 静切力/Pa 高温高压滤失量/mL
老化前 0.95~2.40 860~1 950 70/30~90/10 16.0~55.0 12~37 4.0~18.0 2.0/2.5~12.0/18.0 3.2~5.2
老化后 0.95~2.40 820~1 870 70/30~90/10 14.5~43.0 11~29 3.5~14.0 1.0/1.5~10.0/16.0 3.2~5.6
注:老化条件为150 ℃温度下滚动6 h。
3.2 应用效果分析

1) 井下故障减少。C1井和C6井在钻进龙马溪地层时使用了高密度有土相油基钻井液,因钻井液结构强度大、当量循环密度高而诱发地层漏失。C1井发生4次井漏,漏失油基钻井液220 m3,处理井漏损失工时19 d;C6井发生8次井漏,漏失油基钻井液达640 m3,处理井漏损失工时25 d。C2井、C3井、C4井和C5井在三开井段钻进龙马溪地层时使用了无土相油基钻井液,降低了因钻井液结构强度太大诱发井漏的风险,保障了井下安全,缩短了钻井周期,同时降低了油基钻井液的损失。其中C1井和C2井所用钻井液的性能对比见表 8

表 8 长宁C1井和C2井所用钻井液的性能 Table 8 Performance of drilling fluids in Well Changning C1 and C2
井号 井深m 密度/
(kg·L-1)
破乳电压/V 塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/Pa 终切力/Pa
C1 2 085.00 1.95 865 52 11 14
2 528.00 1.98 923 56 12 16
2 947.00 1.96 1 232 59 13 19
3 128.00 1.95 1 146 63 14 20
3 517.00 1.96 1 238 62 15 21
3 842.00 1.96 1 346 65 14 21
4 026.00 1.95 1 253 66 15 22
4 153.00 1.95 1 484 71 17 23
C2 2 098.00 1.93 1 067 39 7 9
2 430.00 1.94 999 38 8 9
2 803.00 1.93 1 180 42 9 9
3 180.00 1.94 955 41 11 10
3 440.00 1.93 1 039 38 12 10
3 762.00 1.94 1 134 42 12 11
4 059.00 1.95 1 356 44 13 11
4 128.00 1.95 1 279 43 12 12

2) 钻井提速效果明显,钻井成本降低。C2井、C3井、C4井和C5井三开井段平均机械钻速为6.82 m/h、平均钻井周期为30.2 d,与C1井和C6井的平均机械钻速(4.24 m/h)和平均钻井周期(56.6 d)相比,平均机械钻速提高了37.8%,平均钻井周期缩短了26.4 d,有效降低了钻井成本。

4 结论

1) 自主研制的乳化剂G326对加重材料具有润湿效果,可在实际应用中不加或少加润湿剂,不仅简化了钻井液配方,而且降低了钻井液成本。

2) 室内试验结果表明,无土相油基钻井液可抗温150 ℃,密度可达2.40 kg/L,破乳电压大于800 V,油水比为75/25~90/10,高温高压滤失量小于5.2 mL,与常规有土相油基钻井液相比,在高密度条件下具有更高的稳定性及较低的终切力。

3) 在长宁区块某平台4口页岩气水平井的现场应用结果表明,无土相油基钻井液具有良好的稳定性和流变性,能有效减少井漏,提高钻井速度,降低钻井成本,为页岩气的高效开发提供技术保障。

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文章信息

凡帆, 王京光, 蔺文洁
FAN Fan, WANG Jingguang, LIN Wenjie
长宁区块页岩气水平井无土相油基钻井液技术
Clay-Free Oil Based Drilling Fluid Technology for Shale Gas Horizontal Wells in the Changning Block
石油钻探技术, 2016, 44(5): 34-39.
Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(5): 34-39.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201605006

文章历史

收稿日期: 2015-12-23
改回日期: 2016-06-15

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