哈薩克斯坦北特魯瓦油田“一體化”井鉆井液技術(shù)

焦小光

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司鉆井液公司，北京 100101）

0 引言

哈薩克斯坦北特魯瓦油田地質(zhì)構(gòu)造位于濱里海盆地東部邊緣，屬低滲透復雜碳酸鹽巖油藏，包括KT-I和KT-II兩套含油層系[1]。2011年正式投產(chǎn)以來，油氣產(chǎn)量整體下滑較快，單井采收率逐年降低。為此，北特魯瓦油田甲方提出“一體化”作業(yè)方案，即涵蓋地質(zhì)研究、鉆井工程、油藏工程、完井改造、采油工程等各個環(huán)節(jié)并整體考慮，將承包商效益與油井產(chǎn)量掛鉤，以期達到提高采收率、實現(xiàn)油田高效開發(fā)的目的。

這一鉆井模式的改變，特別是甲方為提高單井油氣產(chǎn)量，將水平段長由常規(guī)的400 m延伸到700～1 000 m，增大了井眼軌跡和井身質(zhì)量控制難度，對各專業(yè)尤其是鉆井液技術(shù)提出了挑戰(zhàn)[2-3]。筆者經(jīng)過充分的調(diào)研和論證，研發(fā)了適用于北特魯瓦地層特性的鉀基飽和鹽聚磺鉆井液技術(shù)和氯化鉀聚合物屏蔽暫堵鉆井液技術(shù)。在長城鉆探承鉆的首口“一體化”井的應用結(jié)果表明，上述鉆井液技術(shù)成功解決了鹽巖層縮徑、垮塌，泥巖灰?guī)r互層定向鉆進井壁失穩(wěn)、掉塊，以及水平段儲層保護問題，實現(xiàn)了鉆井提速提效。

1 地質(zhì)工程概況

北特魯瓦油田埋深950 m之下主要是新生代、中生代砂巖、泥巖、粉砂巖互層，容易發(fā)生井漏。950～1 550 m之間為上二疊統(tǒng)砂巖、泥巖，泥巖致密，且有黏土層，需防泥包、防卡鉆。1 500～2 000 m之間為下二疊統(tǒng)孔谷階鹽巖與鹽膏不等厚互層，鹽巖呈白色，晶狀，有黏土夾層或間層。2 000～2 400 m主要是下二疊P1s-a泥巖和粉砂巖，泥巖呈灰色或黑色，易垮塌、掉塊。2 400 m之下至目的層（3 200～3 500 m）主要是石炭系灰?guī)r，偶有泥巖。石灰?guī)r呈淺褐灰色、灰色小晶粒，中等強度隱晶質(zhì)結(jié)構(gòu)。北特魯瓦油田原始地層壓力24.14 MPa，最大壓力梯度出現(xiàn)在孔谷階鹽層下部，總體屬于正常壓力系統(tǒng)。垂深2 390 m處地層原始溫度為52.93 ℃，為中等地溫系統(tǒng)。

該油田典型的井身結(jié)構(gòu)如表1所示。

表1 北特魯瓦油田典型井身結(jié)構(gòu)

2 鉆井液技術(shù)難點分析

1）二開上部鹽巖層和鹽膏層發(fā)育，厚度通常在400～500 m之間。大量NaCl和其它無機鹽溶解于鉆井液中，使鉆井液的黏度、切力升高，濾失量劇增，對鉆井液性能造成破壞；同時，鹽的溶解使上部泥巖、砂巖失去依托，容易造成井塌和井徑擴大。另外，鹽膏地層在地應力作用下容易發(fā)生蠕變，引起縮徑；也會吸水膨脹，進一步加劇縮徑。

2）二開下部定向鉆進時存在泥巖和石灰?guī)r交界面，且井斜較大（通常在70°～80°之間），容易因地層不均一和井斜過大造成井壁掉塊、垮塌，引起起下鉆遇阻，井眼不暢等復雜情況，需要提高鉆井液的抑制性和攜砂能力。

3）水平段長度較常規(guī)設(shè)計延伸至少300 m，除攜巖、潤滑性問題以外，為更好保護油氣層，需要從鉆井液角度增強體系儲層保護性能，為后期完井階段射孔酸化工藝打下良好基礎(chǔ)，這是“一體化”井能否成功的關(guān)鍵。

4）目前的鉆井設(shè)計，二開需要鉆至出現(xiàn)油層后才下技術(shù)套管，造成同一井眼內(nèi)上部鹽層和下部油層存在兩套壓力系統(tǒng)，下部壓力系數(shù)較低的石灰?guī)r儲層易發(fā)生井漏。

3 鉆井液體系研究與評價

3.1 飽和鹽聚磺鉆井液體系

經(jīng)實踐，采用飽和、欠飽和鹽水鉆井液，是解決鉆進巨厚鹽層時鹽膏溶解、塑性蠕變及地層非均質(zhì)性帶來的垮塌、縮徑問題的首要選擇[4-7]。針對北特魯瓦油田鹽巖層特點，室內(nèi)研究形成了一套飽和鹽聚磺鉆井液基本配方，配方如下。

水 +（3%～4%）膨 潤 土 +（0.2%～0.3%）NaOH+（0.2%～0.3%）FA-367+（0.1%～0.2%）XY-27+（0.2%～0.3%）PAC-LV+（0.1%～0.2%）PAC-RL+3%SMP-2+（2%～3%）SPNH+25%NaCl

該基本配方礦化度高，抗污染能力強，可有效解決鹽和石膏等對鉆井液性能造成的破壞。又可將鹽層溶解降至最低程度，避免大肚子井眼現(xiàn)象[8]。后期可在基本配方的基礎(chǔ)上，加入5%KCl和防塌劑，形成鉀基飽和鹽水聚磺體系，進一步增強抑制性和防塌能力，解決下二疊統(tǒng)泥巖掉塊、坍塌等井壁失穩(wěn)問題。該配方性能評價結(jié)果如表2所示。

表2 飽和鹽聚磺鉆井液性能

3.2 氯化鉀聚合物屏蔽暫堵鉆井液技術(shù)

通過調(diào)研分析北特魯瓦油田儲層物性特點可知，其主力油層屬孔隙-裂縫型灰?guī)r儲層，孔隙度和滲透率較高，易形成固相堵塞，污染油層[9-11]。為此，采用了保護油氣層的屏蔽暫堵技術(shù)。該技術(shù)是通過分析固相粒子堵塞油層孔喉（裂縫）的機理和規(guī)律，向鉆井液中加入與儲層孔喉大小相匹配的可酸溶、可油溶的分散剛性和可變形粒子，在井筒壓差作用下，在油層近井壁帶快速形成滲透率幾乎為零的封堵層，阻止鉆井液中固相顆粒及濾液向油層的進一步滲透，從而降低固相顆粒及液相對油層的污染，而此暫堵層在后期的完井作業(yè)中可解堵，保持儲層原始的孔滲狀態(tài)[12-14]。

室內(nèi)首先優(yōu)選出2種屏蔽暫堵材料， 即：ZD-1和EP-1，并通過巖心滲透率恢復實驗評價其儲層保護性能[15-16]。ZD-1是一種可酸溶剛性粒子，EP-1是一種油溶性可變形顆粒，2者粒徑與油層孔喉尺寸匹配。采用模擬巖心，鉆井液經(jīng)100 ℃，16 h老化后，在90 ℃下測試煤油驅(qū)替巖心滲透率，結(jié)果如表3所示?？梢钥闯觯尤?%EP-1和3%ZD-1的暫堵劑，鉆井液體系的滲透率恢復值有了較大提高，超過了85%的控制指標，滿足現(xiàn)場施工要求。

表3 鉆井液加入屏蔽暫堵材料前后的巖心滲透率實驗

同時對加入屏蔽暫堵材料前后的鉆井液性能做了測試，結(jié)果見表4?？梢园l(fā)現(xiàn)，加入屏蔽暫堵材料后對鉆井液流變性能略有影響，黏度、切力有小幅上升，API濾失量和HTHP濾失量均有所降低，總體未對鉆井液性能造成較大影響，可正常使用。

表4 在KCl聚合物基漿中加入屏蔽暫堵材料前后的性能

4 現(xiàn)場應用

4.1 施工情況

長城鉆探首口“一體化”井H817，井深為3 261 m，水平段長730 m，是一口北特魯瓦油田地質(zhì)特征非常典型的水平井。該井二開先使用φ215.9 mm鉆頭施工導眼至井深2 590 m，之后測井、回填，然后側(cè)鉆施工二開φ311.2 mm主眼至2 530 m中途完鉆。三開φ215.9 mm鉆頭鉆進至井深3 261 m完鉆。

二開主眼井段，是該井施工主要難點所在。上部進入鹽巖層前，加入SMP-II和PAC-LV強化濾失性能并護膠，之后逐漸加入NaCl轉(zhuǎn)化為飽和鹽水聚磺體系，防止鹽層溶解、垮塌。同時定期補充0.1%～0.3%純堿，一方面化學除鈣，防止鈣離子污染，另一方面維持體系pH值在10左右。鉆進時根據(jù)井下情況，維持鉆井液合理密度，有效控制鹽層蠕變，保證井壁穩(wěn)定。該井鹽巖層和鹽膏層厚度約為400 m（1 500～1 900 m），飽和鹽水聚磺體系性能保持穩(wěn)定，順利鉆穿鹽層。鹽層段鉆井液體系性能如表5所示。

表5 H817井鹽層鉆進時泥漿性能

下部進入下二疊泥巖后，泥巖吸水膨脹，并且定向鉆進井斜較大（60°～80°），同時泥巖灰?guī)r交界處井壁容易垮塌。因此體系中維持5%以上含量KCl，增強對泥頁巖的抑制能力，形成鉀基飽和鹽水聚磺體系。同時視井下情況加入2%瀝青防塌劑HY-217穩(wěn)定井壁?？刂沏@井液API濾失量在4 mL以下，HTHP濾失量在15 mL以內(nèi)，保證井壁形成薄而韌的濾餅。逐步加入液體潤滑劑，至中途完鉆液體潤滑劑含量維持在5%～6%。井斜超過60°后，可少量、多次添加固體石墨潤滑劑，進一步增強潤滑性。二開中途完鉆后，下套管一次成功。

三開水平段巖性為灰?guī)r，地層較穩(wěn)定。鉆塞后，全井替換為KCl聚合物鉆井液，不將上開鉆井液稀釋使用。進入油層前，在保證井壁穩(wěn)定前提下，盡量降低鉆井液密度（該井在1.12 g/cm3左右）。同時，充分利用四級固控設(shè)備，降低鉆井液有害固相，防止堵塞油流通道。嚴格控制濾失量，中壓濾失量低于4 mL，高溫高壓濾失量低于12 mL。之后加入3%酸溶性暫堵劑ZD-1和2%油溶性暫堵劑EP-1，形成屏蔽暫堵鉆井液體系，提升儲層保護能力。巖屑攜帶方面，保持較高黏度和切力，同時工程上采取大排量鉆進，雙管齊下增強攜巖能力。完鉆后，井漿中加入2%液體潤滑劑封井，之后電測、下套管順利。完井電測曲線顯示，水平段井徑規(guī)整，平均井徑擴大率僅3.84%，見圖1。

圖1 H817井水平段井徑曲線圖

4.2 應用效果

與同區(qū)塊其他井相比，鉀基飽和鹽聚磺鉆井液技術(shù)的應用，大幅降低了井下復雜情況，提高了機械鉆速。平均鉆井周期由原來的63 d縮短至55 d，機械鉆速提升15.2%。尤其是鹽層鉆進時，有效控制鹽膏溶解、蠕變縮徑等井壁失穩(wěn)問題，平均井徑擴大率控制在8%以內(nèi)。

應用保護油氣層的屏蔽暫堵鉆井液技術(shù)，油保作用明顯。在現(xiàn)場開展油保和油氣層損害礦場評價，結(jié)果表明，屏蔽暫堵鉆井液技術(shù)滿足碳酸鹽巖孔隙型、微小裂縫型儲層保護要求，可在10 min內(nèi)形成有效封堵層，濾失量小于2 mL，暫堵環(huán)抗壓強度高達20 MPa，但解除突破壓力低。采用不穩(wěn)定試井法，對該井進行油層損害評價，計算得表皮系數(shù)處于0～2之間，屬輕微損害，遠低于同區(qū)塊其它井。該井經(jīng)測試，日最高產(chǎn)原油達138 t，目前穩(wěn)定在日產(chǎn)原油110 t，產(chǎn)油量較鄰井提升26.4%。

5 結(jié)論與認識

1. 飽和鹽聚磺鉆井液抗污染能力強，性能穩(wěn)定，可解決北特魯瓦油田下二疊孔谷階鹽巖層縮徑、垮塌問題。KCl與飽和鹽復配后，抑制能力進一步增強，解決了下二疊泥巖膨脹、掉塊問題。

2. 優(yōu)選的酸溶性暫堵劑和油溶性暫堵劑與儲層孔喉匹配，應用在KCl聚合物鉆井液中可在近井壁地帶形成有效屏蔽暫堵層，阻止固相顆粒和濾液進一步向油層滲透，顯著增加體系儲層保護能力。

3. 鑒于濱里海盆地具有很強的地層規(guī)律性，飽和鹽聚磺鉆井液和KCl聚合物屏蔽暫堵鉆井液技術(shù)的成功應用具有較強的指導和借鑒意義，可在北特魯瓦油田推廣應用。