Research and Test of the Drilling and Completion Technologies for Geothermal Reinjection Wells in Dongying Area
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摘要: 为了解决砂岩热储地热水回灌难题，确保地热资源的持续开发利用，开展了胜利油田东营地区地热回灌井钻井完井技术研究。在分析热储层地质特点及回灌井钻井完井技术难点的基础上，将油田油气井的钻井和射孔完井工艺应用到地热回灌井中，进行了钻具组合、钻井液和完井技术研究，形成了地热回灌井钻井完井技术，并在探灌1井进行了现场试验。结果表明，探灌1井热储层位于沾化凹陷馆陶组，试水温度68 ℃，试水水量90～105 m3/h，回灌量90～105 m3/h，实现了完全回灌。东营地区地热回灌井钻井完井技术解决了砂岩地热水回灌技术难题，保障了该地区地热能产业的健康发展，具有较好的推广应用价值。Abstract: For geothermal water reinjection in sandstone thermal storage, the drilling and completion technologies for geothermal reinjection wells in Dongying Area of Shengli Oilfield were studied to ensure the sustainable development and utilization of geothermal resources. Based on the analysis of the geological characteristics of the thermal reservoir and the technical difficulties in drilling and completion of reinjection wells, drilling and perforation completion technologies were applied to a geothermal reinjection well. The technical research on BHA(bottomhole assembly), drilling fluid system and completion technology was carried out. The drilling and completion technologies for the geothermal reinjection wells was formed and successfully tested in the field. The field test showed that the layer of thermal reservoir of Well Tanguan 1 was located in the Guantao Formation in the Zhanhua Sag. The water temperature was 68 ℃, and the water volume was 90–105 m3/h with a reinjection volume of 90–105 m3/h, which achieved complete reinjection. The technologies have solved the technical problem in geothermal water reinjection in sandstone thermal storage, ensuring the healthy development of the geothermal energy industry in this area, thus possess the potential for widespread populariazation and application.
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Keywords:
- geotherm /
- reinjection well /
- drilling /
- completion /
- Dongying Area /
- Well Tanguan 1
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随着石油天然气勘探开发的不断深入，钻遇高温高压地层、泥页岩地层等复杂地层的概率越来越大，对钻井液性能的要求越来越高。因此，油基钻井液的应用越来越多，但随着环境保护的要求越来越严，其面临的问题也日益凸显[1-2]。早期油基钻井液的基础油多为柴油，毒性高、难降解、污染严重，根本无法达到环保要求[3-5]。现在最常用的基础油是低毒矿物精炼油，即白油，其芳烃组分含量虽然很低，但仍存在降解周期长的缺点。随着人们对生态环境保护越来越重视，对钻井液提出了更高的要求，所以需要研究低毒、可降解、可再生的环境友好型钻井液用基础油及环保的油基钻井液。近期，国内研制出很多合成型基础油，如酯类、醚类和聚烯类基础油，还有由饱和烷烃、烯烃合成的气制油，以及对石化原料油进行分子重整、精制提纯的各类合成基础油[6-8]。合成基础油虽然具有无毒、高闪点、可降解等优点，但都是石化类的不可再生物质。因此，笔者利用天然生物油脂，通过催化加氢、分子异构等方法合成了可再生的生物基础油，并通过优选其他钻井液添加剂，形成了可再生生物合成基钻井液。性能评价结果表明，其性能满足优质高效钻井要求，且生物毒性很低，具有很好的环保性能。
1. 生物合成基础油和有机土的选择
生物质是指一切有生命的、可以生长的有机物质，包括动物、植物和微生物。与化石物质相比，生物质来源广、可再生、无污染、分布广泛，是一种取之不尽、用之不竭的可再生资源[9-11]。以生物质为原料开发生物合成基钻井液，既可解决钻井作业对钻井液性能的要求，又可解决石油开发与环保、可持续发展之间的矛盾。
动植物油脂、微生物油脂，以及地沟油等餐饮废弃油脂，都可以作为生物合成基础油的原料油。天然油脂的分子结构是含双键或不含双键的直链脂肪酸甘油酯，而且不同种类、不同来源的天然原料油的分子结构差异较大，需要有针对性地进行分子结构重整，才能得到性能优良且稳定的钻井液用基础油。天然原料油与催化剂在200～500 ℃、2～15 MPa条件下，通过加氢使不饱和键饱和生成长链正构烷烃，同时除去分子中所含的氧、氮、磷和硫等杂质。接下来，正构烷烃在金属位上脱氢生成烯烃，然后烯烃在酸性位上发生质子化反应生成正构碳正离子，随后正构碳正离子发生重整、去质子化反应生成烯烃，最终烯烃转移到金属位上并加氢生成异构烷烃，即为生物合成基础油。
生物合成基础油是C12—C24的支链异构烷烃混合物，苯胺点很高且几乎不含芳烃和硫，96 h 半致死浓度（LC50）大于1 000 000 mg/L（见表1）。闪点较高，表明其无毒，且在生产、储运、应用过程中安全性高。其在低温段（0～20 ℃）黏度变化幅度很小，容易配制出性能优良的钻井液，且所配制钻井液的性能易于维护。
表 1 油基钻井液常用基础油的性能参数Table 1. Performance parameters of common base oils for oil-based drilling fluids常用基础油 密度/（kg·m–3） 闪点/℃ 苯胺点/℃ 芳烃含量/（mg·kg–1） 硫含量/（mg·kg–1） 运动黏度/（mm2·s–1） 96 h LC50/（mg·L–1） 天然气制油 851 110 88 1.20 1.00 3.0 >1 000 000 白油 810 144 83 2.00 3.00 5.8 >1 000 000 BP8313 785 83 80 20 000.00 13.00 2.7 820 000 柴油 841 83 57 30 000.00～50 000.00 250.00 5.9 80 000 Mentor26 838 74 78 10 000.00～20 000.00 5.90 2.7 480 000 生物合成基础油 802 147 92 0.05 0.45 1.9 >1 000 000 注：依据标准《车用柴油（Ⅴ）》（GB/T 19147—2013）和《钻井液生物鉴定推荐作法》（API RP13H）测得。 有机土分散在基础油中起增黏提切、降滤失和维持乳化体系稳定的作用，其性能好坏直接影响钻井液的流变性、滤失造壁性和乳状液的稳定性。常规有机土在矿物油或合成类基础油中的成胶率普遍低于10%，其原因是合成类基础油主要为饱和烷烃，极性弱，而常规有机土在这类极性弱的基液中不能充分发挥增黏提切的作用。因此笔者采用文献[12]中研制的改性有机土，该有机土疏水亲油性强，不易吸水，层间疏松，片层剥离明显。表2为不同基础油加入改性有机土后的黏切性能。
表 2 不同基础油加入改性有机土后的黏切性能Table 2. Adhesive performance of different base oils after adding modified organic soil基础油 条件 成胶
率，%表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa柴油 老化前 100 13.0 11.2 1.8 老化后 99 14.7 13.0 1.7 白油 老化前 79 14.0 12.0 2.0 老化后 77 13.8 11.9 1.9 天然气制油 老化前 85 12.5 10.9 1.6 老化后 80 13.7 12.2 1.5 生物合成基础油 老化前 83 12.2 10.6 1.6 老化后 79 13.5 12.0 1.5 注：依据标准《油基钻井液用有机土技术规范》（Q/SY 1817—2015）测得。 由表2可知，改性有机土不但在柴油中有很高的成胶率，而且在极性很弱的合成类基础油中的成胶率也比较理想，其在生物合成基础油中的成胶率为79%～83%，生物合成基础油加入改性有机土后的黏切性能很稳定。这表明生物合成基础油和改性有机土相互聚结胶联形成的空间网状结构即使经过高温老化也没有破坏，凝胶稳定性反而增强，说明改性有机土具有良好的成胶性和配伍性。
2. 可再生生物合成基钻井液配方及性能
2.1 钻井液配方
由于以弱极性生物合成基础油形成稳定的油基钻井液有一定的难度，因此表面活性剂类处理剂对乳状液的稳定性起决定性作用[13-15]。乳化剂分子在油水界面会形成一层坚固的膜，同时降低油水界面张力，有利于形成稳定的乳化层，并且能够增大粒子间的碰撞阻力，提高乳状液的稳定性；润湿剂具有促使重晶石和有机土表面从亲水转变为亲油的作用，实现润湿反转从而提高钻井液的稳定性。笔者通过优选各种处理剂并优化其加量，确定了可再生生物合成基钻井液的基本配方：生物合成基础油+CaCl2溶液（25%）+3.0%改性有机土+3.0%聚酰胺（主乳化剂）+2.0%酰胺基胺（辅乳化剂）+1.5%改性季铵盐（润湿剂）+2.0%提切剂+2.0%改性橡胶（封堵剂）+2.0%改性树脂（降滤失剂）+1.0%磺化树脂（降滤失剂）+1.0%CaO+重晶石粉（密度可调整范围为0.90～2.25 kg/L），油水比90∶10～70∶30。
2.2 基本性能及生物毒性
不同密度可再生生物合成基钻井液（油水比为90∶10）在老化前后的基本性能及生物毒性测试结果见表3。
表 3 可再生生物合成基钻井液的基本性能及生物毒性Table 3. Basic properties and biological toxicity of biosynthetic drilling fluid密度/
（kg·L–1）条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
PaAPI滤失量/
mL高温高压滤失量/
mL破乳电压/
V96 h LC50/
（mg·L–1）0.90 老化前 19 15 4 1.3/1.7 1.8 11.9 1 504 >1 000 000 老化后 30 23 7 1.6/2.0 1.3 9.7 1 874 1.20 老化前 29 21 8 2.0/2.4 1.5 9.2 1 665 >1 000 000 老化后 37 26 11 2.2/3.1 1.0 8.8 1 730 1.50 老化前 32 22 10 2.2/3.5 1.2 7.0 1 422 >1 000 000 老化后 47 34 13 2.9/4.8 0.8 6.4 1 601 1.85 老化前 43 31 12 2.9/5.2 0.8 6.2 1 134 >1 000 000 老化后 54 39 15 3.5/5.5 0.6 5.3 1 377 静置24 h 66 45 21 5.2/8.3 0.7 6.2 1 090 2.25 老化前 59 42 17 3.2/5.7 0.4 3.2 768 >1 000 000 老化后 70 39 18 4.3/6.8 0.3 2.4 955 静置24 h 78 50 28 7.0/10.5 0.6 4.0 976 注：老化条件为180 ℃下滚动16 h；高温高压条件是150 ℃、3.45 MPa；基本性能依据标准《石油天然气工业 钻井液现场测试 第2部分 油基钻井液》（GB/T 16783.2—2012）测得；生物毒性依据《钻井液生物鉴定推荐作法》（API RP13H）测得。 由表3可知：可再生生物合成基钻井液随着密度增大，黏度和切力均增大、滤失量降低；不同密度生物合成基钻井液整体上均具有较理想的流变参数，破乳电压都在768 V以上，即使经过180 ℃高温老化也完全可以保持稳定的乳液状态；高温高压下依然可以吸附、沉积形成致密的滤饼，滤失量只有2.4～11.9 mL；96 h LC50均大于1 000 000 mg/L。密度2.25 kg/L的可再生生物合成基钻井液经过高温老化静置24 h后，其上下部密度差仅为0.18 kg/L，未出现重晶石沉降和基油析出现象。这表明，可再生生物合成基钻井液具有理想且稳定的性能，满足高温深井、高温高压水平井钻井对钻井液性能的要求，而且其生物毒性很低，具有很好的环保性能。
2.3 抑制性和润滑性
钻遇泥页岩地层时，由于泥页岩吸水会分散、膨胀，导致发生井壁坍塌、掉块等井眼失稳问题，造成钻井周期增长、钻井成本增加，甚至使井眼报废，不但造成巨大的经济损失，而且使油气资源无法得到有效的开发利用。因此，要求钻井液必须要具有良好的抑制性能。笔者选取几种泥页岩地层常用的钻井液与可再生生物合成基钻井液，进行了泥页岩岩屑滚动回收试验与泥页岩岩样浸泡试验，结果见表4。大斜度井和水平井钻井要求钻井液具有良好的润滑性能，因此利用极压润滑仪测试了几种泥页岩地层常用的钻井液与可再生生物合成基钻井液的润滑系数，结果见表4。
表 4 不同钻井液抑制性和润滑性的评价结果Table 4. Evaluation results of the inhibition and lubricity of different drilling fluids钻井液 一次回收率，% 二次回收率，% 90 min吸水量/g 24 h后样品状态 润滑系数 蒸馏水 17.32 7.86 完全解体 完全散落 0.34 聚硅氟钻井液 54.45 43.36 12.34 四周有剥落 0.17 聚合醇钻井液 79.54 70.79 8.54 表面有裂纹 0.10 KCl聚合物钻井液 81.63 70.89 6.64 体积明显膨胀 0.14 白油油基钻井液 98.78 97.56 0.78 无明显变化 0.04 可再生生物合成基钻井液 99.02 98.06 0.62 几乎无变化 0.03 注：可再生生物合成基钻井液密度为1.20 kg/L，油水比为90∶10。 由表4可知，油基钻井液的抑制性明显高于水基钻井液，而可再生生物合成基钻井液的泥页岩滚动回收率最高，二次回收率达到了98.06%，与白油油基钻井液相当。说明可再生生物合成基钻井液对泥页岩有很强的抑制作用，有利于井壁的长期稳定，可防止井壁坍塌等井下故障的发生。可再生生物合成基钻井液的润滑系数达到0.03，表明其润滑性能好，可以降低钻井过程中的摩擦阻力，且明显优于传统的水基钻井液和白油油基钻井液。
2.4 抗污染性
在钻进不同地层过程中，不可避免地会有各种污染物进入钻井液，从而对钻井液的性能造成影响。为此，根据参考文献[16]中的方法评价了可再生生物合成基钻井液抗水和劣土污染的能力，结果见表5。
表 5 可再生生物合成基钻井液抗水和劣土污染试验结果Table 5. Results of pollution test of biosynthetic base drilling fluid against water and inferior soil污染物 条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
PaAPI滤失量/
mL高温高压滤失量/
mL破乳电压/
V5%水 老化前 36.0 25.0 11.0 1.5 1 176 老化后 41.0 30.0 11.0 1.3 8.8 1 242 10%水 老化前 42.0 29.0 13.0 1.4 975 老化后 48.0 33.0 15.0 0.9 7.6 1 091 20%水 老化前 54.0 37.0 17.0 0.8 691 老化后 61.0 41.0 20.0 0.6 5.7 810 3%劣土 老化前 36.5 25.5 11.0 1.3 1 130 老化后 40.0 28.0 12.0 1.0 6.3 1 245 7%劣土 老化前 42.0 28.0 11.5 2.0 944 老化后 53.0 36.0 17.0 1.9 7.5 1 175 10%劣土 老化前 64.0 42.0 22.0 1.8 744 老化后 70.5 46.5 24.0 2.1 9.9 793 注：生物合成基钻井液密度1.20 kg/L，油水比90∶10；老化条件是在150 ℃下滚动16 h；高温高压条件是150 ℃、3.45 MPa；劣土为辽河油田雷88区块的天然泥页岩钻屑；侵入水是矿化度为6 000 mg/L的模拟地层水（519 mg/L CaCl2+351 mg/L MgCl2+1 581 mg/L Na2SO4+3 549 mg/L NaCl）。 由表5可知：随着模拟地层水侵入量增大，可再生生物合成基钻井液的黏度、切力明显增大，滤失量和破乳电压降低；当模拟地层水侵入量达20%时，破乳电压为691 V，可再生生物合成基钻井液仍能保持较稳定的乳化体系，完全可以抵抗一般地层水的污染；劣土的侵入使可再生生物合成基钻井液的黏度和切力明显提高、滤失量稍有升高；当劣土的侵入量为10%时，该钻井液的高温高压滤失量只有9.9 mL。通过以上分析可知，可再生生物合成基钻井液具有很好的抗污染性，当有外来物侵入污染时，其性能参数虽然有波动，但还是能满足钻井需求，且乳液的稳定性没有被破坏，完全可以满足高温高压等复杂地层钻进对钻井液性能的要求。
2.5 储层保护性
相对于水基钻井液，油基钻井液在储层保护方面有很多优势，如可以避免水敏、水锁损害等，但油基钻井液中特有的处理剂（乳化剂、润湿剂等）又可能对储层造成损害。为评价可再生生物合成基钻井液的储层保护性能，分别选取了5种不同渗透率的天然岩心（辽河油田雷88区块埋深800.00～1 800.00 m的砂砾岩和砂泥岩岩心），根据参考文献[17]中的方法，利用JHMD-Ⅱ型高温高压动态损害评价系统测试岩心经可再生生物合成基钻井液损害后的渗透率恢复率，结果见表6。
表 6 渗透率恢复率试验结果Table 6. Results of permeability recovery test岩心号 气测渗透率/mD 损害前的渗透率/mD 损害后的渗透率/mD 渗透率恢复率，% 1 0.86 0.189 0.158 83.5 2 8.31 2.119 1.771 83.6 3 28.16 5.017 4.299 85.7 4 53.07 10.389 9.454 91.0 5 239.06 42.089 38.848 92.3 注：可再生生物合成基钻井液密度1.20 kg/L，油水比为90∶10；损害温度为120 ℃。 由表6可知，可再生生物合成基钻井液会对不同渗透率的岩心造成不同程度的损害，对渗透率低的岩心造成的损害较大，但渗透率恢复率全部达到了83.5%以上，说明该钻井液具有较好的降滤失和封堵性能，能够在岩心上形成高质量滤饼，储层保护效果较好。
可再生生物合成基钻井液不但具有基本性能稳定、抑制性强、润滑防卡优良的特点，还具有无毒、可生物降解和再生的环保优势，完全符合国家日趋严格的环保要求，是现阶段开发绿色钻井液的新方向。生物合成基钻井液被认为是可以替代传统钻井液的一种新兴钻井液体系，在目前能源紧张、油田勘探开发压力大的形势下具有广阔的应用前景。
3. 结论与建议
1）针对现有石化类基础油环保性能差的问题，利用天然生物原料油脂通过催化加氢脱杂、异构化等反应，合成了非酯类生物合成基础油。该基础油具有高闪点、高苯胺点、无毒等优良性能。其利用来源广泛的生物质合成，具有可再生的技术优势。
2）以生物合成基础油与改性有机土为主，通过优选其他钻井液添加剂及优化加量，形成了一套流变性能稳定、抑制性强、润滑性能良好、储层保护性能好、安全环保的可再生生物合成基钻井液体系。
3）建议进一步优化可再生生物合成基钻井液的配方，以提高其性能，从而更好地满足复杂地质条件下安全高效钻井及环保的要求。
4）建议以可再生、可持续为目标，探索采用微生物、生物质气化等新合成方法，合成综合性能更好的生物基础油。
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表 1 测井解释结果
Table 1 Logging interpretation results
井段/m 厚度/m 孔隙度，% 渗透率/mD 泥质含量，% 结论 1 724~1 739 15 28.91 723.41 19.21 水层 1 765~1 785 20 31.23 695.43 18.31 水层 1 795~1 830 35 27.69 645.31 20.52 水层 1 890~1 921 31 26.45 598.34 19.56 水层 
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