顺北超深油气藏抗高温抗钙无固相钻井液研制与应用

宣扬; 李胜; 蒲时; 张杜杰; 李大奇

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2501263

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (6) :2362-2369 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2501263

石油、天然气工业

顺北超深油气藏抗高温抗钙无固相钻井液研制与应用

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Development and Application of Anti-temperature and Anti-calcium Solid-free Drilling Fluid for Shunbei Ultra-deep Reservoir

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摘要

为从源头避免顺北超深碳酸盐岩油气藏钻井液固相损害,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、甲基丙烯酸二甲氨基乙酯以及马来酸钠盐为原料,通过自由基聚合法研制了一种适用于甲酸盐盐水的抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1,并以其为核心形成了抗高温抗钙无固相钻井液体系。评价结果表明,增黏剂SMVIS-1在甲酸钾盐水中抗温高达240、180 ℃老化温度下可抗15 000 mg/L钙离子污染。无固相钻井液体系抗温可达220、180 ℃下抗钙污染可达15 000 mg/L,密度1.10~1.55 g/cm³可调,高温高压滤失量低于14 mL,岩心渗透率恢复值95.6%~98.3%,展示了高温下良好的流变性、滤失控制、储层保护等综合性能。该体系在新疆顺北、塔河油田20余口井进行了现场应用。典型应用井顺北5-4HCH施工过程中钻井液流变性和滤失量始终稳定,携岩返砂良好,摩阻低于10 t,未发生托压,起下钻顺畅。日产油量相比邻井提高13.7%~34.3%,证明了抗高温抗钙无固相体系良好的储层保护效果。

Abstract

In order to avoid the solid invade damage of drilling fluid in Shunbei ultra-deep carbonate reservoir, anti-temperature and anti-calcium viscosifier SMVIS-1 for formate solid-free drilling fluid was synthesized by free radical polymerization with acrylamide, 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid, dimethylaminoethyl methacrylate and a polycarboxylic monomer as raw materials, and an anti-temperature and anti-calcium solid-free drilling fluid was developed with SMVIS-1 as the core additive. The evaluation results show that SMVIS-1 can withstand temperatures up to 240 ℃ in potassium formate solution, and can resist 15 000 mg/L Ca²⁺ pollution after aging at 180 ℃. The drilling fluid system has a temperature resistance up to 220 ℃, calcium pollution resistance of up to 15 000 mg/L under 180 ℃, density range of 1.10~1.55 g/cm³, HTHP (high temperature high pressure)filtration loss less than 14 mL, and permeability recovery value of 95.6%~98.3%, demonstrating good rheological and fluid loss control properties and other performance such as reservoir protection. The drilling fluid has been applied in more than 20 wells in Shunbei and Tahe oilfields in Xinjiang. During the drilling process of Shunbei 5-4HCH, the rheology and filtration loss of drilling fluid remained stable, the rock deberis returning was good, the friction force was less than 10 t, the pressure drag phenomenon did not occur, and the tripping was smooth. Compared with adjacent wells, the daily oil production has increased by 13.7% to 34.3%, proving a good reservoir protection effect of anti-temperature and anti-calcium solid-free drilling fluid.

Graphical abstract

关键词

钻井液 / 无固相 / 增黏剂 / 抗温 / 抗钙 / 现场应用

Key words

drilling fluid / solid-free / viscosifier / anti-temperature / anti-calcium / field application

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宣扬, 李胜, 蒲时, 张杜杰, 李大奇. 顺北超深油气藏抗高温抗钙无固相钻井液研制与应用[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(6): 2362-2369 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501263

XUAN Yang, LI Sheng, PU Shi, ZHANG Du-jie, LI Da-qi. Development and Application of Anti-temperature and Anti-calcium Solid-free Drilling Fluid for Shunbei Ultra-deep Reservoir[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(6): 2362-2369 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2501263

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随着工业发展对石油天然气的需求日益增长及油气勘探开发水平的不断提高,越来越多的油气资源在深层碳酸盐岩储层中被发现^[1]。碳酸盐岩储层的高效开发对缓解中国油气资源供需矛盾,保障中国能源安全起着非常重要的作用。塔里木盆地顺北油气田碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、裂缝-孔洞发育等特点^[2-3],易发生恶性漏失,常规钻井液体系中黏土及重晶石等固相加重材料易堵塞储层造成损害^[4-5],严重影响产能及对储层的正确认识和评价。研究发现,在钻井过程中采用无固相钻井液是保护该类储层最佳手段之一^[6-9]。甲酸盐无固相钻井液由于在储层保护以及抗高温、抗污染、润滑、环保等方面具有显著优点,较之常用的卤盐无固相钻井液具有更优越的特性,是近十几年来中外研究的热点^[10-11]。然而,顺北超深油气藏井底温度普遍高达155~185 ℃^[12-13],且地层水中钙离子浓度高(3 000~15 000 mg/L),常规甲酸盐钻井液在高温、高钙环境下易发生聚合物的降解、沉淀析出等现象,导致体系黏切低、携岩困难,并会造成储层损害。

聚合物增黏剂是无固相钻井液的核心处理剂,是调节整个体系流变性能的关键。体系中聚合物分子间的相互缠绕形成空间网架结构,用于携带和悬浮岩屑,并最终将岩屑运移出井。目前中国常用的生物聚合物增黏剂如黄原胶、改性纤维素等,在甲酸盐无固相钻井液中抗温能力低于160 ℃。而常规丙烯酰胺-磺酸盐共聚物类增黏剂,虽具有较好的抗温和抗盐性能,但抗钙离子污染能力普遍有限。

为此,在丙烯酰胺(Acrylamide,AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(2-Acryloylamino-2-methyl-1-propanesulfonic acid,AMPS)和甲基丙烯酸二甲氨基乙酯[2-(Dimethylamino)ethyl methacrylate,DMA]3种常规单体基础上,现引入马来酸二钠盐(Maleic acid disodium salt, MA)作为抗钙单体,通过水溶液自由基聚合法研制一种兼顾抗温和抗钙性能的增黏剂SMVIS-1,并以其为核心形成抗高温抗钙无固相钻井液体系,在顺北油气田进行现场应用,降低储层损害;以期为深部碳酸盐岩油气资源的高效开发提供重要技术手段。

1 抗高温抗钙增黏剂合成及评价

1.1 抗高温抗钙增黏剂合成

烧瓶中加入去离子水,依次加入AM、AMPS、DMA和MA,搅拌溶解均匀,然后用氢氧化钠将pH调至弱碱性。往混合溶液(冷却至-10 ℃)中通氮气除氧然后加入引发剂,持续搅拌直至体系变黏。静置聚合8 h后反应完毕,将聚合形成的胶块造粒,用碱溶液在高温下水解2 h,最后将水解后胶粒二次造粒、烘干、粉碎、过筛,即得抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1。通过凝胶色谱分析,该聚合物增黏剂的重均分子量约为950 g/mol。

1.2 抗高温抗钙增黏剂表征

1.2.1 红外光谱

抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1的红外谱图如图1所示。谱图中2 874 cm^-1和2 928 m^-1处归属聚合物主链上—H₂—的伸缩振动峰;1 722 cm^-1处为酰胺基团中C=O伸缩振动峰;614 cm^-1、1 051 cm^-1处均归属于AMPS中磺酸基团S=O特征振动峰;1 192 cm^-1归属于DMA中叔胺C—N的特征振动峰。此外,1 403 cm^-1和1 573 cm^-1附近存在COO^-共轭体系伸缩振动峰,由此可以说明AM、AMPS、DMA和MA成功聚合。

1.2.2 热重分析

增黏剂SMVIS-1的热重曲线如图2所示。从图2中可以看出,SMVIS-1的热分解过程可以分为3个阶段:第一阶段发生在40~396 ℃,样品失重率约为39%,伴随着剧烈的吸热现象,此阶段为聚合物主链上酰胺基等基团的热分解;第二阶段发生在396~519 ℃,失重率约为19%,热分解速率开始减慢,此阶段内聚合物主链C—C键开始断裂;第三阶段发生在519 ℃以上,样品失重率为15%。

1.3 抗高温抗钙增黏剂性能评价

1.3.1 淡水中的性能评价

在淡水中评价了增黏剂SMVIS-1的增黏和抗温性能,结果如图3所示。从图3中可以看出,随着老化温度从140 ℃升高到200 ℃,塑性黏度和动切力的变化幅度均不大。当老化温度进一步升高至220 ℃,尽管塑性黏度依然保持稳定,但动切力从16 Pa显著下降至4 Pa,降幅达75%,说明聚合物分子链在该温度下已无法正常舒展,使得网架结构被破坏。当温度继续提升至240 ℃时,塑性黏度也从18 mPa·s大幅下降至3.5 mPa·s。这表明增黏剂SMVIS-1在淡水中抗温约为200 ℃。

1.3.2 甲酸盐溶液中的性能评价

1)抗温性能

甲酸盐是目前中外无固相钻井液普遍使用的加重盐,因此在密度1.25 g/cm³的甲酸钾盐水溶液中评价了增黏剂SMVIS-1的增黏和抗温性能,结果如图4所示。从图4中可以看出,随着老化温度从140 ℃逐渐提高到240 ℃,加入1.5% SMVIS-1的甲酸钾溶液的塑性黏度和动切力同样呈下降趋势,这与在淡水中规律相似。但不同的是,240 ℃下塑性黏度的下降幅度很小,仅为14%,而动切力的下降幅度也明显小于淡水中,说明SMVIS-1在甲酸盐溶液中的极限抗温可达240 ℃。这是因为甲酸盐具有清除氧自由基的作用,一定程度上能够抑制聚合物的氧化降解^[14-15]。

SMVIS-1加量对甲酸盐溶液中增黏效果的影响规律如图5所示。从图5中可以看出,1.25 g/cm³甲酸钾溶液200 ℃老化后的表观黏度和动切力分别为2 mPa·s和0。随着增黏剂的不断加入,塑性黏度和动切力均逐渐增大,且黏度的增大与加量基本呈线性关系。2% SMVIS-1加量下塑性黏度和动切力分别为37 mPa·s和32 Pa,相比纯甲酸钾溶液增幅显著,展现了高温下优异的增黏效果。

2)抗钙性能

增黏剂SMVIS-1在甲酸钾溶液中高温下的抗钙性能评价结果如图6所示。从图6中可以看出,加入1.5% SMVIS-1的甲酸钾溶液(1.25 g/cm³)受到钙离子污染后,其流变性能与老化温度和钙离子浓度均有较大关联。不同温度老化后,溶液的表观黏度随钙离子浓度的增加,总体均呈下降趋势。然而,老化温度200 ℃时,仅7 500 mg/L的Ca²⁺就能使溶液黏度从48 mPa·s急剧下降到4 mPa·s。但160 ℃和180 ℃老化后溶液在15 000 mg/L的Ca²⁺浓度下依然能保持约50%的表观黏度。这说明随着老化温度的升高,SMVIS-1的抗钙性能逐渐减弱。

此外考察了SMVIS-1在不同密度甲酸钾溶液中200 ℃下的抗钙性能,结果如图7所示。由图7可见,当加入1.5% SMVIS-1的甲酸钾溶液密度从1.15 g/cm³增大到1.35 g/cm³时,200 ℃老化后的塑性黏度从17 mPa·s显著下降到3 mPa·s,动切力从2 Pa降低到0 Pa。但是当甲酸钾溶液密度进一步提高时,塑性黏度和动切力反而又显著增大。这可能是因为K⁺和Ca²⁺含量都会削弱增黏剂的增黏性能,但当甲酸盐含量增大到一定程度时,又会因溶解氧的减少以及高浓度甲酸根对聚合物氧化降解的抑制作用而提高其增黏效果。因此,增黏剂在200 ℃下的抗钙性能随甲酸盐基浆密度的增大,呈先降低后升高的规律。

2 抗高温抗钙无固相钻井液研制及评价

2.1 抗高温抗钙无固相钻井液配方

以甲酸钾/钠为加重盐,抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1为核心处理剂,优选出其他配套处理剂,构建了抗高温抗钙无固相钻井液体系,基础配方如表1所示。

2.2 抗高温抗钙无固相钻井液性能评价

2.2.1 流变性及滤失量

配制了不同密度的抗高温抗钙无固相钻井液,180 ℃老化后在50 ℃下进行了流变性和滤失量评价,结果如表2所示。从表2中可以看出,通过调整SMVIS-1的加量,不同密度的无固相体系表观黏度均可以控制在60~80 mPa·s,动切力≥15.5 Pa,动塑比≥0.32 Pa/(mPa·s),二者都能保持在较高值,保证了体系具备良好的悬浮和携岩性能。此外,不同密度的抗高温抗钙无固相体系API(American Petroleum Institute)滤失量能够保持在1.6~5.4 mL,高温高压滤失量在12.8~13.4 mL,能够较好满足顺北高温区块对钻井液滤失量的要求。

2.2.2 抗温性能

配制了密度1.25 g/cm³的抗高温抗钙无固相钻井液,不同温度下老化16 h后在50 ℃下进行了流变性和滤失量测试,结果如表3所示。由表3可见,随着老化温度的增加,表观黏度、动切力、动塑比、初终切等流变参数均逐渐下降,滤失量总体呈上升趋势。然而,直到220 ℃时体系仍能维持较好的流变性和滤失量,表观黏度保持在41 mPa·s,动塑比高达0.76 Pa/(mPa·s),API滤失量为9 mL。当老化温度进一步提升至240 ℃时,流变性依然能够较好维持,表观黏度和动塑比分别为41 mPa·s和0.43 Pa/(mPa·s),但此时API滤失量已然失控,高达约100 mL。因此可以说明,抗高温抗钙无固相钻井液的极限抗温性能可达220 ℃。

2.2.3 抗钙性能

配制了密度1.25 g/cm³的抗高温抗钙无固相钻井液,分别加入不同加量的CaCl₂,200 ℃老化后在50 ℃下进行了流变性评价,结果如表4所示。从表4中可以看出,无论体系中SMVIS-1加量1.2%还是1.5%,随着Ca²⁺浓度的增加,表观黏度、动切力、动塑比、初终切等参数均逐渐下降。然而,SMVIS-1加量为1.5%时,直到Ca²⁺浓度15 000 mg/L下表观黏度仍能保持在76 mPa·s,相比未加CaCl₂时的表观黏度102 mPa·s,黏度保持率高达74.5%。而同样Ca²⁺浓度15 000 mg/L情况下,加入1.2% SMVIS-1的体系表观黏度保持率仅为20.0%,动塑比更是只有0.08 Pa/(mPa·s)。这说明决定体系抗钙性能的关键在于抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1的加量。总体看来,抗高温抗钙无固相钻井液体系在180 ℃下能抗15 000 mg/L Ca²⁺的污染,抗钙性能优异。

2.2.4 储层保护性能

配制了1.25 g/cm³的抗高温抗钙无固相钻井液,于180 ℃老化16 h,然后使用MFC-1型高温高压多功能水平井损害评价仪测试了缝宽0.02、0.2、2.00 mm岩心渗透率恢复率,结果如表5所示。从表5中可以看出,缝宽0.2、2.0 mm的岩心渗透率恢复率分别为95.59%和98.32%,而缝宽0.02 mm的岩心渗透率恢复率仅为11.76%。作为顺北油气田主要产能阵地,顺北一区奥陶系碳酸盐岩储层裂缝宽度绝大多数为0.1~1.0 mm,因此抗高温抗钙无固相钻井液对于0.02~2.00 mm缝宽岩心的高渗透率恢复率,证明了其能够有效保护顺北奥陶系断溶体油藏储层不受钻井液固相颗粒损害。

2.2.5 其他性能

对不同密度抗高温抗钙无固相钻井液的极压润滑系数、腐蚀速率和页岩热滚回收率分别进行了测定,结果如表6所示。从表6中可以看出,密度1.15~1.55 g/cm³的无固相钻井液极压润滑系数均低于0.06,展示了优异的润滑性能,且随着密度增大,润滑系数逐渐降低。P110钢片180 ℃下浸泡在无固相钻井液中7 d,腐蚀速率均低于0.06,且随着密度增加,腐蚀速率降低,这是因为甲酸盐浓度越高溶解氧越少。泥页岩滚动回收率随着无固相体系密度的增大而升高,1.55 g/cm³下回收率高达94.8%,展示了较好的页岩抑制性能。

3 现场应用

3.1 顺北5-4HCH井概况

抗高温抗钙无固相钻井液在顺北、塔河20余口井进行了成功应用,下面介绍典型应用井顺北5-4HCH井的试验情况。该井是部署在顺托果勒低隆北缘一口开发井,井型为侧钻水平井。本井采取裸眼侧钻的侧钻方式,打水泥塞回填部分裸眼井段后,使用149.2 mm钻头扫塞至奥陶系一间房组7 405.00 m进行侧钻,侧钻点以上井身结构同原井。使用149.2 mm钻头钻至完钻井深7 789.08 m(斜)/7 573.00 m(垂),裸眼完井。该井井底温度165 ℃,地层水钙离子浓度约为10 500 mg/L,为避免储层钻井液固相损害,该井采用抗高温抗钙无固相钻井液进行施工。

本井钻至井深7 725 m时发生失返性漏失提前完钻转入测试,累计钻井施工2趟钻,累计进尺320 m,实际钻井周期11 d,较设计钻井周期21 d缩短了10 d,平均机械钻速2.99 m/h,相比设计2.33 m/h提高了28.33%,展现了无固相钻井液体系提速的特性。

3.2 现场无固相钻井液配方

现场抗高温抗钙无固相钻井液配方为:甲酸盐基液+1.5% pH缓冲剂+0.6% 高温保护剂PA-1+0.3% 高温保护剂PA-2+0.5% 抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1+2% 抗高温抗钙降滤失剂SMPFL-C+4% 复合封堵剂+1.5% 纳米封堵剂(ρ=1.18~1.19 g/cm³)。

3.3 应用效果分析

3.3.1 常规效果评价

施工过程中,抗高温抗钙无固相钻井液流变性能如图8所示。从图8中可以看出,钻进过程中塑性黏度和动切力均保持稳定,波动幅度小,动塑比始终维持在0.74~0.86 Pa/(mPa·s)。现场携岩返砂良好,井眼清洁,无岩屑床,展现了良好的携岩性能。在润滑性方面,未加润滑剂的条件下,泥饼黏滞系数维持在0.04~0.05,连续定向钻进72 m(7 405.00~7 477.00 m井段)无托压,钻具上提摩阻始终保持在10 t以内(图9),下放摩阻小于4 t,展现了体系优异的润滑性能。在封堵防塌方面,施工过程中,中压滤失量始终低于5 mL,高温高压滤失量(high temperature high pressure,HTHP)滤失量低于15 mL,泥饼薄而致密,起下钻顺畅,无掉块,扭矩平稳(10~12 kN·m),无井壁失稳复杂,证明了良好的防塌性能。

3.3.2 储层保护效果评价

在储层保护方面,现场钻井液固相含量低于3%,且以可酸溶固相颗粒为主,泥饼酸溶率高达94.2%,有效避免了常规钻井液中不可酸溶固相对储层的损害。本井钻至目的层后累计漏失抗高温抗钙无固相钻井液655 m³,相对于采用传统聚磺钻井液减少了151 t重晶石固相损害。初期日产油量与邻井进行了对比,如表7所示。从表7中可以看出,顺北5-4HCH井采用6 mm油嘴测试初产高达141 t/d,日产油量相比原井和邻井提高了12.0%~34.3%,展现了较好的储层保护效果。

4 结论

(1)以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、甲基丙烯酸二甲氨基乙酯以及马来酸钠盐为原料,通过水溶液自由基聚合法研制了一种适用于甲酸盐基液的抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1。SMVIS-1在1.25 g/cm³甲酸钾溶液中抗温可达240 ℃。180 ℃下可抗15 000 mg/L钙离子污染。

(2)以抗高温抗钙增黏剂SMVIS-1为核心处理剂、甲酸钾/甲酸钠为加重盐,通过高温保护剂、抗高温降滤失剂、防塌封堵剂等关键处理剂的优选,形成了抗高温抗钙无固相钻井液体系,抗温可达220 ℃,180 ℃下抗钙离子污染可达15 000 mg/L,密度范围1.10~1.55 g/cm³可调,动塑比≥0.32 Pa/(mPa·s),高温高压滤失量<14 mL,岩心(0.2~2.0 mm缝宽)渗透率恢复率95.6%~98.3%,展现了高温下良好的流变性、滤失控制、储层保护等综合性能。

(3)抗高温抗钙无固相钻井液在新疆顺北、塔河等地区20余口井成功应用。典型应用井顺北5-4HCH施工过程中无固相钻井液流变性和滤失量始终稳定,动塑比0.74~0.86 Pa/(mPa·s),井眼清洁,无岩屑床;摩阻4~10 t,未发生托压,起下钻顺畅,扭矩平稳;日产油量相比邻井提高13.7%~34.3%,展现了抗高温抗钙无固相钻井液良好的储层保护效果。

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基金资助

国家自然科学基金企业创新发展联合基金集成项目(U24B6001)

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2025-02-27	2026-02-28	2025-11-20
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2026-05-30

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