摘 要：四川盆地元坝地区的超深水平井在钻井过程中卡钻大多发生在利用酸与泥饼中碳酸盐岩岩屑反应生成了可溶性盐类CaCl2、MgCl2，溶蚀破坏卡住钻具的泥饼结构。碳酸盐岩井段，提高该类地区浸泡解卡液解卡的成功率意义重大。为此，研究了酸基解卡液在高温条件下的解卡机理，优选出缓释剂、铁离子稳定剂等酸化解卡液的主要处理剂，形成了抗高温酸化解卡液体系，并对其酸化效果、酸化最佳时间、与隔离液配伍性、对钻具强度的影响等方面进行了评价。在高温、保证现场安全和保护储层的前提下，酸化解卡液对碳酸盐岩屑及含岩屑水基钻井液泥饼酸溶率达到40％，在元坝地区阆中2井配合工程解卡中取得了明显效果。同时，研究并率先评价了酸基解卡液对钻具强度的影响、浸泡作用的最佳时间，对浸泡酸化解卡的安全性及有效性给出了具体结体结论，具有参考意义。
关键词：四川盆地 元坝地区 超深水平井 卡钻 酸基解卡液 腐蚀 强度
Acid-based downhole drilling spotting fluid for carbonate gas wells in the Yuanba Area，Sichuan Basin
Abstract：Pipe sticking most often occurs in the well section through carbonate formation in ultra-deep well drilling in the Yuanba Area，Sichuan Basin．Thus，it is of great significance to facilitate the release of stuck pipe by soaking the stuckbreaking fluid in this study area,The pipe sticking will be released by soluble salts like CaCl2，MgCl2 which can be generated from the reaction between aclds and carbonate debris in mud cakes.In view of this，the mechanism of stuck-breaking is first analyzed under high temperature for the acid-based downhole drilling spotting fluid．Then，the sustained release preparation，ferric ion stabilizer，etc．are optimized for this downhole drilling spotting fluid with high temperature resistance．Furthermore，evaluation tests are made for this newly developed acid-based spotting drilling fluid on its acidizing result，best acidizing time，compatibility with spacer，impact on the strength of drilling tools,etc．In actual application，on the premise of high temperature，reservoir protection and safe field operation，the acid solubility of this fluid system for the carbonate debris and water-based drilling mud cake reached up to 40％；an obvious stuckbreaking result was achieved in the Langzhong 2 well in this study area．Meanwhile，the best time of soaking and the impact of this fluid system on the strength of drilling tools are studied and evaluated for the first time，the detailed resuIts of which are provided for the safety and feasibility of this downhole drilling spotting fluid．
Key words：Sichuan Basin,Yuanba area，ultra-deep horizontal well，pipe sticking，acid-based downho1e drilling spotting fluid，corrosion,strength
四川盆地元坝地区从三叠系雷口坡组进入了海相地层，雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、二叠系长兴组、龙潭组等地层均有石灰岩和白云岩的分布，飞仙关组碳酸盐岩厚度大于500m，为浸泡酸化解卡液提供了条件。主要目的层长兴组埋藏深度超过7000m，海相地层地温介于ll4～158℃；该地区在海相长兴组、飞仙关组属高含硫化氢气藏。这些都给浸泡酸化解卡液提出了更高的要求[1]。
1 酸或酸基解卡液解卡机理
酸或酸基解卡液主要的对象是海相碳酸岩中的石灰岩、白云岩等岩石，石灰岩、白云岩的主要成分是方解石(CaCO3)和白云石[CaMg(CO3)2]，盐酸与岩石或泥饼酸溶性成分发生反应生成可溶盐类和水，反应方程式如下：
CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+C02↑
CaMg(CO3)2+4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2↑
利用酸与岩屑及钻井液中酸溶性成分反应生成可溶性盐类的原理，用适当浓度的酸液溶蚀卡住钻具的岩屑或泥饼，达到解卡的目的。图1、2、3分别是岩屑、钻井液泥饼的酸溶评价实验。
酸液对白云岩、石灰岩的酸化效果最好，酸蚀率超过50％，其次是泥岩；酸液对钻井液泥饼同样具有一定的酸溶率，在20％～40％之间。土酸整体的酸化效果优于盐酸，但差距较小。温度越高，酸化效果越好。因此，在钻遇易酸化地层时出现卡钻事故时[2]，理论上采用浸泡酸化解卡液的办法是可行的[3]。
2 酸化解卡液体系研究
元坝地区超深水平井的压差卡钻，大多发生在海相碳酸盐岩地层，水基解卡液效率不高[4]，使用酸或酸基解卡技术[5]，提高操作安全性及处理效率等方面，重点开展了以下研究[5]。
2．1 主要处理剂优选
2．1．1缓蚀剂
酸化缓蚀剂一般属高分子有机化合物，这种化合物由极性基团和非极性基团构成，可在金属表面做定向吸附，形成分子界面膜，阻挡腐蚀介质接触金属表面，达到保护设备，减缓腐蚀的目的[6]。能够迅速有效地阻止酸性介质对设备的侵蚀，对单酸(盐酸、氢氟酸、磷酸)和复合酸均有良好的缓蚀效果。酸化解卡液选用盐酸作为基液。因此，必须考虑盐酸对现场设备的腐蚀问题。通过加入一定量盐水缓蚀剂来抑制盐酸对金属设备的腐蚀。在一定实验条件下分别考察5种缓蚀剂加量(图4)在0.5％、0.8％和l.0％的情况下对金属挂片的腐蚀性来评价其缓释性能。
由图4可以看出，缓蚀剂BGA的缓释性能最好，加量l.0％时体系的缓蚀率达到了99.72％(15％盐酸为基液的空白实验对金属的腐蚀速率为27.9276mm／a)。结合元坝地层的温度情况，选取BGA为酸化解卡液的缓蚀剂。
2．1．2铁离子稳定剂
使用铁离子稳定剂的目的是防止酸化后铁离子形成Fe(OH)3沉淀。评价了4种铁离子稳定剂有效络合铁离子浓度能力吲(表1)。
由表l实验数据可知，WZD-8的铁离子稳定能力最强，为l69.98mg／mL，这里选取铁离子稳定剂WZD-8。
2．2 酸化解卡液性能评价
根据酸化解卡液处理剂优选结果，结合元坝地区地层的特征，确立了酸化解卡液的基本配方为(15％～20％)盐酸+(1％～3％)高效缓蚀剂+(2％～3％)铁离子稳定剂+(1％～2％)抗石膏稳定剂+(1％～2 0 0)助排剂。
从4个方面评价[8]了酸化解卡液的效果、反应的最佳时间、隔离液的配伍性以及对钻具强度影响等。
2．2．1酸化效果评价
实验采用了石灰岩、白云岩、含5％岩屑的钻井液泥饼作为样品，对酸化解卡液的酸溶性进行了评价，实验结果见图5。
石灰岩、自云岩与含5％岩屑的钻井液泥饼在酸化解卡液中的溶蚀规律与在盐酸中基本一致，随温度增加溶蚀率增加，温度从100℃增加到l40℃时，岩屑在酸化解卡液巾的溶蚀率约50％；含岩屑中的泥饼在解卡液中的溶蚀规律(岩屑为石灰岩)，随温度增加溶蚀率增加，温度能够轻微提高其溶蚀率，温度从100℃增加到140℃时，溶蚀率从34％提高到41％。因此可以看出，酸化解卡液的酸化效果是可以得到保证的[9]。
2．2．2 酸化解卡液的最佳反应时间评价
在酸液浓度确定的情况下，确立有效反应时间是关系到使用酸化解卡液配合工程解卡成功的关键[10]，开展了石灰岩在酸化解卡液不同时间的酸溶率实验(图6)。
由图6可知，随着酸化时间的增加，酸溶率增大，反应l0～15min基本结束，酸溶率可达到54.72％。因此在现场实际的操作过程中，有效酸化时间超过l5min，即可达到酸化解卡的效果。
2．2．3酸化解卡液与隔离液配伍性评价
隔离液的作用是将解卡液和钻井液隔开，防止窜浆，避免引起钻井液性能变化太大，确保解卡液的酸化效果，通常使用增黏剂来配置，做了隔离液与酸化解卡液配伍性实验，放置时间为24h[11](图7)，可以看出酸化解卡液与隔离液配伍性较好。
2．2．4酸化解卡液对钻具的强度影响评价
根据元坝地区钻井工程的实际情况，实验选用了，S135钢片、Gl05钢片作为评价对象。一定温度情况下评价Sl35钢片、Gl05钢片在酸化解卡液中腐蚀后强度(抗拉与抗扭)变化情况[12]。
2．2．4．1拉伸实验
S135钢、Gl05钢在拉伸时应变试验见图8、9，S135钢在盐酸中酸化后的抗拉强度均值为l091MPa(钻杆APl标准要求S135最小抗拉强度为1000MPa)；Gl05钢在盐酸介质中酸化后的抗拉强度均值为994.8MPa(钻杆API标准要求Gl05最小抗拉强度为793MPa)。因此可以看出，Sl35钢和Gl05钢在盐酸中腐蚀后，抗拉强度仍然能满足工程需要。
2．2．4．2扭转实验
扭转实验是按照国家标准GB／T l0128-2007金属室温扭转试验方法来执行。测试S135钢和G105钢在盐酸基液中被腐蚀一定时间后力学性质，即抗扭强度。实验数据见表2所示。
由抗扭强度实验数据可知，Sl35和Gl05钢样用盐酸处理后，抗扭强度能够达到APl钻杆的最小强度标准要求。
2．3 酸化解卡液实施工艺
根据前面对酸化解卡液配方的研究及性能评价，结合现场的实际情况，制订了浸泡酸化解卡液的现场施工工艺[13]：
1)根据卡钻的位置、钻具的内容积、地面管线附加容积等具体情况，计算出需要配置的酸化解卡液、前置液及后置液的用量。
2)根据需要用量的计算结果配置酸化解卡液及隔离液，在配制酸化解卡液时，需要在耐酸的且较密闭的设备中进行（一般使用的是压裂车），要戴护目镜和橡胶手套，避免面部、手和其他部位皮肤直接接触。
3)注酸化解卡液作业。使用压裂车以排量约0.2m3/min的速度注前置液2～3m3，随后注酸化解卡液，最后注入后置液2～3m3，避免酸化解卡液与钻井液发生窜槽，确保酸化效果。
4)浸泡酸化解卡液。采用钻井泵替入井浆，使酸化解卡液到达卡点，以较小排量分多次顶浆，每次顶浆结束后，强力活动钻具，并配合随钻震击器震击。卡钻井段的浸泡有效时间应达到l5min。
5)顶浆排酸。解卡成功与否，均需要排放被污染钻井液和酸液，一般有酸液排出时钻井液中气泡多，黏度高。
3 现场试验
阆中2井设计井深6210m，以长兴组为主要目的层，兼探须家河组、雷口坡组和飞仙关组。正常钻进至井深5383.27m，钻具被卡住，井底温度超过100℃。采用了浸泡酸化解卡液配合工程解卡。
1)压裂车以排量0.2m3／min注前置液l.6m3，随后注酸化解卡液(密度l.07～1.08g／cm3)，有效注入量3.2m3，最后注后置液1.8m3。
2)泡酸作业。大泵累计替入井浆48.3m3 (此时酸液到达钻头位置)，排量18L／s，立管压力21.5～22.0MPa；中途在顶浆量至47m3时降为小排量，顶浆至48.3 m3时在悬重l800～2400kN强力活动钻具未见效，转动钻具12圈，回3圈，因螺杆转子转动，扭矩未能传递到钻头；后期间隔30min分6次累计顶浆2.9m3，钻具内剩余酸0.3m3，每次顶浆后在悬重1800～2400kN强力活动钻具均未见效果。
3)控制悬重l800～2400kN上提下放活动钻具，间歇开泵顶通(排量3.72L／s，压力4．8～5.0MPa)；顶浆排酸，顶浆至105m3见被污染钻井液，共计排放被污染钻井液19.70m3；钻井液中气泡较多，黏度高，未见明显酸液。
第一次泡酸未能成功解卡，分析其主要原因为：注入井内有效盐酸体积较少(3.2m3)，作用于卡点的酸量过少，不能有效溶解卡点掉块及井壁岩石，而且泡酸时只能采取上提方式活动钻具，不能通过上提下砸震击和强扭来配合处理，导致此次泡酸未能成功。
通过总结第一次泡酸化解卡液失败的经验教训，第二次泡酸，增加入井酸量至6.8m3；提高隔离液黏度，减少酸液损耗；提高替浆排量，力保螺杆旁通阀有效关闭；启用随钻震击器。采用相同酸化解卡液配方成功解卡。
4 结论
1)根据海相碳酸盐岩地层易酸化的特征，研究形成了适合元坝地区的酸化解卡液技术，酸溶率可达40％，温度升高不影响酸化效果。
2)通过在酸中加入缓蚀剂，高温条件下可有效降低酸对钻具强度的影响，实施泡酸化解卡液作业后钻具仍然能够满足钻井工程需要。
3)通过在阆中2井的现场应用，在确保酸化的时间及足够的酸液量的情况下，对碳酸盐岩地层卡钻浸泡酸化解卡液可以起到很好的效果。
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本文作者：杨飞 彭商平 何志强 张浩
作者单位：四川仁智油田技术服务股份有限公司
成都理工大学
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