強抑制性鉀胺基鉆井液體系在順南區(qū)塊的應用

羅劍波，王 鵬

（中石化西北油田分公司石油工程監(jiān)督中心，新疆輪臺841600）

順南區(qū)塊是中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)的重點區(qū)塊。已完鉆井有順南1、順南2、順南3、順4和順南5井。依據(jù)已完鉆井情況來看，常規(guī)聚合物鉆井液體系、聚磺鉆井液體系不能很好地解決三疊系、二疊系、奧陶系卻爾卻克組大段泥巖水化膨脹造成的井下復雜難題。在以上復雜地層實鉆過程中出現(xiàn)過井壁失穩(wěn)掉塊、阻卡、長時間通井劃眼等復雜。針對以上難點，研究和開發(fā)了抑制能力更強的鉀胺基鉆井液體系，從順南區(qū)塊使用情況來看，較好地解決了二疊系、奧陶系卻爾卻克組井壁失穩(wěn)問題，未發(fā)生卡鉆等井下復雜問題，提高了勘探開發(fā)效率。

1 工程地質(zhì)概況

順南區(qū)塊鉆遇地層自上而下依次為第四系、新近—古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系、奧陶系等多套地層。井身結構為五級井身結構：?660.4mm鉆頭×508mm套管×400m+?444.5mm鉆頭×339.7mm套管×3700m+?311.2mm 鉆 頭 ×244.5mm 套 管 ×6300m+?215.9mm鉆頭×177.8mm套管×6900m+?149.2mm鉆頭×裸眼完井×7300m。

2 室內(nèi)試驗

針對順南復雜地層特征，鉀胺基鉆井液體系應有強抑制性，在高溫高密度下仍具有良好的流變、抗溫穩(wěn)定性、低濾失性和潤滑性等特點，以期避免盡量減少鉆井復雜事故的發(fā)生，達到安全、快速、優(yōu)快鉆井的目的，在室內(nèi)進行了鉀胺基鉆井液體系能評價試驗。鉀胺基鉆井液體系基礎配方：3.5%膨潤土+0.3%純堿+0.2%燒堿+0.4%聚丙烯酸鉀+1.0%水解聚丙烯腈銨鹽+3%KCl+1.0%聚胺+0.4%金屬離子聚合物+2%SMP-Ⅱ+2%SPNH+2%瀝青。

2.1 粘土污染實驗

粘土在鉆井液中分散后會引起鉆井液粘度、切力增加，粘土污染能嚴重影響鉆井液流變性，為滿足該體系在不同粘土含量復雜地質(zhì)環(huán)境下應用，進行了抗粘土污染實驗[1]，實驗結果見表1。測試條件為在1200℃溫度下熱滾12h。

實驗顯示：隨著粘土量的增加，熱滾回收前后鉆井液粘度、切力、濾失量等變化不大，說明鉀胺基聚合物鉆井液具有較好的抗粘土污染能力。

2.2 泥巖回收率實驗

對取自順南區(qū)塊二疊系和奧陶系卻爾卻克組的泥巖鉆屑分別放入清水、設計的鉆井液體系和加入不同量聚胺抑制劑后的鉆井液體系中進行滾動回收實驗和泥頁巖膨脹率實驗，結果見圖1（二疊系、奧陶系卻爾卻克組鉆屑滾動回收率試驗條件分別為在90℃、150℃溫度下熱滾12h），其中，設計配方為4%土漿+0.3%KPAM+3.0%SMP-2+3.0%SPNH+2.5%～6%瀝青+2%SYP-1+3%KCl，優(yōu)化配方1為設計配方+0.5%XJA-1；優(yōu)化配方2為設計配方+1.0%XJA-1；優(yōu)化配方3為設計配方+1.5%XJA-1。

表1 粘土污染評價表

圖1 鉆屑滾動回收實驗結果

從實驗結果可以看出，加入聚胺后鉆屑回收率較沒有加聚胺體系的回收率明顯升高，說明體系抑制性明顯增強，體系鉆井液加入1%聚胺較加入1.5%聚胺回收率略低，說明設計的鉆井液體系加入聚胺抑制劑后體系抑制性顯著提高[2-3]，從經(jīng)濟和技術綜合考慮來說，聚胺加量為1%是合適的。通過上面一系列的抑制性評價實驗，發(fā)現(xiàn)在順南區(qū)塊的鉀胺基鉆井液體系能明顯地提高鉆井液的抑制性。

2.3 高溫穩(wěn)定性

順南區(qū)塊深部井段地層溫度高，為確定該配方在高溫條件下的抗溫穩(wěn)定性，室內(nèi)實驗調(diào)整配方中SMP-2、SPNH 加量，確定最佳加量（見表2），配方5能滿足體系抗溫穩(wěn)定要求。

表2 抗溫性能評價表

3 現(xiàn)場應用

3.1 順南區(qū)塊鉆井液技術難點

（1）二開井眼?444.5mm，井眼尺寸大，井段長，泥漿總量大。砂泥巖互層段較多，滲透性強，泥漿消耗量大，砂巖段易形成虛厚泥餅，要求強化屏蔽暫堵技術，屏蔽暫堵技術貫穿全井段。

（2）三疊系、二疊系上部存在大段棕紅色泥巖，地層造漿嚴重，抑制性控制不好，極易造成鉆井液流動性變差，而且泥巖易水化膨脹產(chǎn)生掉塊垮塌，使井下變得異常復雜。

（3）奧陶系卻爾卻克組大段泥巖發(fā)育，泥巖分散性強，且層理、孔隙發(fā)育，鉆井液濾液侵入地層后，易破壞巖石力學平衡，會導致泥巖剝落掉塊，造成井壁失穩(wěn)，抑制、封堵防塌工作顯得尤為重要。

（4）井溫梯度大，2.3℃/100m，深井段地層溫度高，順南501井測井測得170℃/6890m?？垢邷靥幚韯﹥?yōu)選，對泥漿高溫穩(wěn)定性提出很大挑戰(zhàn)。

3.2 鉆井液維護處理工藝

3.2.1 一開井段（20～400m）

該開次使用聚合物鉆井液體系,地層以粉砂巖、細砂巖、泥巖發(fā)育為主，成巖性差，井壁不穩(wěn)定，以高坂含泥漿鉆井。淡水配制坂土漿200m3以上[膨潤土∶純堿∶水為（70～80）∶（2～3）∶1000]，預水化24h以上。

（1）一開井段補充高粘羧甲基纖維素鈉，保持鉆井液粘度在60～80s，導管鞋處粘度80s，排量30L/s,鉆壓1～2t吊打。出導管鞋100m后恢復至排量70L/s。

（2）四級固控設備使用率100%，振動篩篩布100目為主，保持鉆井液密度不高于1.12g/cm3，嚴控自然密度上升。

（3）鉆完進尺后必須帶660mm扶正器通井，修復井壁，確保508mm大套管順利下入。

一開井眼大，滲透量大，起下鉆和下套管時連續(xù)灌漿，防止井壁垮塌。

3.2.2 二開井段

二開井段鉆井液以“強抑制強封堵”為主，屏蔽暫堵貫穿二開全井段。

（1）鉀胺基鉆井液轉型。鉀胺基體系轉型宜早不宜遲。井深1000m左右開始轉型工作。轉型前優(yōu)選轉型配方，維持鉆井液中KCl的有效含量3%以上，利用K+的鑲嵌固定作用抑制泥巖水化膨脹。保持大分子聚合物K-PAM或P++的含量不低于0.3%，進一步增強體系的抑制性。

鉀胺基鉆井液體系轉型重點注意事項：

①轉型時間及膨潤土含量控制。一開中完后制定出轉型配方，對基漿性能調(diào)整，控制膨潤土含量不高于30g/L。

②提前護膠。加入KCl前做好護膠工作，控制API失水在5mL以內(nèi)，為轉型完成后控制失水創(chuàng)造條件。

（2）KCl按3%加量及時補充混入鉆井液中，若泥漿粘切變化大，可依據(jù)室內(nèi)小型實驗結果，采取加入有機硅醇抑制劑DS-302來調(diào)整流型。

（3）合理匹配NH4-HPAN、LV-CMC等降濾失劑，進入三疊系前嚴格控制濾失量5mL，井漿中加入QS-2、PB-1等隨鉆封堵，有效形成優(yōu)質(zhì)致密濾餅，減少鉆井液濾液進入地層，減緩水敏性地層泥巖水化膨脹速度。

（4）進入二疊系井段保持瀝青類防塌劑的有效含量不低于3%，充填和封堵破碎性和硬脆性泥巖微裂縫，起到很好的膠結護壁作用。

（5）充分利用四級固控設備維持鉆井液體系低固相含量，確保體系良好的流變性。

（6）每次起鉆前配制封閉漿封閉三疊系、二疊系等井段，防止長時間靜止導致井壁失穩(wěn)。

3.2.3 三開井段

三開主要鉆遇奧陶系卻爾卻克組，采用鉀胺基聚磺鉆井液體系，以增強鉆井液抑制防塌抗溫能力為主。

（1）鉆井液中加入2%SMP-2+2%SPNH+1%HTLM，完成鉀胺基聚磺鉆井液轉型。

（2）SMP-Ⅲ、LV-PAC、褐煤樹脂等抗溫降濾失類處理劑總含量在8%，增強鉆井液高溫穩(wěn)定性，嚴格控制API≤4mL，HTHP≤11mL，盡量減少濾液朝井壁深處運移量，防止造成剝落掉塊和井壁失穩(wěn)。

（3）聚胺等抑制劑按循環(huán)周加入井漿，總含量維持在0.5%～1%，增強鉆井液抑制性，維持一定的鉆井液粘度，保證良好的流變性。

（4）卻爾卻克組層理發(fā)育，采用隨鉆封堵劑10～20kg/m3石灰石粉+5～10kg/m3單向壓力屏蔽劑+10～20kg/m3瀝青封堵微裂縫地層。復配RHJ-3、SYP-1等防塌材料封堵微裂縫，各防塌材料有效濃度大于5%。

（5）KCl日常維護量按3%～5%及時補充，控制K+濃度在10000mg/L及以上，勤測Cl-及碳酸（氫）根離子濃度，本開次發(fā)現(xiàn)鹽水侵，通過提高鉆井液密度至1.34g/cm3壓穩(wěn)鹽水層。

（6）加強離心機使用，以每班使用3h左右為宜，最大限度清除細小劣質(zhì)固相顆粒，確保鉆井液良好流型。

4 應用效果分析

4.1 一開中完情況分析

一開8%～10%膨潤土漿鉆進，固相控制顯得尤為重要，四級固控設備使用率100%，將固相含量控制在最低范圍內(nèi)，嚴防自然密度上升。根據(jù)順南401、順南501等7口井的施工情況來看，鉆完進尺后必須組織660mm扶正器通井，可較好地修整井壁，確保下套管順利。順南區(qū)塊部分井一開下套管情況見表3。

4.2 二開鉆進情況分析

表3 順南區(qū)塊部分井一開下套管情況

順南7井二開井段（600～3700m）鉆進期間，鉆井液性能整體平穩(wěn)，三疊系、二疊系未出現(xiàn)剝落掉塊現(xiàn)象，短起下鉆情況良好，井眼暢通。說明新型聚胺鉆井液能有效抑制粘土的水化分散，該井段未出現(xiàn)阻卡和鉆頭泥包現(xiàn)象。實鉆周期25.17d，與設計相比，二開提前9.83d完鉆，該井段井徑擴大率2.3%。見圖2。

圖2 順南7井二開井徑曲線

4.3 三開鉆進情況分析

三開全井段鉆進過程中，井溫高達146℃，鉆井液性能穩(wěn)定，沒有復雜鉆井事故發(fā)生，奧陶系卻爾卻克組返出的巖屑形狀均一、棱角分明,無剝落掉塊產(chǎn)生，巖屑代表性好，井眼規(guī)則井身質(zhì)量優(yōu)良，全井段井徑平均擴徑率為2.25%。見圖3。

5 結論與建議

（1）通過室內(nèi)評價試驗結果分析，鉀胺基鉆井液體系具有很強的抑制性，抗粘土污染能力優(yōu)良，具有很好的抗高溫穩(wěn)定性，滿足順南地區(qū)地層巖性特征和鉆井技術難度對鉆井液體系性能的要求。

（2）通過室內(nèi)評價實驗，1%聚胺抑制劑XJA-1能使泥巖回收率達到87.3%，2%SMP-2+2%SPNH+1%HTLM能滿足抗溫160℃要求。

（3）一開鉆完進尺660mm扶正器通井，修整井壁，能有效降低508mm套管遇阻情況。

（4）KCl抑制劑的加入要遵循先后順序，鉀胺基體系轉型要遵循“先護膠、后加鹽”的原則，為控制失水創(chuàng)造條件，減少由于鉆井液性能波動引起的井壁失穩(wěn)。

（5）正常鉆進中要少量多次補充KCl，維持濾液中K+含量在10000mg/L及以上，復配0.5%～1%聚胺，進一步增強抑制性，可滿足卻爾卻克組安全鉆進要求。

（6）抗高溫磺化類處理劑總含量在8%左右，可保持鉆井液良好的抗溫穩(wěn)定性。

（7）卻爾卻克組存在鹽水侵，加強坐崗監(jiān)測，勤測Cl-濃度，發(fā)現(xiàn)異常及時處理。

圖3 順南7井三開井徑曲線

[1] 王薦，舒福昌，吳彬，等.強抑制性聚胺鉆井液體系室內(nèi)研究[J].油田化學，2007，24（4）：296-300.

[2] 陳楠，張喜文，王中華，等.新型聚胺抑制劑的試驗室研究[J].當代化工，2012，41（2）：120-125.

[3] 賀倫俊.有機鹽強抑制可降解鉆（完）井液在勝利油田的應用[J].新疆石油地質(zhì)，2012，33（3）：370-373.