随着世界范围内环境保护意识的日益增强和环境保护法律法规的日益严格，钻井液及其废弃物对环境的影响引起了国内外环境保护界、石油工业界及公众的普遍关注[1]。2015年1月1日，新版《中华人民共和国环境保护法》颁布实施，对钻井液提出更严格的要求。聚合物钻井液处理剂以聚合物大分子包被剂、聚合物中小分子降滤失剂(如NPAN等)及沥青类防塌剂(如Soltex等)、改性抗温降滤失剂为主，产品含有部分未完全转化的有毒单体，导致钻井液的生物毒性指标难以满足环境保护的要求，且部分处理剂生物降解能力差，对环保造成较大的不利影响[2]。为了从源头上消除钻井液及废弃物的环保隐患，环境友好型钻井液应具有以下特点:与油基钻井液相近的抑制性能；配制和维护成本与普通水基钻井液相近；满足施工地区的环保排放标准, 对生态环境无害；保证施工人员的健康和安全[3]。冀东油田调研了国内外环保指标合格的钻井液处理剂及体系，筛选目前普遍使用的钻井液处理剂，从色度、生物降解性和生物毒性等7个方面进行评价，优选构建了可抗温120 ℃的环境友好型钻井液。该体系具有流变性好、抑制能力强、低摩阻，低滤失量和低荧光等特点；体系抗温性能稳定，经过120 ℃×16 h老化后, 体系各项指标无明显变化。在冀东油田现场成功试验应用12口井，在性能调整上，环境友好型钻井液体系与传统聚合物钻井液体系相同，利于现场调整钻井液性能，具备较好的工程应用效果；同时，该体系环保性能达标，与常用的聚磺钻井液对比，该体系体现出明显较好的环境保护效果, 见表 1。
冀东油田勘探开发区块分为南堡滩海和南堡陆地，钻遇中浅层地层主要为平原组、明化镇组、馆陶组和东营组。其中，南堡陆地部分区块东营组缺失，沙河街地层温度相对较低，约110 ℃左右；上部平原组、明化镇组和馆陶组多以砂泥岩为主，黏土含量高，钻井过程中岩屑水化分散严重，快钻时要求钻井液体系有较强的包被抑制能力，馆陶组底部普遍发育玄武岩和底砾岩，要求钻井液体系有较好的抑制能力和封堵能力。钻遇储层要求钻井液体系具有良好的降滤失性能和高中孔渗储层保护性能。
针对冀东油田中浅层中低温地层的钻井工程特点，从环保角度对冀东油田在用常规处理剂进行了筛选，在选材上采用以下原则：钻井液处理剂成分无毒、可生物降解，具有较高的环境可接受性；钻井液处理剂颜色尽可能浅，利于环保色度的处理；钻井液体系具有一定的使用广谱性，即有一定的抗温性、抗污染能力，满足复杂地区钻井的一般需要[4]。目前，钻井液毒性评价采用急性毒性试验方法，主要实验方法有：糠虾生物检测法、微生物毒性法和累计生物荧光法[5]。优选实验中毒性实验采用了累计生物荧光法，生物降解性实验采用了BOD值/COD值的比值评价法，优选出了EC50大于3×104 mg/L、生物降解率大于15%的较易降解和无毒类处理剂(见表 2)。
上述处理剂分别为天然高分子包被抑制剂、降滤失剂、封堵抑制剂和润滑抑制剂。根据优选出的环保处理剂，开展配伍性实验，形成了120 ℃环境友好型钻井液体系，配方为(以质量分数入场，下同)：3%~5%膨润土+0.3%~0.5%天然高分子包被剂HV-500+0.8%~1%LV-PAC+1%~2%聚合醇+1%~2%聚醚多元醇+1%~2%白沥青+1%~1.5%改性淀粉。
环境友好型钻井液经60 ℃、90 ℃、120 ℃老化16 h后的性能见表 3。钻井液老化前后流变性能稳定，表观黏度保持在30 mPa·s左右，动塑比在0.45~0.59，具有较好的携岩性；老化后，API滤失量在5.0~6.5 mL, 高温高压滤失量为13 mL左右，能较好地满足钻井需要。
采用泥页岩膨胀率和滚动回收率两种方法对环境友好型钻井液进行抑制性评价，实验结果见表 4和表 5。将20 g膨润土粉经3.5 MPa×15 min压制成约25.4 mm×5 mm的泥页岩饼，常温下分别浸泡于环境友好型钻井液和清水中，泥页岩饼经过24 h膨胀后，清水24 h的线性膨胀率为72%，而环境友好型钻井液仅为21.65%，其线性膨胀率降低率为69.9%。取不同区块泥岩岩心，开展滚动回收率评价实验，环境友好型钻井液对不同区块岩心的抑制性不同，清水滚动回收率为5.28%~31.86%，120 ℃环境友好型钻井液滚动回收率均在60%以上，表现出良好的抑制性能。
对环境友好型钻井液不同润滑剂加量的润滑性开展评价，实验结果见表 6。当体系中润滑剂聚醚多元醇质量分数为2%时，极压润滑系数为0.074，黏附系数0.15，具有良好的润滑性，能够满足常规井钻井需要。当聚醚多元醇加量增至4%时，极压润滑系数可降低至0.039，黏附系数0.11，与2%加量的相比，极压润滑系数和黏附系数均明显降低，可有效降低钻进过程中的摩阻扭矩，能够满足大位移井钻井需要。
采用不同渗透率的岩心分别进行了80 ℃和90 ℃的岩心渗透率恢复值实验，实验结果见表 7。采用中、高渗透率的露头岩心，经环境友好型钻井液污染后渗透率恢复值均为85%以上，钻井液动滤失量小于4.5 mL。南堡1号构造东一段地层岩心渗透率恢复值为95.45%，岩心动滤失量2.5 mL。可见，环境友好型钻井液体系针对露头岩心和地层岩心的渗透率恢复值均较高，油层保护效果好。
环境友好型钻井液抗钻屑和水污染实验结果见表 8(老化条件为90 ℃、16 h)。不同区块的钻屑对钻井液性能影响较小，随着钻屑量的增加，钻井液黏度和切力略有增加，20%南堡岩屑污染后较原体系有一定变化，钻进过程中钻遇大段泥岩及钻时较快时，需要及时补充包被剂加量并提高钻井液抑制能力，通过加入稀释剂保证良好流变性，少量水侵对钻井液有较小的稀释效果，动切力略降，滤失量略增，不会对体系性能产生明显的影响。
对120 ℃环境友好型钻井液的重金属、石油类、生物降解性和生物毒性等的环评结果见表 9。从表 9可看出，钻井液重金属和石油类远小于标准要求，生物降解度为25.7%，属于极易降解物质。环境友好型钻井液糠虾毒性实验结果为40.6×104 mg/L，优于一级标准3×104 mg/L，体系具有较好的环保性能。
该环境友好型钻井液体系已在南堡滩海和南堡陆地成功应用12口井。应用效果表明，该钻井液体系具有较好的流变性，荧光级别低于4级，井壁稳定效果好，油层保护效果好，各项环评指标均合格。
120 ℃环境友好型钻井液配制方法与普通聚合物钻井液一样，预水化3%~5%膨润土浆24 h，加入0.1%~0.2%天然高分子包被剂HV-500，循环均匀，保证钻井液体系合适密度和黏切打完表套后，一开中完固井；二开钻塞放掉部分污染钻井液，加入纯碱处理污染钻井液，开始逐渐加入小分子降滤失剂LV-PAC进行护胶，保证钻井液的稳定性，上部明化镇组地层钻时快，胶结疏松，蒙脱石含量高，易于水化，钻进过程中根据钻时及时补充包被剂“包裹”岩屑，遵循0.5~1 kg/m加量加入包被剂，并适时加入稀释抑制剂氨基硅醇，防止钻井液土般含上升过快影响体系流变。在进入馆陶组之前，胶液补充0.5%~0.8%LV-PAC、1.0%~1.5%淀粉、1.0%~1.5%聚合醇和1.0%~1.5%白沥青，控制滤失量在5 mL左右，保证泥饼质量薄而韧，提高钻井液抑制封堵能力，安全钻穿玄武岩和底砾岩。进入储层前充分利用四级固控清除上部钻井液中劣质固相，通过加水、稀释剂或补充胶液等方法降低钻井液膨润土质量浓度至60 g/L以下，加入降滤失剂和封堵剂，控制较低钻井液密度，实现近平衡钻井，做好油层保护。
性能维护如下：①维持钻井液pH值为8~11，保障pH值在合适范围，避免因pH值变化导致钻井液性能变差；②按钻井液设计性能维护，保持适当钻井液黏度、初终切力，使钻井液具有良好的触变性，为了保障井眼的清洁，确保钻井液具有良好的悬浮和携岩性能，应维持钻井液良好的流变性参数：YP≥5 Pa，Φ6：4~8，Φ3：3~6，动塑比YP/PV＞0.4；③进入造斜段若定向困难，可加入1%~2%聚醚多元醇润滑剂，配合聚合醇使用，提高体系的润滑性，保持体系较低的摩阻系数，钻进过程中发现摩阻系数升高或活动钻具拉力异常时，及时增加润滑剂加量；④针对南堡油田浅层泥岩段造浆问题突出，土般含上升过快，该体系的包被剂以天然高分子聚合物为主，如现场机械钻速快，高分子聚合物溶解时间不能满足及时加入的需要，根据现场情况补充适量PMHA，保证对泥岩的包被抑制效果。定期监测土般含，维持土般含在55~80 g/L左右，土般含过低和过高都容易带来流变性调控难度增大的问题。钻进中使用好四级固控设备，清除钻井液中的有害固相，维持较低的固相含量。
对应用井的钻井液体系进行的常规性能检测结果见表 10。从表 10可看出，该体系流变性好，性能稳定，荧光级别低于4级，油层段控制高温高压滤失量小于12 mL。
随着油田勘探开发程度的不断加深，泥质砂岩储层中越来越多的复杂隐蔽、非常规的低对比度油气层被发现，这类油气层是广义上的低阻油气层，其电阻率分布范围较广，但都与相邻水层的电阻率差别不大，具有较低的电阻增大率(小于2)。合理设计钻井液电阻率，改善测井的钻井液环境，获得适宜的正异常幅度自然电位，是利用自然电位测井资料识别复杂隐蔽低对比度油气层、剔除高阻水层的有效措施[6]。
目前, 冀东油田部分井区为了有效识别低对比度油气层，测井要求对钻井液电阻率控制在0.4~1.2Ω·m/18 ℃之间。通过室内评价表明，低土般含条件下，可以通过加入Na2SO3调整120 ℃环境友好型钻井液电阻率。应用Na2SO3对120 ℃环境友好型钻井液进行电阻率控制，在南堡32-3050侧井获得了成功。应用情况如下：2017年2月16日，南堡32-3050侧井在钻进至2 300 m时，根据地质要求，进入储层前调整钻井液电阻率为0.6~1.0 Ω·m/18 ℃。调整前钻井液性能：密度1.15 g/cm3、黏度45 s、PV 15 mPa·s、YP 5 Pa、初终切2/5、API滤失量5.8 mL、土般含70 g/L、电阻率2.15 Ω·m/18 ℃；取井浆加10%(w)胶液稀释后，加入1%(w)Na2SO3和1%(w)氨基硅醇稀释剂。搅拌均匀后，钻井液性能:密度1.15 g/cm3、黏度46 s、PV 16 mPa·s、YP 6 Pa、初终切2/6、API滤失量4.2 mL、土般含50 g/L、电阻率0.72 Ω·m/18 ℃。根据试验结果，补充置换30 m3胶液，并少量多次补充2 t Na2SO3、2 t氨基硅醇稀释剂调整钻井液流变性，循环均匀后, 钻井液性能密度1.15 g/cm3、黏度47 s、PV 16 mPa·s、YP 5.5 Pa、初终切2/5、电阻率0.73 Ω·m/18 ℃。钻井液性能满足要求后，开始钻进施工，根据损耗量补充胶液维护。胶液配方为0.3%(w)天然高分子+0.3%(w)LV-PAC+2%(w)改性淀粉+0.5%~1%(w)Na2SO3。期间, 钻井液电阻率为0.6~0.8 Ω·m/18 ℃，满足施工要求。
对120 ℃环境友好型钻井液体系进行的渗透率恢复值测定结果见表 11。从表 11可看出，该体系渗透率恢复值大于90%，滤液体积小于4.5 mL，表现出较好的油层保护效果。
对应用井的钻井液环保性能的测试结果见表 12。从表 12可看出，两口井石油类质量分数均小于0.4%，生物毒性优于一级标准。
根据SY/T 7298-2016《陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求》第4.4固化/稳化物浸出液控制项目限值对石油类限值要求及GB 8978《污水综合排放标准》对第二类污染物最高允许排放浓度的要求，对于固化土浸出液含油和COD开展环评指标评价。通过对两口井废弃钻井液处理后的压滤泥饼进行后续跟踪检测：30天时间内，南堡23-2452井固化土油质量浓度降低至0.8 mg/L，COD值由112 mg/L降低至81 mg/L；20天的时间内，高56-37井固化土油质量浓度降低至1.69 mg/L，COD值由120 mg/L降低至93 mg/L；后期固化土色度明显降低，含油量及COD值均满足环保要求。
(1) 经过室内处理剂优选，研究出了一套抗120 ℃的环境友好型钻井液体系，该钻井液体系具有良好的抑制性、润滑性及油层保护性能，能够抗钻屑及水污染，经检测体系无毒。
(2) 120 ℃环境友好型钻井液体系能够满足现场大位移井钻井需要，经现场12口井的试验结果表明，该环境友好型钻井液体系性能良好，稳定性好，荧光级别低于4级，电阻率可调，钻井施工顺利，渗透率恢复值均大于90%，油层保护效果好。
(3) 取现场试验井120 ℃环境友好型钻井液样品测试，样品在pH值、氯化物含量、石油类、生物降解性和生物毒性等方面均符合环评标准，废弃物短期内色度明显降低，降解速度快，环保效果好。
2018, Vol. 47 Issue (6): 74-79
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