焦页54-3HF井低油水比油基钻井液技术
李胜1,2, 夏柏如1, 林永学2, 王显光2, 韩秀贞2     
1. 中国地质大学(北京)工程技术学院, 北京 100083;
2. 中国石化石油工程技术研究院, 北京 100101
摘要: 针对焦页54-3HF井三开对油基钻井液封堵性和携岩能力要求高、回收油基钻井液利用率低的技术难点,以聚合物类表面活性剂为主乳化剂,优化了乳化剂、有机土的加量,构建了具有良好稳定性和流变性的油水比65:35的油基钻井液,并对其性能进行了评价。结果表明,油水比65:35油基钻井液的稳定性、携岩能力和封堵性能达到了钻井要求,并确定了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液的最佳体积配比为1:2。焦页54-3HF井三开井段在钻进过程中采用了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液按体积比1:2混合的钻井液,钻井液的油水比控制在67:33~76:24,破乳电压600~1 000 V,动塑比0.30~0.40,三开井段井壁稳定、井眼清洁、摩阻低、起下钻顺利。这表明,低油水比油基钻井液技术可完全满足页岩气水平井钻井需求,具有良好的应用前景。
关键词: 油水比     油基钻井液     稳定性     流变性     焦页54-3HF井    
Oil-Based Mud with Low Oil/Water Ratio for Well Jiaoye 54-3HF
LI Sheng1,2, XIA Boru1, LIN Yongxue2, WANG Xianguang2, HAN Xiuzhen2     
1. School of Engineering and Technology, China University of Geosciences(Beijing), Beijing, 100083, China;
2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing, 100101, China
Abstract: During drilling the third interval of the Well Jiaoye 54-3HF, oil-based mud (OBM) was required for its higher plugging and cuttings-carrying capacity. To recover the OBM with high utilization rate, polymer surfactants were used as main emulsifiers to produce a new OBM with desirable stability and rheological property by optimizing the volumes of emulsifier and organic clay, with oil/water ratio of 65/35. The performance evaluation showed that the new OBM has desirable cuttings-carrying and plugging capacities, which can meet the needs of drilling operations. It was determined that the optimal volumetric ratios should be 1:2, i.e. the new low oil/water OBM to the recycled OBM. Drilling fluids characterized by low oil/water ratio and recycled OBM were used in the Well Jiaoye-54-3HF, which featured avolumetric ratio of 1:2, oil/water ratios of 67/33-76/24, emulsion-breaking voltage of 600-1 000 V, and yield point and plastic viscosity ratio of 0.30-0.40. The third interval of the well has a stable sidewall, clean borehole, low friction resistivity and smooth in tripping operations. Thus results indicate that OBM with a low oil/water ratio can meet the demand of drilling horizontal wells for development of shale gas, having good prospects of applications.
Key words: oil/water ratio     oil-based drilling fluid     stability     rheological property     Well Jiaoye 54-3HF    

焦页54-3HF井是部署在川东南地区川东高陡褶皱带包鸾—焦石坝背斜带焦石坝构造的一口页岩气水平井,目的层位为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部的页岩地层。页岩地层微裂缝发育、水敏性强,在钻进水平段时容易发生井漏、垮塌和缩径等问题,如果水平段较长,还存在摩阻扭矩大、携岩困难等问题,造成发生井下故障的概率增大[1-10]。为解决页岩水平井井壁失稳、摩阻和扭矩大等技术难点,该井设计采用油基钻井液,并对油基钻井液的封堵性、携岩能力要求高[11-12]。由于常规油基钻井液回收再利用时性能不理想,通常采用较高油水比的新配油基钻井液调整所回收油基钻井液的性能,但这样会增加钻井液成本。由于低油水比油基钻井液的稳定性和流变性难以控制,因此很少采用新配低油水比油基钻井液调整所回收油基钻井液的性能[13-14]。国外通过研制强力乳化剂等关键处理剂,可以将油基钻井液的油水比控制在65∶35~80∶20,而国内油基钻井液的油水比普遍为80∶20~90∶10。为了降低焦页54-3HF井的钻井液成本,笔者研制了一种封堵性和携岩性强的低油水比油基钻井液,并利用其调整回收油基钻井液的性能,达到了降低钻井液成本、提高所回收油基钻井液利用率的目的。

1 油基钻井液技术难点

1) 对油基钻井液的封堵性能要求高。为确保页岩储层段安全钻进,油基钻井液密度的选择以满足井控要求为主,当钻遇高产气层后,通常需要提高油基钻井液密度,然而焦页54-3HF井钻遇的龙马溪组和五峰组的页岩地层微裂缝和层理较为发育,孔隙和裂缝的尺寸主要在10 μm以下,对油基钻井液的封堵性能提出了更高的要求。

2) 要求提高回收油基钻井液的利用率。为降低页岩气水平井的钻井成本,需提高回收油基钻井液的利用率,然而由于钻井施工、固井作业等原因,往往导致回收的油基钻井液的性能不理想。焦页54-3HF井拟用回收油基钻井液的密度为1.50 kg/L、固相含量高达36%、破乳电压仅为356 V、塑性黏度达83 mPa·s、动切力达31 Pa,在一定程度上影响了回收油基钻井液的利用率。

3) 对油基钻井液携岩能力要求高。为实现焦石坝区块下志留统龙马溪组和上奥陶系五峰组页岩气的共同开采,焦页54-3HF井三开钻穿五峰组地层后要求不断调整井眼轨迹,导致井眼轨迹不理想。尤其是3 426.78~3 516.95 m井段井斜角由89.70°增至99.50°,而3 516.95~3 612.86 m井段井斜角由99.50°降至92.00°,井斜角的不断调整对油基钻井液的携岩能力提出了更高要求。

2 低油水比油基钻井液的构建

降低油水比可以降低油基钻井液的成本,但随着油水比的降低,油基钻井液的稳定性变差,具有多个亲油亲水基团的聚合物类乳化剂可以克服常规乳化剂分子中2个极性基团之间的斥力,使乳化剂分子更紧密地排列在乳化液滴上,牢固地吸附微小水珠,从而获得更大的界面强度,增强低油水比油基钻井液的稳定性。同时,聚合物类乳化剂亲油基团的数量更多,分子间的多个亲油基团发生缠绕,形成胶束的概率增大,有利于增强油相的结构力,改善油基钻井液的流变性,提高其携岩能力[15-16]。因此,笔者以自主研发的具有多个亲油亲水基团的聚合物类乳化剂为主乳化剂,构建低油水比油基钻井液。

2.1 低油水比油基钻井液基本配方的确定

油水比65∶35的油基基浆的配方为:0#柴油+CaCl2溶液(CaCl2的质量分数为25%,全文同)+1.0%有机土+1.5%CaO+3.0%油基钻井液降滤失剂。配制油水比65∶35的油基基浆,加入不同量的乳化剂,测定其在100 ℃温度下老化16 h后的基本性能,结果见表 1。由表 1可知,随着乳化剂加量增大,油基基浆的破乳电压和动塑比均有增高的趋势,当主乳化剂和辅乳化剂加量分别为3.5%和1.5%时,动塑比为0.35,破乳电压在600 V以上。综合考虑确定主乳化剂和辅乳化剂的最优加量分别为3.5%和1.5%。

表 1 低油水比油基钻井液乳化剂加量优化 Table 1 Optimization of emulsifier volumes added in OBM with low oil-water ratio
主乳化剂加量,% 辅乳化剂加量,% 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 动塑比 静切力/Pa 破乳电压/V
初切终切
2.0 1.0 13 4 0.31 2.04.0 398
2.8 1.2 15 5 0.33 2.55.0 479
3.5 1.5 17 6 0.35 3.06.0 605
4.2 1.8 20 8 0.40 3.57.0 682
注:测定温度为50 ℃,下同。

按配方0#柴油+3.5%主乳化剂+1.5%辅乳化剂+CaCl2溶液+1.5%CaO+3.0%油基钻井液降滤失剂配制油水比65∶35的1#油基基浆,加入不同量的有机土,测定其在100 ℃下老化16 h后的基本性能,结果见表 2。由表 2可看出:随着有机土加量增大,1#油基基浆的塑性黏度、动切力、动塑比和破乳电压均逐渐增大;当有机土加量为1.0%时,1#油基基浆的动塑比达到0.35,呈现出低黏、高切的特点;随着有机土加量进一步增大,1#油基基浆的黏度和切力增幅较大。因此,确定有机土的加量为1.0%。

表 2 低油水比油基钻井液有机土加量优化 Table 2 Optimization of volumes of organic clay added in OBM with low oil-water ratio
有机土
加量,%
塑性黏度/
(mPa·s)
动切
力/Pa
动塑比 静切力/Pa 破乳电
压/V
初切终切
0.5 15 4 0.27 25 502
1.0 17 6 0.35 36 605
1.5 21 8 0.38 58 641
2.0 26 11 0.42 610 693

通过优化乳化剂及有机土的加量,确定了油水比65∶35的油基钻井液配方为0#柴油+3.5%主乳化剂+1.5%辅乳化剂+CaCl2溶液+1.0%有机土+1.5%CaO+3.0%油基钻井液降滤失剂。

2.2 低油水比油基钻井液性能评价

将密度为0.95 kg/L、油水比为65∶35的油基钻井液分别加重至1.20,1.50和1.80 kg/L,测其在100 ℃下老化16 h后的基本性能,结果见表 3。由表 3可知,加重后的低油水比油基钻井液具有较高的破乳电压、动塑比,表明该钻井液加重后仍具有良好的乳化稳定性和携岩能力。

表 3 不同密度低油水比油基钻井液的基本性能 Table 3 Performances of low oil-water ratio OBM with different densities
密度/
(kg·L-1)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切
力/Pa
动塑
静切力/Pa 破乳电
压/V
高温高压
滤失量/mL
初切终切
0.95 17 6 0.35 3.06.0 605 2.3
1.20 22 8 0.36 4.07.5 592 2.2
1.50 28 11 0.39 5.510.0 571 2.0
1.80 34 13 0.38 5.012.5 539 1.8

将密度为1.50 kg/L、油水比为65∶35的油基钻井液在不同温度下老化16 h,然后测其基本性能,结果见表 4。由表 4可知,低油水比油基钻井液在80~150 ℃下具有良好的流变性和乳化稳定性,说明其抗温可以达到150 ℃。

表 4 不同温度下低油水比油基钻井液的基本性能 Table 4 Performance of low oil-water ratio OBM at different temperatures
老化条件 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 动塑比 静切力/Pa 破乳电压V 高温高压滤失量/mL
初切终切
80 ℃/16 h 34 12 0.35 6.012.0 612 1.8
100 ℃/16 h 28 11 0.39 5.510.0 571 2.0
120 ℃/16 h 26 10 0.38 5.09.0 563 2.6
150 ℃/16 h 23 8 0.35 4.58.0 526 2.8
2.3 回收油基钻井液与低油水比油基钻井液体积比的优选

焦页54-3HF井拟用的回收油基钻井液(以下简称旧浆)是采用常规乳化剂配制的油基钻井液,已回收并存储近3个月,加入新配制的油水比65∶35的低油水比油基钻井液(以下简称新浆)调整其性能。为确定旧浆与新浆的最佳配比,将旧浆与新浆按不同体积比混合,然后测其老化前后的基本性能,结果见表 5。由表 5可知,旧浆的塑性黏度和动切力均很高,破乳电压低于400 V,表明其流变性和乳化稳定性较差,但随着新浆的混入,其流变性和乳化稳定性都得到了显著改善,综合考虑油基钻井液的性能及旧浆的利用率,确定旧浆与新浆的体积比为2∶1。

表 5 低油水比油基钻井液与回收油基钻井液按不同体积比混合后的基本性能 Table 5 Performances of mixtures of low oil-water ratio OBM and recovered OBM in different volumes
旧浆与新浆
的体积比
试验
条件
密度/
(kg·L-1)
塑性黏度/
(mPa·s)
动切力/
Pa
动塑比 静切力/Pa 破乳电
压/V
高温高压
滤失量/mL
初切终切
1∶1 老化前 1.50 34.0 14.0 0.41 5.07.0 762
老化后 1.50 35.0 13.5 0.39 5.58.5 815 3.5
2∶1 老化前 1.50 41.0 15.0 0.37 5.57.5 684
老化后 1.50 40.0 16.5 0.41 5.59.0 734 3.8
3∶1 老化前 1.50 47.0 18.0 0.38 6.58.0 512
老化后 1.50 48.0 13.0 0.27 5.59.5 546 4.4
1∶0 老化前 1.50 83.0 31.0 0.37 10.517.5 356
老化后 1.50 84.0 30.0 0.36 10.517.5 381 5.6
注:老化条件是在100 ℃下滚动16 h。
2.4 油基钻井液封堵性的优化

焦石坝龙马溪组和五峰组页岩地层微裂缝和层理较为发育,孔隙和裂缝的尺寸主要在10 μm以下,为防止钻井过程中油基钻井液漏失并保持井眼稳定,需要提高油基钻井液的封堵性能。为此,笔者优选2 000目的超细碳酸钙作为颗粒材料、超细矿物纤维材料作为封堵材料、凝胶作为弹性材料,将三者复配以起到复合封堵作用。其中,超细碳酸钙可在裂缝通道内自身架桥或者多个颗粒胶结在一起架桥,保证形成封堵层,使纤维材料和弹性材料充填并滞留在漏失通道内,形成致密“封堵墙”;超细矿物纤维材料可与颗粒材料共同封堵微裂缝,并将颗粒材料“交织”在一起,以达到更好的协同封堵效果;凝胶具有良好的黏弹变形能力,可在压差作用下进入微孔或微裂缝,从而进一步提高封堵效果[17]。采用砂床法评价了低油水比油基钻井液在加入不同封堵材料后的封堵性能,结果为:未加入封堵材料的侵入深度为7.2 cm;加入3%超细碳酸钙的侵入深度为4.9 cm;加入3%超细碳酸钙+2%纤维封堵剂的侵入深度为3.1 cm;加入3%超细碳酸钙+2%纤维封堵剂+2%超细凝胶的侵入深度为1.6 cm。从以上结果可以看出,3%超细碳酸钙、2%纤维封堵剂和2%超细凝胶复配加入低油水比油基钻井液中,可以大幅提高钻井液的封堵性能。

3 现场施工 3.1 油基钻井液的配制及转换

焦页54-3HF井二开φ311.1 mm井眼中完井深3 167.00 m,φ224.5 mm套管下至井深3 164.46 m,井眼容积约为123 m3,钻井液循环时地面需要有60 m3钻井液,则需要183 m3油基钻井液才能完成钻井液转换。按旧浆与新浆体积2∶1计算,需要配制60 m3低油水比油基液。由于旧浆中固相含量高,必须采用高速离心机对其进行预处理,以降低固相含量。

配制60 m3油水比65∶35的油基钻井液,将其与处理后的旧浆在地面循环罐中充分混合、搅拌。转换成油基钻井液时,要回收替出的水基钻井液,以避免混入油基钻井液循环罐中。根据循环排量计算油基钻井液的返出时间,返出前勤测破乳电压,如果破乳电压明显升高则表明油基钻井液转换结束,立即停泵,倒好管线后充分循环油基钻井液。循环后油基钻井液的性能为:密度1.40 kg/L,漏斗黏度67 s,塑性黏度34 mPa·s,动切力10.5 Pa,API滤失量 0.6 mL,静切力4.0/5.5 Pa,固相含量25%,水相含量25%,油相含量50%,油水比67∶33,破乳电压534 V,油基钻井液性能达到三开设计要求。

3.2 油基钻井液维护处理措施 3.2.1 井眼稳定控制措施

焦页54-3HF井三开井段龙马溪组和五峰组页岩地层层理发育,要求钻井液具有较强的封堵能力,因而需控制油基钻井液的API滤失量和高温高压滤失量均小于5 mL,且滤液中无自由水,以有效降低滤液渗入微裂缝的量。为平衡地层压力,油基钻井液密度保持在1.40~1.52 kg/L,在钻进过程中勤测钻井液密度。当气测值较高时,按循环周将钻井液密度提高0.01~0.02 kg/L,以防止钻井液密度过高而压漏地层,引起井下出现复杂情况。

3.2.2 流变性控制措施

1) 在新配制低油水比钻井液时,为降低低油水比对油基钻井液黏度、切力的影响,通过减小有机土加量调控新配低油水比油基钻井液的黏度、切力,以保持油基钻井液性能的稳定。

2) 需要提高油基钻井液的黏度、切力时,在保证其乳化稳定性的前提下通过降低油水比或增大有机土加量来实现。焦页54-3HF井三开油基钻井液油水比控制在67∶33~76∶24。

3) 对于低油水比油基钻井液,要充分利用固控设备,特别是振动筛和离心机,振动筛采用180~200目筛布,尽可能地清除劣质固相,以降低固相含量对油基钻井液流变性的影响。

3.2.3 乳化稳定性控制措施

衡量油基钻井液乳化稳定性的指标是破乳电压,一般要求油基钻井液的破乳电压不能低于400 V。影响油基钻井液乳化稳定性的关键是乳化剂的加量,在配制低油水比油基钻井液时,主乳化剂和辅乳化剂的总加量控制在4%~6%。钻进过程中,当油基钻井液破乳电压有降低趋势时,应及时补充主乳化剂和辅乳化剂。

3.2.4 井眼净化措施

钻井液的动塑比为0.36~0.48时携岩性能最好[18],因此,为满足携岩返砂要求,焦页54-3HF井三开钻井过程中油基钻井液的动塑比基本保持在0.30~0.40。为防止形成砂床,每钻进一个立柱上下活动和转动钻具,每钻进200~300 m短起下钻一次。

3.3 应用效果

焦页54-3HF井三开钻进过程中,低油水比油基钻井液具有良好的流变性和乳化稳定性,且高温高压滤失量低(见表 6)。该井三开钻进作业顺利,返砂良好,无井底沉砂,振动筛返出钻屑完整性良好,没有出现剥落掉块,三开平均井径扩大率仅为1.7%,井下摩阻60~100 kN,起下钻顺利。

表 6 焦页54-3HF井三开油基钻井液性能 Table 6 Performances of OBM for the third spud-in interval in Well Jiaoye 54-3HF
井深/m 密度/(kg·L-1) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa 破乳电压/V 高温高压滤失量/mL
初切终切
3 167.00 1.40 38 11.0 4.05.5 850 4.0
3 193.00 1.40 35 11.0 4.55.5 632 3.8
3 207.00 1.40 30 9.0 4.05.0 658 3.6
3 232.00 1.40 32 8.5 4.05.5 806 4.0
3 343.00 1.42 30 10.0 4.05.5 955 3.7
3 426.00 1.46 33 10.5 4.56.0 819 3.6
3 528.00 1.48 34 10.0 4.56.0 927 3.8
3 750.00 1.51 37 12.0 5.57.5 847 4.1
3 862.00 1.50 41 13.0 5.57.5 746 4.0
3 950.00 1.51 42 14.0 6.08.0 767 3.6
4 081.00 1.51 38 13.0 5.56.5 840 3.9
4 185.00 1.51 40 14.0 6.07.5 799 4.2
4 结论及建议

1) 以自主研制的具有多个亲水亲油基团的乳化剂为核心处理剂构建了油水比65∶35的油基钻井液,室内试验表明,该钻井液具有良好的乳化稳定性和流变性,能满足焦页54-3HF井三开钻井要求。

2) 回收油基钻井液与低油水比油基钻井液按体积比2∶1混合后,在焦页54-3HF井三开钻进龙马溪组和五峰组页岩地层过程中进行了应用,钻进作业顺利,井壁稳定、井眼清洁、摩阻低、起下钻顺利,无井下故障发生。

3) 为降低油基钻井液的成本,应进一步降低油基钻井液的油水比和提高所回收油基钻井液的利用率。

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文章信息

李胜, 夏柏如, 林永学, 王显光, 韩秀贞
LI Sheng, XIA Boru, LIN Yongxue, WANG Xianguang, HAN Xiuzhen
焦页54-3HF井低油水比油基钻井液技术
Oil-Based Mud with Low Oil/Water Ratio for Well Jiaoye 54-3HF
石油钻探技术, 2017, 45(1): 51-56.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(1): 51-56.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201701009

文章历史

收稿日期: 2016-06-30
改回日期: 2016-10-11

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