塔里木盆地順北地區(qū)長裸眼鉆井液技術(shù)

金軍斌

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101； 2.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100101)

塔里木盆地順北地區(qū)長裸眼鉆井液技術(shù)

金軍斌1,2

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101； 2.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100101)

順北地區(qū)超深井二開裸眼井段長超過5000 m。針對長裸眼井段水敏和膏質(zhì)泥巖縮徑阻卡、二疊系火成巖漏失和垮塌、高摩阻等技術(shù)難題，開展了鉆井液體系配方優(yōu)化研究。通過抑制性膨脹試驗、抗鹽降濾失劑優(yōu)選試驗、復(fù)合封堵劑屏蔽封堵試驗以及復(fù)合潤滑劑配比和降摩阻試驗，研制了強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液體系。室內(nèi)試驗表明，二疊系火成巖在該鉆井液中的滾動回收率和線性膨脹率分別達(dá)到95.09%和1.86%，鉆井液能夠承受5%NaCl、2%CaSO4和20%的鉆屑污染。該鉆井液體系在順北1-2H井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，其長裸眼井段平均井徑擴(kuò)大率僅為13.55%，漏失量比順北1-1H井降低了83.8%，復(fù)雜時間比順北1-1H井減少了30.5 d。強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液有效地解決了順北地區(qū)長裸眼鉆進(jìn)技術(shù)難題，具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。

鉆井液；長裸眼；漏失；垮塌；摩阻系數(shù)；順北地區(qū)

繼順北1-1H井獲得重大輕質(zhì)油氣發(fā)現(xiàn)后，順托果勒低隆北緣(簡稱順北)地區(qū)已成為西北油田分公司重點重要的能源接替區(qū)。該區(qū)前期施工的2口井均采用五級井身結(jié)構(gòu)，鉆穿二疊系火成巖后下入套管，順北1-1H井在二疊系火成巖地層鉆進(jìn)時發(fā)生惡性漏失，先后進(jìn)行了27次堵漏作業(yè)，共漏失鉆井液2876 m3，耗時39.8 d。為降低開發(fā)成本、提高油田開發(fā)效率，2016年開發(fā)評價井中，均采用簡化井身結(jié)構(gòu)，設(shè)計二開裸眼井段平均長度達(dá)到5000 m以上，二開上部水敏性泥巖和膏質(zhì)泥巖的縮徑阻卡、二疊系火成巖漏失和垮塌、高摩阻等問題都集中在該井段，鉆井施工風(fēng)險大大提高。長裸眼井段的安全鉆井已經(jīng)成為影響鉆井周期的重要因素。本文針對長裸眼井段鉆井技術(shù)難點，從鉆井液強抑制防縮徑、屏蔽封堵防漏防塌、復(fù)合降摩阻技術(shù)等方面開展研究，制定了針對性的長裸眼鉆井液技術(shù)措施，取得了良好的現(xiàn)場應(yīng)用效果。

1 地質(zhì)和工程概況

順北地區(qū)超深井自上而下鉆遇的地層為第四系、新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、泥盆系、志留系和奧陶系(未穿)，奧陶系中統(tǒng)的一間房組為主要的開發(fā)目的層。二開長裸眼井段縱向穿越8個層系，從新近系中新統(tǒng)的康村組一直到志留系下統(tǒng)的柯坪塔格組。三疊系及以上地層以水敏性泥巖、砂巖和可鉆性較好的淺色泥巖為主；二疊系巖性為灰綠色英安巖和黑色、灰綠、灰色凝灰?guī)r；石炭系及以下地層以成巖性較好深色泥巖和砂巖為主。

勘探初期，順北地區(qū)超深井一般采用五級井身結(jié)構(gòu)，目前部署的5口開發(fā)評價井均采用的四級井身結(jié)構(gòu)(以順北1-2H井為例)：?346.1 mm×2000 m(?273.1 mm×1999 m)+?250.88 mm×7060 m(?193.7 mm×7058 m)+?165.1 mm×7430 m(?139.7 mm×7427 m)+?120.65 mm×7755.25 m(先期裸眼完井)。

2 鉆井液難點分析與對策

(1)鈣污染和縮徑阻卡嚴(yán)重。4500 m以淺井段，新近系康村組、吉迪克組地層富含石膏，對鉆井液造成污染；淺色泥巖蒙脫石含量高極易造成水化膨脹縮徑阻卡；中粗砂巖孔隙度高、滲透性強、易造成厚泥餅縮徑阻卡。室內(nèi)通過優(yōu)選關(guān)鍵處理劑和鉆井液體系提高鉆井液的抗鈣性、抑制性和失水造壁性。

(2)地層破碎井壁垮塌和漏失問題突出。二疊系火成巖地層極為破碎、微裂縫發(fā)育，與其上部地層存在不整合面，極易掉塊垮塌、發(fā)生漏失。二疊系火成巖硬度較高，極易發(fā)生大掉塊卡鉆事故[1-3]。長裸眼下部志留系地層的坍塌壓力接近上部火成巖的孔隙壓力，安全鉆進(jìn)密度窗口極窄。優(yōu)化屏蔽封堵防塌技術(shù)，對破碎和微裂縫進(jìn)行有效封堵，減少濾液的滲濾和靜水壓力的傳遞，提高地層的完整性和承壓能力[1,4,10]，解決長裸眼井段“密度高上部火成巖地層漏失和密度低下部泥巖垮塌”的難題。

(3)管柱與井壁摩擦阻力大。二開裸眼段長達(dá)5000 m，設(shè)計施工周期長，鉆具、套管和測井電纜及儀器與井壁的接觸面積大，大大增加了摩擦阻力，對鉆井液的性能，尤其是潤滑性能要求高。需要引入配合高效復(fù)合潤滑劑，降低管柱與井壁的摩擦阻力。

3 鉆井液配方優(yōu)選及室內(nèi)評價

室內(nèi)對順北地區(qū)前期所用鉀胺基鉆井液進(jìn)行了優(yōu)化和改進(jìn)，以聚胺和氯化鉀作為體系的抑制劑形成基礎(chǔ)配方，重點對高分子聚合物抑制劑、抗鹽鈣降濾失劑、復(fù)合封堵防塌劑和潤滑劑進(jìn)行了優(yōu)選，研制了強抑制高封堵低摩阻鉀銨基鉆井液并進(jìn)行綜合評價試驗。

3.1 主處理劑和配方優(yōu)選

3.1.1 高分子抑制劑的優(yōu)選

將KPAM、PAC-HV、FA367和DBF-3等4種常用的聚合物抑制劑按0.3%的比例加入到1號基漿(配方為3.5%膨潤土+1.0%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA)中，利用NP-01頁巖膨脹儀測試安丘二級膨潤土壓制巖心的膨脹率，結(jié)果見圖1。分析結(jié)果看出，人造巖心在含有DBF-3的鉆井液中膨脹率最低，說明DBF-3能有效抑制巖心膨脹，防止泥頁巖水化膨脹引起的縮徑。因此，選用DBF-3為體系的主要抑制劑。

圖1 膨潤土巖心膨脹試驗

3.1.2 抗鹽鈣降濾失劑優(yōu)選

將CXP-2、SPNH、SHC、SMP-2和SMC等5種常用的抗鹽降濾失劑分別加入到2號基漿(配方為：3.0%膨潤土+0.8%LV-CMC+0.3%DBF-3+0.3%燒堿+5%氯化鉀+1.0%SMJA)中，測試其不同溫度壓力條件下降濾失效果和對鉆井液粘切的影響，結(jié)果見表1。從表1可以看出，SPNH的降濾失效果最好，加入3%SPNH后，F(xiàn)LAPI和FLHTHP分別降低了2.6和3.0 mL，并且對粘度影響不大。因此，選用SPNH作為降濾失劑。

表1 降濾失劑優(yōu)選試驗結(jié)果

注：PV——塑性粘度；YP——動切力；FL——失水量。

3.1.3 瀝青防塌劑的優(yōu)選

室內(nèi)對順北地區(qū)常用的STP-2、SMNA-1、YK-H及SF-3等4種瀝青類產(chǎn)品進(jìn)行了頁巖滾動回收和降濾失評價試驗。向3號基漿(配方為：3.5%膨潤土+0.4%LV-CMC+0.1%DBF-3+0.2%燒堿+5%氯化鉀+1.0%SMJA)中分別加入2%的不同防塌劑進(jìn)行滾動回收試驗，結(jié)果見圖2，向3號基漿中分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的上述防塌劑，測定濾失量的變化，結(jié)果見圖3。由圖2和圖3的試驗結(jié)果可以看出SMNA-1的防塌和降濾失效果最好，最優(yōu)加量為3%。

圖2 頁巖滾動回收試驗結(jié)果

圖3 瀝青防塌劑的優(yōu)選試驗曲線

3.1.4 復(fù)合潤滑劑優(yōu)選

新型納米乳液SMRY-2是近幾年發(fā)展起來的新型處理劑，具有潤滑、降低濾失量、抑制粘土膨脹分散和封堵微小裂隙的作用[4,7-11]，與常規(guī)潤滑劑復(fù)配后效果更好。室內(nèi)將SMRY-2與不同潤滑劑按不同配比復(fù)配，加入2號基漿中測試其潤滑性能，結(jié)果見表2。從表2可以看出，潤滑劑SMJH-1潤滑效果最好，與SMRY-2的最佳配比為3∶4。

3.1.5 封堵防塌配比的優(yōu)選

向鉆井液中加入“軟硬結(jié)合”的堵漏材料，可以封堵破碎性地層的微裂隙、提高地層的完整性[5]。室內(nèi)將2.0 mm石英砂堆積壓實后模擬破碎地層，將石英砂放入黏附系數(shù)測定儀的不銹鋼紗網(wǎng)上，加入含有QS-2、PB-2和SMNA-1等封堵材料的漿液，加壓至3.5 MPa，測試砂床底流量、封堵層厚度，并觀察封堵層的致密程度。配方為2號基漿，試驗結(jié)果見表3。分析試驗結(jié)果看出，“4%超細(xì)碳酸鈣(QS-2)+2%屏蔽封堵劑(PB-2)+3%封堵防塌劑(SMNA-1)”配方可以封堵2.0 mm直徑的砂體，封堵層厚4 mm、致密且有一定強度和彈性，砂體與封固層粘結(jié)成一個整體，可以較好地封堵裂縫性地層。

表2 復(fù)合潤滑劑配方試驗

表3 屏蔽封堵試驗結(jié)果

3.1.6 鉆進(jìn)堵漏漿配方的優(yōu)選

結(jié)合順北1-1H井地層特點和施工經(jīng)驗，為防止材料粒徑組合與地層裂縫尺寸不匹配造成的“封門”現(xiàn)象，在4號基漿(配方為：1號基漿+2.0%PB-2+3.0%SQD-98+4.0%QS-2+2.0%CXD)的基礎(chǔ)上，以中細(xì)顆粒、纖維類和微片類等堵漏材料為主，開展鉆井堵漏漿砂床濾失試驗。從表4試驗結(jié)果看出。1號基漿+1.5%核桃殼(中粗)+2.0%核桃殼(細(xì))+2.0%PB-2+1.5%云母(中粗)+3.0%SQD-98+2.0%云母(細(xì))+2.0%QS-2+2.0%CXD，砂床濾失效果最佳。

3.2 體系性能評價

通過優(yōu)選包被抑制劑、抗鹽降濾失劑、瀝青防塌劑、復(fù)合潤滑劑和封堵防塌配方優(yōu)化試驗，研制了強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液體系：3.0%～4.0%膨潤土+0.2%～0.4%NaOH+2.0%～4.0%SPNH+0.6%～1.0%CMC-LV+1.0%～2.0%SMJA+0.3%～0.6%DBF-3+4.0%～6.0%KCl+2.0%～4.0%QS-2+1.0%～3.0%PB-2+2.0%～4.0%SMNA-1+1.0%～2.0%SMJH-1+3.0%～4.0%SMRY-2。以該配方加量中值配制的鉆井液為5號基漿配方。

表4 鉆進(jìn)堵漏漿砂床濾失試驗結(jié)果

3.2.1 常規(guī)性能試驗

測量不同密度的5號基漿配方在室溫和150 ℃熱滾16 h后的性能，結(jié)果見表5。從表5可以看出，強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液在常溫和高溫?zé)釢L后性能穩(wěn)定，抗溫性能良好。

表5 鉆井液常規(guī)性能試驗結(jié)果

注：高溫高壓濾失量FLHTHP測試條件為150 ℃、3.5 MPa。

3.2.2 抑制性試驗

應(yīng)用前期使用的鉀胺基鉆井液和5號基漿配方，對順北1井4730.00～4750.00 m井段的火成巖和6232.00～6240.00 m井段的志留系泥巖巖樣，進(jìn)行150 ℃滾動16 h的滾動回收率試驗，試驗結(jié)果見表6。100 ℃條件下對上述2種巖屑做16 h的巖樣線性膨脹率試驗，試驗結(jié)果見表6。

表6 鉆井液體系抑制性評價試驗結(jié)果

從表6可以看出，與鉀胺基鉆井液體系相比，火成巖和泥巖在優(yōu)化鉆井液體系中的滾動回收率分別提高了5.01%和11.36%，線性膨脹率分別降低了1.22%和3.78%，說明強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液體系的抑制性明顯優(yōu)于前期的鉆井液體系。

3.2.3 抗鹽鈣污染試驗

用重晶石將5號基漿配方的密度加重至1.24 g/cm3，用燒堿將pH值調(diào)為10，進(jìn)行抗鹽污染試驗，結(jié)果見表7。從表7可以看出，強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液加入NaCl和CaSO4后，其流變性變化不大，F(xiàn)LAPI和FLHTHP始終分別小于5.0和13.4 mL，pH值在9左右，表明該鉆井液的抗鹽、抗鈣污染能力較強。

表7 鉆井液抗鹽污染試驗結(jié)果

注：試驗數(shù)據(jù)均是在150 ℃滾動16 h后測得，高溫高壓濾失量測試條件為150 ℃、3.5 MPa。

3.2.4 抗鉆屑污染試驗

用重晶石將5號基漿配方的密度加重至1.25 g/cm3，用燒堿將pH值調(diào)為10，進(jìn)行抗鉆屑污染試驗，結(jié)果見表8。從表8可以看出，優(yōu)選的鉆井液體系加入5%～20%的鉆屑后，鉆井液密度慢慢增加，粘切微增但都在可控范圍之內(nèi)，F(xiàn)LAPI和FLHTHP分別控制在5.6和14.6 mL之下，pH值在9左右，表明該鉆井液的抗鹽、抗鈣污染能力較強。

表8 鉆井液抗鉆屑污染試驗結(jié)果

注：試驗數(shù)據(jù)均是在150 ℃滾動16 h后測得，高溫高壓濾失量測試條件為150 ℃、3.5 MPa。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 現(xiàn)場試驗井概況

順北1-2H是順北地區(qū)的一口超深水平井，設(shè)計斜深為7755.25 m，垂深7532 m。該井采用四級井身結(jié)構(gòu)，二開長裸眼井段長達(dá)5060 m(2000～7060 m)，二疊系火成巖地層埋深為4593.00～4845.00 m；該井在二開長裸眼井段應(yīng)用了強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液體系。

4.2 現(xiàn)場維護(hù)處理技術(shù)措施

4.2.1 長裸眼上部井段防縮徑技術(shù)要點

配制膠液時按0.6%的比例加足包被抑制劑DBF-3，抑制上部地層水敏性泥巖的水化膨脹，并對鉆屑形成有效的包被；提前向鉆井液中加入適量純堿和抗鹽降濾失劑，防止鉆屑中的石膏對鉆井液性能的破壞；控制鉆井液的失水量在6 mL之內(nèi)和泥餅厚度<0.5 mm，防止虛泥餅縮徑阻卡；每鉆進(jìn)300～500 m，或每鉆進(jìn)24 h必須進(jìn)行一次短程起下鉆對井壁形成有效修整。

4.2.2 長裸眼井壁穩(wěn)定技術(shù)要點

二疊系施工嚴(yán)格控制鉆井液密度在1.24～1.26 g/cm3，在不壓漏地層的情況下兼顧破碎地層的井壁穩(wěn)定；按照“5%QS-2+2%PB-2+3%SMNA-1”的配方加足封堵防塌劑，對二疊系地層進(jìn)行及時封堵，避免誘導(dǎo)裂縫形成、減小漏失風(fēng)險；降低鉆井液失水量，使FLAPI<4 mL，F(xiàn)LHTHP<11 mL，避免由于濾液侵入裂縫引起的井壁垮塌；將漏斗粘度控制在45～55 s、塑性粘度控制在20～30 mPa·s，屈服值控制在8～12 Pa，使鉆井液動塑比控制在0.4～0.5、流型達(dá)到平板層流，減少井壁沖刷。

4.2.3 潤滑防卡技術(shù)要點

在長裸眼上部井段按照1%～2%的比例加入SMJH-1，改善鉆井液的潤滑性，控制泥餅粘滯系數(shù)<0.1；進(jìn)入二疊系后按照“2%SMJH-1+3%SMRY-2”配比加足復(fù)合潤滑劑，使其含量要達(dá)到2%～3%增強鉆井液的潤滑性，調(diào)整泥餅粘滯系數(shù)<0.08；測井和下套管前配置復(fù)合潤滑劑含量達(dá)到5%的高潤滑性段塞封閉火成巖地層和井底復(fù)雜井段。

4.2.4 防漏堵漏和堵漏漿鉆進(jìn)技術(shù)要點

鉆進(jìn)中加足隨鉆堵漏材料，以防漏為主；控制起下鉆和開泵速度，以減輕井內(nèi)壓力“激動”；下鉆應(yīng)采取分段循環(huán)措施，防止開泵困難、憋漏地層。發(fā)生漏失，依據(jù)漏速首選橋漿配方循環(huán)靜堵，不采取承壓靜堵作業(yè)，若靜堵失敗，即刻轉(zhuǎn)入堵漏漿鉆進(jìn)施工，以免拖延時間。

堵漏漿鉆進(jìn)首先起鉆簡化鉆具組合，把全部井漿全井轉(zhuǎn)化成堵漏漿；性能維護(hù)主要以補充堵漏材料膠液為主；加足潤滑劑、精細(xì)操作，防止卡鉆事故發(fā)生；保持循環(huán)堵漏漿pH值>10，防止堵漏材料高溫下發(fā)酵失效。

4.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

2015年12月—2016年4月，強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液在順北1-2H井二開長裸眼井段進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，取得了良好的施工效果。

順北1-2H井二開長裸眼井段未發(fā)生因鉆井液性能引發(fā)的井下故障。鉆井液封堵防塌效果良好，二疊系井壁穩(wěn)定、井徑曲線規(guī)則，長裸眼井段平均井徑擴(kuò)大率為13.55%。在4609～5300 m發(fā)生漏失后成功實施了堵漏漿鉆進(jìn)技術(shù)，施工順利、節(jié)省了鉆井周期；在4393～4845 m二疊系火成巖復(fù)雜地層鉆井施工中，漏失量比順北1-1H井降低了83.8%；二疊系漏失復(fù)雜時間比順北1-1H井減少了30.5 d。

鉆井液性能穩(wěn)定(見圖4)、維護(hù)方便，攜巖洗井效果和潤滑性能較好，沒有明顯的阻卡現(xiàn)象，摩阻系數(shù)都控制在0.08以下，最大提升和下放阻力控制在150 kN以內(nèi)；長裸眼測井和下套管等作業(yè)均一次到底順利，順北1-2H井5060 m的長裸眼創(chuàng)造西北油田分公司記錄、?193.7 mm套管下深創(chuàng)中國石化石油工程新紀(jì)錄。

圖4 順北1-2H井鉆井液主要性能曲線

5 結(jié)論及建議

(1)屏蔽封堵防塌配方通過物理封堵作用可以提高破碎地層的完整性和承壓能力；復(fù)合降摩阻配方可使鉆井液獲得較低的摩阻系數(shù)，滿足順北地區(qū)長裸眼降摩阻鉆進(jìn)要求。

(2)強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液具有良好的封堵、防塌抑制性，良好的抗鹽鈣、抗鉆屑污染能力和良好的潤滑性，較好地解決了順北地區(qū)長裸眼鉆井技術(shù)難題，為順北地區(qū)超深井安全高效鉆井提供了保障。

(3)建議在順北地區(qū)簡化井身結(jié)構(gòu)的長裸眼井段中推廣應(yīng)用強抑制高封堵低摩阻鉀胺基鉆井液體系，并進(jìn)一步完善和優(yōu)化核心處理劑加量，以降低油田綜合開發(fā)成本。

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Drilling Fluid Technology of Long Open Hole Section in Shunbei Area of Tarim Basin/

JINJun-bin1,2

(1.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China; 2.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100101, China)

The length of the second open hole section is more than 5000m in the ultra-deep well of Shunbei area. Aiming at the technical problems, water sensitivity and pipe sticking of hole shrinkage in creaming mudstone of long open hole section, the leakage and collapse of Permian igneous rock and high friction, the optimization of drilling fluid formula was carried out. Through the tests of inhibition expansion, salt-resistant fluid loss control agent selection, shielding and plugging test of compound plugging agent, friction reducing test of compound lubricant ratio optimization, a highly inhibitive high-seal low-friction potassium amine drilling fluid system was developed. The indoor test showed that the rolling recovery and linear expansion of the Permian igneous rocks reach 95.09% and 1.86% in the drilling fluid, respectively, and the drilling fluid can withstand 5%NaCl, 2%CaSO4and 20% drill cuttings contamination. The drilling fluid system was tested in Shunbei 1-2H. The average hole diameter enlargement rate of the open hole was only 13.55%, and the leakage loss was 83.8% lower than that of the Shunbei 1-1H well, complex period was decreased by 30.5 days in comparison with well Shunbei 1-1H. The application of high performance of inhibition and sealing potassium-amine polysulfonated drilling fluid effectively solved the problems in long open hole drilling process, which has broad prospects for application.

drilling fluid; long open hole; leakage; collapse; coefficient of friction resistance; Shunbei block

2017-01-04

國家重大科技專項“彭水地區(qū)常壓頁巖氣勘探開發(fā)示范工程”(編號：2016ZX05061)；中石化部級重點項目“順南深部復(fù)雜地層鉆井液技術(shù)研究”(編號：P14114)、“微裂隙地層納微米封堵井筒強化技術(shù)”(編號：P14100)

金軍斌，男，漢族，1970年生，高級工程師，鉆探工程專業(yè)，碩士，主要從事鉆井液技術(shù)研究及管理工作，北京市朝陽區(qū)北辰東路8號北辰時代大廈519室，jinjb.sripe@sinopec.com。

TE254；P634.6

A

1672-7428(2017)04-0005-05