高密度抗钙盐水钻井液的研究与应用

高密度抗钙盐水钻井液的研究与应用

盖秀江1郭良2崔永军1王建军2李新跃2

1.胜利工程公司塔里木钻井分公司

2.胜利工程公司黄河钻井总公司

摘要：土库曼斯坦阿姆河右岸区块钻井施工中钻遇巨厚盐层及石膏层，前期采用的复合盐水钻井液体系在施工中存在流变性差、抗污染能力差；HTHP滤失量难控制的技术难题，先后发生了卡钻、电测遇阻及反复大幅度处理钻井液等情况。为此结合盐水钻井液特点及钙污染对钻井液性能的影响特性，室内实验有针对性地以“优质护胶、综合封堵”作为抗钙型盐水钻井液体系研发思路，最终确定出了抗钙盐水钻井液体系配方。通过现场应用表明，该钻井液体系性能优良，满足了巨厚盐膏层施工的需要。

关键词：巨厚盐膏层石膏层抗钙盐水钻井液室内试验配方优化现场应用

引言

土库曼上侏罗系基末利阶地层普遍发育巨厚盐膏层，可分为上中下三层石膏层夹两层盐层，俗称“三膏两盐”。石膏层累计厚度超过400m。钻开膏层后，每趟钻下钻到底，井底返出钻井液呈“豆腐脑”状，必须进行大型降粘处理。不仅增加了钻井液成本，还易导致卡钻、井塌、划眼、起下钻及电测阻卡等井下事故复杂。因此有必要对盐水钻井液的抗污染能力、流变性、滤失造壁性等进行深入的研究，确定一套抑制性强、性能稳定、滤失造壁效果好、流变性易于调节的盐水钻井液体系，提高钻井液钻深井、超深井及特殊工艺井的能力，满足钻井施工需要。

1国内外研究现状及技术发展趋势

国内施工巨厚盐层的井，一般采用普通的盐水钻井液或NaCL-KCL复合盐水钻井液，一般不强调抗钙能力。国内中原油田研究应用过高钙盐钻井液体系，但钙离子含量在800-1000mg/l，没有做过进一步钙污染的研究。国外应用低固相强抑制复合盐水钻井液或油基钻井液施工该类地层，其中油基钻井液由于成本及环保等问题难以广泛应用，在水基钻井液方面国外处理剂的性能及配伍性大大领先于我们，因此在技术及应用效果上我们均有较大的差距。

2技术思路及实施方案

2.1技术路线

2.1.1保持钻井液粘土含量在25-30g/l之间，通过使用磺酸盐共聚物等抗高钙盐的处理剂进行护胶，是保证钻井液抗钙污染的基础。

2.1.2选择使用超细碳酸钙、羟基铝等无机处理剂改善泥饼质量、控制HTHP失水。

2.1.3使用无水聚合醇提高钻井液的抑制性、护壁能力、润滑效果，并进一步降低滤失量。

2.1.4选择使用黄原胶等手段解决钻井液的悬浮及携砂能力。

2.2实施方案

针对于盐水钻井液特点及钙污染对钻井液性能的影响特性，室内实验有针对性地以“优质护胶、综合封堵”作为抗钙型盐水钻井液体系研发思路。实验中对抗钙盐水钻井液体系单剂进行抗盐、抗钙及抗高温老化实验评价，并对实验结果分析，优选体系护胶降滤失类单剂。在优选护胶单剂的基础上，根据项目所提出的技术指标要求，对抗钙盐水钻井液体系配方进行复配、整合，通过引入封堵类材料，结合刚性颗粒与可变性颗粒综合封堵，优化体系配方，提高泥饼质量。再通过一系列评价实验对体系进行全面评价，最终确定抗钙盐水钻井液体系配方。

3抗钙型盐水钻井液体系降滤失剂筛选及评价

3.1盐水钻井液体系中，对活性固相的护胶极为重要。本实验通过在基浆中加入不同护胶降滤失剂，然后测定各试样热滚前后API滤失量，通过对比不同降滤失剂的护胶降滤失能力，对降滤失剂进行筛选。

根据土库曼现场提供的资料及实验评价方案，将实验用基浆的配方确定如下：

水+2.5%钠土+0.3%纯碱+0.5%PAM+NaOH（PH=8）+5%KCL+25%NaCL

待选降滤失剂：磺酸盐共聚物降滤失剂（DSP-2）、磺甲基酚醛树脂（SMP-2）、天然高分子降滤失剂（WNP-1）。

通过筛选实验结果可以看出，各待选降滤失剂在盐水中都有较好的降滤失性能。其中，DSP-2尤为突出，这说明DSP-2具有很强的抗盐、抗温能力。

3.2封堵剂优选及评价实验

3.2.1封堵剂优选实验

为了提高体系的综合性能，达到项目预期目的，在抗钙型盐水钻井液体系中引入封堵性钻井液处理剂，用以进一步提高泥饼质量、改善体系性能。实验中选用超细碳酸钙（500-700目与1500-2000目）、无水聚合醇SYP-1、铝基聚合物防塌剂DLP-1、作为待选封堵剂，并及时根据实验结果有选择性的进行封堵剂复配实验。封堵剂优选实验基浆组成：

水+2.5%钠土+0.3%纯碱+0.5%PAM+2%WNP-1+3%SMP-2+2%DSP-2+NaOH（PH=8）+5%KCL+25%NaCL+重晶石（加重至1.95g/cm3）

各实验样品组成如下：

1#基浆

2#基浆+3%SYP-1；

3#基浆+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)；

4#基浆+2%DLP-1；

5#基浆+2%DLP-1+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)；

6#基浆+2%DLP-1+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)

+3%SYP-1

表2中的数据表明，体系中引入封堵类材料后，体系滤失性能，尤其是高温高压滤失量均有不同程度降低。复配样品6#有良好的效果，API滤失量及HTHP滤失量较其他样品具有明显优势。

3.3抗钙型盐水钻井液体系抗钙污染能力评价

为便于对比分析和确定最终体系配方，本实验分别对以下试样进行抗污染能力评价。

1#水+2.5%钠土+0.3纯碱+0.5%PAM+2%WNP-1+3%SMP-2+2%DSP-2+3%SYP-1+2%DLP-1+NaOH（PH=8）+5%KCL+25%NaCL+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)+重晶石（加重至1.95g/cm3）

2#水+2.5%钠土+0.3纯碱+0.5%PAM+2%WNP-1+3%SMP-2+2%DSP-2+3%SYP-1+2%DLP-1+Ca(OH)2+5%KCL+25%NaCL+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)+重晶石（加重至1.95g/cm3）

3#水+2.5%钠土+0.3纯碱+0.5%PAM+2%DSP-3+3%SMP-2+2%DSP-2+3%SYP-1+2%DLP-1+Ca(OH)2+5%KCL+25%NaCL+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)+重晶石（加重至1.95g/cm3）

以上试样在120℃下热滚12小时后，使用5%石膏进行污染实验。对1#试样分别做污染前后流变性能和滤失性能，其余式样进行污染后性能测量。实验结果见表3。

通过抗污染能力评价实验结果可以看出，1#配方5%石膏污染前后，表现出较强的抗污染能力，明显优于其它配方。

3.4提高体系切力的研究

通过对之前评价实验数据进行分析，不难看出，抗钙型盐水钻井液体系在高温老化后的切力值都有大幅降低的趋势，这对高密度钻井液的悬浮性能有较大的负面影响。实验采用添加提切剂和抗盐土的方法，用以适当提高体系的切力，确保体系有较强的悬浮能力，以满足井下安全的需求。

本实验采用的基浆配方为：水+2.5%钠土+0.3纯碱+0.5%PAM+2%WNP-1+3%SMP-2+2%DSP-2+3%SYP-1+2%DLP-1+NaOH（PH=8）+5%KCL+25%NaCL+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)+重晶石（加重至1.95g/cm3）+5%石膏。

实验结果如表4所示。

从表4中的数据可以看出，基浆中加入0.2%XC后，体系热滚前后的切力都有所提高且较稳定，性能完全满足项目指标的要求。另外，加入0.2%XC后体系的滤失性能也有所改善。

3.5抗钙型盐水钻井液体系配方确定

通过体系降滤失剂单剂筛选及复配优化、体系封堵性能的优化，并综合考虑抗钙型盐水钻井液体系其他性能方面的要求，将该体系室内配方确定如下：

水+2.5%钠土+0.3%纯碱+0.5%PAM+2%WNP-1+3%SYP-1+3%SMP-2+2%DSP-2+2%DLP-1+1.5%碳酸钙（500-700目）+1.5%碳酸钙(1500-2000目)+5%KCL+25%NaCL+NaOH（PH=8）+0.2%XC

4现场应用

在阿姆河右岸B区别列克特利-皮尔古伊气田施工的B-P-109H井，为该区块的第一口水平井，设计井深3921m，设计井斜85.5º，设计水平位移分别为998.15m。设计盐膏层厚度分别为1045m，其中石膏层厚度分别为445m。盐膏层段设计钻井液最高密度分别为1.95g/cm3。水平井对钻井液的滤失造壁、携砂清洁、润滑防粘、降摩减阻及预防“托压”等能力要求大大高于直井，如不能很好地解决大段石膏层对钻井液的钙污染问题，不能保障良好的钻井液性能，意味着这口井将无法正常施工。为此，B-P-109H井应用了《抗钙盐水钻井液技术研究》的研究成果。该井设计2215m进入上石膏层，所以钻进至2080m进入提塘阶，就开始进行抗钙盐水钻井液的转换。转化前，首先对钻井液做降低膨润土含量及提高抑制能力的处理，使用离心机及PAM、AP-1胶液稀释等手段，严格控制膨润土含量在20-25g/l范围内。储备钻井液预留出加盐及加重的空间，之后按顺序加入0.5%WNP-1、2%SMP-2、0.5%DSP-2、30%NaCL、0.5～1%AP-1，2%CaCO3，加重至1.90g/cm3。循环均匀后，测定膨润土含量、CL-含量、Ca2+含量、Mg2+含量、流变及滤失性能，达到方案设计要求，转换完成。转换前后钻井液性能见表5。

从表5数据可以看出，转换完成的抗钙盐水钻井液HTHP滤失量只有11ml，滤饼厚2mm，初切力1.5Pa，达到了项目立项时提出的性能技术指标。在后期施工中，钻井液性能保持稳定，每次下钻到底开泵井底返出钻井液第一周漏斗粘度比起钻前高10S左右，不经过任何处理第二周基本能恢复到起钻前水平。在后续施工的GiR-23D、GiR-24D、SLa-21、Cha-105D、BoTa-102D、Met-101H等井的使用，表明该体系具有很强的抗盐、抗钙能力，完全可满足钻巨厚盐膏层，特别是厚石膏层的要求。

5认识与建议

5.1加强体系的封堵能力，以不同粒度结合的封堵、刚性封堵与可变形封堵相结合，物理封堵与化学封堵相结合的方式，弥补不分散体系滤失量不易控制、滤饼质量差的缺点。

5.2严格控制膨润土含量及低密度固相含量，配合高效提切剂XC，可有效控制高钙钻井液切力在合理范围内。

5.3建议开发高效广谱封堵剂，进一步降低高钙钻井液滤失量，改善滤饼质量。

参考文献

[1]鄢捷年.钻井液工艺学.东营;中国石油大学出版社，2006.12

[2]刘天科.土库曼斯坦亚速尔盐膏层及高压盐水层钻井液技术措施[J].石油钻采工艺.2010.32（2）：38-41