胡祖彪, 張建卿, 王清臣, 吳付頻, 韓成福, 柳偉榮
(中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司,陜西西安 710016)
鄂爾多斯盆地長7段的頁巖油主要分布在長71和長72亞段,滲透率一般小于0.3 mD,為低孔—特低孔、特低滲—超低滲儲層,儲層品位低、物性差、開采難度大,采用常規(guī)開發(fā)技術(shù)無法獲得工業(yè)油流,采用超長水平段水平井才能獲得較好的開發(fā)效果。2019年,長慶油田在鄂爾多斯盆地的隴東地區(qū)鉆成了78口水平段長度超1 500.00 m的水平井。隴東地區(qū)水平井鉆進過程中存在滑動鉆進托壓嚴重、易發(fā)生井眼失穩(wěn)、水平段地層造漿嚴重、水平段堵漏難度大、施工后期摩阻扭矩大和鉆進加壓困難等技術(shù)難點[1–2]。為驗證超長水平段水平井的開發(fā)效果,探索動用水源保護區(qū)和林區(qū)地下頁巖油的方法,長慶油田部署了超長水平段水平井華H50-7井,設(shè)計水平段長4 000.00 m。目前,國內(nèi)在鉆水平段長度超過3 000.00 m的水平井時,為降低摩阻扭矩和保證井壁穩(wěn)定,一般都使用油基鉆井液[3–5],但存在成本高、污染嚴重和鉆屑不易處理等問題[6–9]。因此,華H50-7井應用了水基鉆井液鉆進水平段,并采取超長水平段降摩減阻、水平段斷層防漏堵漏、水平段泥巖穩(wěn)定和窄密度窗口控制當量循環(huán)密度等配套技術(shù)措施,最終順利完鉆。該井實際完鉆井深6 266.00 m,水平段長4 088.00 m,位垂比2.21,鉆井周期77.25 d,創(chuàng)造了亞洲陸上最長水平段紀錄。該井的順利完鉆,為更長水平段水平井高效鉆進和同類頁巖油的高效開發(fā)積累了經(jīng)驗。
華H50-7井位于甘肅省華池縣城壕鄉(xiāng)境內(nèi),是一口三開井身結(jié)構(gòu)的頁巖油開發(fā)水平井。該井主要用來考察單井的產(chǎn)量提高幅度及投入產(chǎn)出比,目的層位為長71和長72亞段,設(shè)計完鉆井深6 216.00 m,設(shè)計水平段長4 000.00 m,設(shè)計方位角165°,靶前距399.00 m,偏移距156.00 m,造斜點井深450.00 m。該井實際入窗點井深2 178.00 m,中靶垂深1 976.00 m,實際完鉆井深6 266.00 m,水平段長4 088.00 m。華H50-7井的實際井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。
圖 1 華H50-7井實鉆井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Actual casing program of Well Hua H50-7
華H50-7井鉆遇地層從上至下為第四系,白堊系環(huán)河組、華池組、洛河組,侏羅系安定組、直羅組、延安組和三疊系延長組。第四系為膠結(jié)疏松黃土層,膠結(jié)差,可鉆性好,易漏、易坍塌。侏羅系安定組、直羅組和延安組為砂巖地層,埋藏淺,欠壓實,易發(fā)生滲漏。三疊系延長組長7段為深灰色、灰黑色泥巖、頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層,易發(fā)生油氣侵和垮塌。
華H50-7井為三開井身結(jié)構(gòu)水平井,一開和二開均使用成熟的鉆井液體系鉆進,技術(shù)難點較少,三開水平段主要鉆井液技術(shù)難點為:1)水平段長,鉆屑清除困難;2)水平段鉆遇斷層夾持地塹,易發(fā)生失返性漏失,堵漏及堵漏過程中鉆具防卡難度大;3)長水平段降摩減阻困難,對水基鉆井液的潤滑性能要求高。
由于華H50-7井水平段超長,靶點多,井眼軌跡不平滑,鉆具與井壁間的間隙不穩(wěn)定,鉆井液遲到時間長,鉆屑上返過程中與井壁、鉆具碰撞的概率更大,影響鉆屑行進軌跡和上返速度,更容易沉降;單根鉆進開泵期間鉆屑不能及時返至地面,測斜和接鉆具期間鉆屑易沉降[10–14]。
水平段長度大,鉆具與井壁接觸面多,且長水平段攜巖困難,易形成巖屑床,造成摩阻增大[15–19]。與油基鉆井液相比,水基鉆井液潤滑性差。對于性能相當?shù)挠突@井液和水基鉆井液,在相同條件下水基鉆井液的潤滑系數(shù)比油基鉆井液大65%左右。堵漏時需要加入大量惰性固相,固相含量增加約40%,進一步增大了摩阻。該井采用水基鉆井液鉆進,降摩減阻的難度非常大。
華H50-7井2 716.00~3 215.00 m井段鉆遇斷層夾持地塹,存在多處裂縫和破碎帶,易發(fā)生惡性漏失和破碎帶掉塊卡鉆等井下故障。長水平段堵漏風險大:1)堵漏時,水平井眼中近3 000 m長的鉆具會長時間靜止貼近下井壁,發(fā)生壓差卡鉆的風險高;2)漏失和堵漏期間鉆井液性能波動大,井筒中的液面長時間約處于井深480.00 m處,從套管鞋到失返漏失點3 000.00 m長的水平段處于泥巖層中,防塌難度大;3)地層“自呼吸”現(xiàn)象嚴重,堵漏效果差;4)鉆至接近完鉆井深時易發(fā)生漏失,已鉆成的處于泥巖層的3 000.00 m長的水平段因處理漏失浸泡時間增長,泥巖段井壁保持穩(wěn)定的難度大。
針對以上鉆井液技術(shù)難點,考慮油基鉆井液存在塑性黏度與當量循環(huán)密度高、切力偏低、攜巖能力差、鉆屑與鉆井液后期處理難度大和成本高等問題,華H50-7井設(shè)計采用水基鉆井液鉆進。這就要求水基鉆井液應具有更強的抑制性和潤滑性、更好的攜巖能力和更低的塑性黏度,以滿足保障井壁穩(wěn)定、清潔井眼、降摩減阻和防漏的需求[20–22]。
3.1.1 抑制劑
鉆井液抑制性是保證鉆進成功的重要因素,不僅關(guān)系到能否抑制鉆屑水化和降低固相含量,還關(guān)系到能否抑制井壁泥巖水化、防止井壁坍塌等問題。因此,對CQFY-3(自行研制)、NaCl、KCl、HCOONa、HCOOK和CaCl2等6種抑制劑的抑制性進行了試驗評價,以優(yōu)選抑制劑。
將CQFY-3和NaCl、KCl、HCOONa、HCOOK和CaCl2等6種抑制劑配制成不同質(zhì)量分數(shù)的溶液,使用HD-3A型水分活度測定儀測量其水活度,結(jié)果見表1。
表 1 不同質(zhì)量分數(shù)抑制劑溶液的水活度Table 1 Water activity of different inhibitor solutions
從表1可以看出,與鄰井巖屑的水活度(測試結(jié)果為0.43~0.72)相比,CQFY-3的水活度和地層巖屑的水活度匹配度更好。
將鄰井巖屑加入到質(zhì)量分數(shù)為30%的CQFY-3、NaCl、KCl、HCOONa和HCOOK溶液中,測試巖屑的滾動回收率和加入巖屑后抑制劑溶液的表觀黏度,計算表觀黏度的上升率,結(jié)果見表2。
表 2 巖屑在不同抑制劑溶液中的回收率Table 2 Recovery rate of cuttings in different inhibitor solutions
由表2可知,巖屑在質(zhì)量分數(shù)為30%的CQFY-3溶液中的滾動回收率最高,且質(zhì)量分數(shù)為30%的CQFY-3溶液在加入巖屑后表觀黏度上升幅度最小,表明其抑制巖屑水化分散的能力最佳。
由以上性能評價結(jié)果可知,CQFY-3的水活度與地層的水活度匹配且抑制性最好,因此選用CQFY-3作為抑制劑。
3.1.2 增黏劑
為了提高鉆屑清除效率和井眼凈化能力,鉆井液需具有較高的動塑比、低剪切速率黏度和低剪切速率切力LSYP(六速旋轉(zhuǎn)黏度計3 r/min下的讀數(shù)乘以2減去6 r/min下的讀數(shù)),并且為了降低循環(huán)壓耗,還需要盡可能降低塑性黏度,因此,基漿在加入增黏劑后要具有塑性黏度低、切力高的特性。對基漿(配方為20.0%CQFY-3+1.5% PAC-LV+0.5%BLA-MV+2.0%LG-130+1.0%膨潤土)加入復合增黏劑CQZN(自行研制)、XCD、PAC-HV和CMCHV后的流變性進行了試驗評價,結(jié)果見表3。
表 3 加入不同增黏劑前后基漿的流變性能Table 3 Rheological properties of base slurry before and after adding different tackifiers
從表3可以看出,基漿中加入復合增黏劑CQZN后的塑性黏度最低,低剪切速率切力最高,符合要求,因此選用復合增黏劑CQZN。
測試基漿中加入不同量復合增黏劑CQZN后的流變性,優(yōu)選CQZN的最優(yōu)加量,結(jié)果見表4。
表 4 加入不同量復合增黏劑CQZN后基漿的流變性Table 4 Rheological properties of base slurry after adding different dosages of CQZN compound tackifier
從表4可以看出,隨著復合增黏劑CQZN加量的增大,基漿的動塑比和低剪切速率切力升高,但當其加量增加到0.3%時,升高幅度變小,因此復合增黏劑CQZN的加量控制在0.3%左右。
3.1.3 潤滑劑
長水平段水平井在鉆井過程中的摩阻較大,為降低摩阻,要求所使用的鉆井液具有良好的潤滑性能,這就需要選擇性能優(yōu)異的潤滑劑。使用極限壓力潤滑儀和六速旋轉(zhuǎn)黏度計,測試基漿(配方為0.3%CQZN+20.0%CQFY-3+2.0%PAC-LV+1.0%BLA-MV+4.0%LG-130+2.0%膨潤土)中加入潤滑劑A、B、C和D前后的潤滑系數(shù)和表觀黏度,并計算出基漿加入不同潤滑劑后潤滑系數(shù)的降低率,結(jié)果見表5。
表 5 加入不同潤滑劑前后基漿的潤滑系數(shù)降低率和表觀黏度Table 5 Lubricating coefficient reduction rate and apparent viscosity of base slurry before and after adding different lubricants
從表5可以看出,基漿中加入潤滑劑A和C后的潤滑系數(shù)降低率較大,且黏度效應低。因此,初選潤滑劑A和C,并將其進行復配,測試基漿加入按不同配比復配潤滑劑后的潤滑系數(shù)降低率和表觀黏度,結(jié)果見表6。
表 6 加入復配潤滑劑后基漿的潤滑系數(shù)降低率和表觀黏度Table 6 Lubricating coefficient reduction rate and apparent viscosity of base slurry before and after adding compound lubricants
從表6可以看出,基漿中加入4%潤滑劑A和2%潤滑劑后其潤滑系數(shù)降低率最大,黏度效應也不高。因此,潤滑劑選用4%潤滑劑A和2%潤滑劑C進行復配。
3.2.1 鉆井液配方的確定
通過優(yōu)選關(guān)鍵處理劑并進行正交試驗,確定了水基鉆井液的基本配方:0.3%CQZN+1.5%~2.0%PAC-LV+0.5%~1.0%BLA-MV+2.0%~4.0%LG-130+20.0%~30.0%CQFY-3+4.0%潤滑劑A+2.0%潤滑劑C,其主要性能為:漏斗黏度50~60 s,密度1.25~1.35 kg/L,API濾失量2~3 mL,高溫高壓濾失量6~10 mL,塑性黏度12~25 mPa·s,動切力7~14 Pa,動塑比0.5~0.7,六速旋轉(zhuǎn)黏度計3和6 r/min下的讀數(shù)分別為4~8和5~9,低剪切速率切力(LSYP)3~7,水活度0.5~0.7。
試驗結(jié)果表明,優(yōu)選的水基鉆井液在不添加固相的情況下可將密度提高至1.45 kg/L,能滿足鉆遇高壓層時加重壓井的要求。
3.2.2 性能評價
測試優(yōu)選水基鉆井液的流變性能,并與隴東地區(qū)頁巖油水平井現(xiàn)用鉆井液(配方為0.1%~0.2%CMC-HV+1.0%~2.0%淀粉+2.0%~3.0%瀝青+3.0%~5.0%ZDS+10.0%CQFY-1+潤滑劑+重晶石粉)進行對比,結(jié)果見表7。
表 7 不同水基鉆井液的流變性Table 7 Rheological properties of different water-based drilling fluids
從表7可以看出,現(xiàn)用水基鉆井液塑性黏度偏高,不利于防漏,動切力、動塑比和低剪切速率切力(LSYP)都較低,不利于攜砂和井眼清潔,在一定程度上能夠滿足水平段長度小于2 000.00 m水平井的施工要求,但不能滿足超長水平段水平井的施工要求,優(yōu)選水基鉆井液在防漏(塑性黏度低)和井眼清潔(動切力、動塑比和LSYP高)等方面的表現(xiàn)均優(yōu)于現(xiàn)用水基鉆井液。
相較其他普通水平井,該井對鉆井液抑制性要求更高,包括以下2方面:1)防塌。水平段長度超過4 000.00 m,施工周期長;斷層發(fā)生漏失會導致鉆井液性能波動大;發(fā)生失返性漏失時,會出現(xiàn)井筒內(nèi)鉆井液液面不在井口的現(xiàn)象,需要通過強化抑制性,以保持泥巖層水平段井壁的穩(wěn)定。2)降低有害固相。鉆井液只有具有優(yōu)異的抑制性才能抑制泥頁巖和鉆屑水化分散,降低有害固相含量,從而降低摩阻。測試巖屑在優(yōu)選水基鉆井液和現(xiàn)用水基鉆井液中的回收率、2種鉆井液加入巖屑后的表觀黏度及2種鉆井液濾液的水活度,并計算2種鉆井液加入巖屑后的表觀黏度上升率,結(jié)果見表8。
表 8 不同水基鉆井液抑制性評價結(jié)果Table 8 Appraisal results of inhibition of different water-based drilling fluids
從表8可以看出,與現(xiàn)用水基鉆井液相比,巖屑在優(yōu)選水基鉆井液中的滾動回收率更高,巖屑對其表觀黏度影響小,優(yōu)選水基鉆井液濾液的水活度也和地層巖屑的水活度(0.43~0.72)更加匹配,更能滿足該井防塌和抑制巖屑水化的要求。
根據(jù)隴東地區(qū)水平井鉆井實踐,考慮該井水平段超長和完鉆井深較深,鉆井周期可能較長,因此要求鉆井液具有較強的抗污染能力。在優(yōu)選水基鉆井液和現(xiàn)用水基鉆井液中分別加入5.0%黏土和5.0%鉆屑,熱滾48 h后測其表觀黏度、塑性黏度和API濾失量,結(jié)果見表9。從表9可以看出,與現(xiàn)用水基鉆井液相比,優(yōu)選水基鉆井液加入5.0%黏土和5.0%鉆屑后,表觀黏度和塑性黏度上升率低,濾失量波動小,表明其能滿足4 000.00 m長水平段水平井的鉆井要求。
由以上性能評價結(jié)果可知,與現(xiàn)用水基鉆井液相比,優(yōu)選水基鉆井液在流變性、抑制性和抗污染等方面均表現(xiàn)出優(yōu)異的性能,表明其能滿足華H50-7井鉆井對鉆井液性能的需求。
表 9 優(yōu)選和現(xiàn)用水基鉆井液抗污染性能評價結(jié)果Table 9 Appraisal results of anti-pollution performance of different water-based drilling fluids
隴東地區(qū)部分區(qū)域頁巖油儲層存在斷層,如鉆遇斷層會發(fā)生漏速10~30 m3/h的惡性漏失,甚至出現(xiàn)失返性漏失,由于漏層位于水平段,大多數(shù)發(fā)生惡性漏失的井無法成功堵漏,只能提前完鉆。根據(jù)前期地震資料顯示,華H50-7井水平段鉆至距跟端3 000.00 m左右時可能會鉆遇斷層而發(fā)生漏失,為滿足低固相、低摩阻的要求,降低堵漏期間發(fā)生卡鉆的風險,只能選擇柔性堵漏材料。
發(fā)生漏速小于10 m3/h的漏失時,采用隨鉆堵漏或者橋塞堵漏;發(fā)生漏速10~20 m3/h的漏失時,采用橋塞堵漏和超分子凝膠堵漏液堵漏;發(fā)生漏速大于20 m3/h的漏失時,采用橋塞堵漏、超分子凝膠堵漏液和纖維可固化復合堵漏液的方法,進行復合堵漏。
超分子凝膠是一種以帶大量羥基的水溶性聚合物為主鏈,通過自由基接枝聚合反應將超分子特殊官能團接枝到聚合物側(cè)鏈上、合成具有有序超分子結(jié)構(gòu),并在一定溫度下形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的水溶性聚合物。它能夠快速形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu),在漏失層將周圍介質(zhì)膠結(jié)成牢固整體,用其配制的堵漏液能在控制的時間內(nèi)在漏失層形成黏度、切力、彈性和靜結(jié)構(gòu)足夠大的凝膠段塞,由于其具有極強的黏附能力,流動阻力非常高,可以抵抗外來力(漏失壓差)的破壞,封堵漏層,解決了以前堵漏劑在漏層中停不住、易被水混合沖稀、難以滯留堆集在漏層入口附近和難以封堵漏失通道等問題。
評價高分子聚合物類堵漏劑的主要指標是黏附能力和抗拉伸能力,黏附能力就是堵漏劑在漏層滯留的能力,抗拉伸能力就是形成的凝膠段塞具有的抗破壞能力,只有黏附能力和抗拉伸能力強的堵漏劑,才能獲得更好的堵漏效果。
圖2所示為超分子凝膠黏附能力和抗拉伸能力的測試結(jié)果。從圖2可以看出,隨著超分子凝膠加量增大,其黏附強度由1.4 MPa增至4.7 MPa,而聚丙烯酰胺凝膠A523的黏附強度只有0.8 MPa。此外,超分子凝膠抗拉強度達160 kPa,遠大于瓜膠、聚乙烯醇凝膠和聚丙烯酰胺凝膠,更容易在漏層滯留形成凝膠段塞。
圖 2 超分子凝膠黏附能力和抗拉伸能力測試結(jié)果Fig.2 Test results of adhesion and tensile strength of supramolecular gel
纖維可固化復合堵漏液DLY-2由不同粒徑的支撐劑、有機纖維、降濾失劑、穩(wěn)定劑和固化劑組成,具有密度低(1.22~1.38 kg/L)、抗壓強度高(6 h抗壓強度2~3 MPa,10 h抗壓強度≥6 MPa)和稠度較高(初始稠度≥25 Bc)等特點,能夠克服橋塞堵漏無法形成固化體、水泥漿堵漏固化體難以在漏層處停留等難點,特別適合漏層返吐嚴重和堵漏劑在漏層無法滯留的情況。
利用裂縫性漏層模型,在常溫、壓力3 MPa條件下評價纖維可固化復合堵漏液的堵漏效果,結(jié)果見表10。從表10可以看出,纖維可固化復合堵漏液具有封堵不同寬度裂縫的能力,封堵承壓能力1.2~6.2 MPa,說明通過調(diào)節(jié)纖維可固化復合堵漏液的密度,可使其具有足夠的滯留能力,保證其在裂縫處固化,最終實現(xiàn)封堵裂縫提高地層承壓能力的目的,能夠滿足華H50-7井封堵嚴重返吐惡性漏失的要求。
表 10 纖維可固化復合堵漏液堵漏效果評價結(jié)果Table 10 Appraisal results of plugging effect of fiber curable composite plugging fluid
“自呼吸”現(xiàn)象和循環(huán)壓耗存在較大關(guān)系。循環(huán)壓耗小,當量循環(huán)密度低,“自呼吸”就不發(fā)生或較為輕微,反之則嚴重。由于華H50-7井水平段長,環(huán)空壓耗遠大于普通水平井,因此要適當降低當量循環(huán)密度,以利于防漏和堵漏。
環(huán)空循環(huán)壓耗的計算公式為:
式中:pc為循環(huán)壓耗,MPa;Lp為鉆具長度,m;Q為排量,L/s;ρd為鉆井液密度,kg/L;μpv為鉆井液的塑性黏度,mPa·s;dh為井眼直徑,mm;dp為鉆具外徑,mm。
由式(1)可知,循環(huán)壓耗與鉆具長度、井眼直徑、鉆具外徑以及鉆井液的排量、密度和塑性黏度相關(guān)。在同一裸眼段,井眼直徑和鉆具外徑為定值,鉆井液的排量、密度和塑性黏度為影響環(huán)空壓耗的因素,并且隨著井深增大,環(huán)空壓耗也相應增大。不同條件下、不同井深的循環(huán)壓耗和相應當量循環(huán)密度的計算結(jié)果見表11。
從表11可以看出,采用密度為1.35 kg/L、塑性黏度為30 mPa·s的鉆井液,以33 L/s的排量鉆至井深6 178.00 m(水平段長度4 000.00 m)時的當量循環(huán)密度較井深4 179.00(水平段長度2 000.00 m)高0.05 kg/L,大大增加了防漏堵漏的難度;鉆井液密度由1.35 kg/L降至1.25 kg/L、塑性黏度由30 mPa·s降至22 mPa·s,排量由33 L/s降至25 L/s,井深6 178.00 m(水平段長度4 000.00 m)處的當量循環(huán)密度降低0.21 kg/L,可極大減緩“自呼吸”現(xiàn)象,防止井漏。因此,鉆井過程中“自呼吸”嚴重時,可適當降低鉆井液塑性黏度;在保證井壁穩(wěn)定的前提下,適當降低鉆井液密度;在保證井眼清潔的情況下,適當降低排量,以降低當量循環(huán)密度。
表 11 不同井深、水平段長度下的環(huán)空壓耗和當量循環(huán)密度Table 11 Annular pressure loss and equivalent circulation density at different well depths and horizontal section lengths
華H50-7井水平段按照“低黏、高切、高動塑比”的原則控制鉆井液性能,前期控制漏斗黏度低于55 s,動切力大于7 Pa,動塑比在0.5~0.6。鉆遇灰色泥巖時,將LG-130的加量提高到3.0%左右,改善濾餅的封堵性;CQFY-3的加量提高到25.0%左右,適當降低鉆井液濾液的水活度。鉆遇黑色泥巖和炭質(zhì)泥巖時,LG-130的加量控制在4.0%左右,強化濾餅的封堵性,CQFY-3的加量控制在30.0%左右,進一步降低鉆井液濾液的水活度,同時控制API濾失量低于3.0 mL。鉆遇漏層后適當降低水力參數(shù),以控制循環(huán)壓耗,降低當量循環(huán)密度。
該井長989.00 m的水平段在泥巖層中,其中167.00 m在碳質(zhì)泥巖中,調(diào)整井眼軌跡28次,垂深波動幅度13.00 m;水平段鉆進過程中發(fā)生3次漏速較快的漏失,其中1次是失返性漏失,鉆井期間井壁穩(wěn)定、起下鉆無遇阻,套管一次下入到底,最終順利完井。水平段不同井段的鉆井液性能見表12。
表 12 水平段不同井段的鉆井液性能Table 12 Drilling fluid properties in different horizontal hole sections
5.2.1 降摩減阻效果顯著
華H50-7井水平段雖然多次調(diào)整井眼軌跡、發(fā)生井漏,但摩阻整體較小,隨著水平段長度增長呈平緩上升趨勢,與未應用優(yōu)選水基鉆井液的2口水平段長3 000.00 m的水平井相比,摩阻大幅降低(見圖3),其主要原因是優(yōu)化水基鉆井液的固相含量和含砂量較低,潤滑性能較好。
5.2.2 抑制性能強,井壁穩(wěn)定
圖 3 華H50-7井和鄰井的水平段鉆具下放摩阻Fig. 3 RIH frictions in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells
圖 4 華H50-7井和鄰井的水平段鉆井液固相含量Fig. 4 Solid content of drilling fluid in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells
圖 5 華H50-7井和鄰井的水平段鉆井液MBTFig. 5 MBT of drilling fluids in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells
圖4和圖5分別為華H50-7井與2口鄰井水平段鉆井液的固相含量和膨潤土含量(MBT)。從圖4、圖5可以看出,與鄰井相比,華H50-7井水平段鉆進過程中鉆井液的固相含量和MBT均處于較低水平,說明優(yōu)選水基鉆井液的抑制性較強。鉆井液較強的抑制性保證了井壁穩(wěn)定,水平段鉆進過程中未出現(xiàn)井壁坍塌掉塊的情況,處于泥巖層989.00 m長的水平段在鉆進過程中浸泡時間超過40 d,也未出現(xiàn)井壁失穩(wěn)現(xiàn)象;發(fā)生失返性漏失后,井筒內(nèi)液面在井深480.00 m附近維持近70 h,泥巖段仍保持穩(wěn)定;每次起下鉆均順利,未出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象。
5.2.3 斷層堵漏效果較好
旋轉(zhuǎn)導向電阻率數(shù)據(jù)顯示在4 875.30~4 935.80 、4 970.50~4 990.40和5 165.20~5 175.80 m井段及井深5 391.00 m附近發(fā)育有明顯的裂縫,鉆至井深4 888.60,5 165.10和5 391.70 m處發(fā)生較嚴重漏失。
鉆至井深4 888.60 m(水平段2 709.60 m處)發(fā)生漏速15 m3/h的漏失,使用超分子凝膠堵漏液堵漏成功。鉆至井深5 165.10m(水平段2 987.10 m處)發(fā)生漏速25 m3/h的漏失,使用橋塞堵漏將漏速降至3 m3/h左右,然后采用隨鉆堵漏繼續(xù)進行鉆進。鉆至井深5 391.70 m(水平段3213.70 m處)時發(fā)生失返性漏失,并伴有放空、蹩跳鉆現(xiàn)象,在2次橋塞堵漏和2次超分子凝膠堵漏液堵漏無效的情況下,使用纖維可固化復合堵漏液進行堵漏成功,堵漏期間未發(fā)生鉆具黏卡、起下鉆遇阻現(xiàn)象。
5.2.4 當量循環(huán)密度控制效果明顯
由于華H50-7井水平段較長,循環(huán)壓耗遠遠大于常規(guī)水平井,“自呼吸”現(xiàn)象也就更明顯。在滿足井下安全的基礎(chǔ)上,通過適當降低鉆井液的排量、密度和塑性黏度,漏失速度明顯降低,保證了最后500.00 m水平段的順利鉆進。完鉆后小排量循環(huán),將鉆井液密度提高至1.30 kg/L,以補償部分當量循環(huán)密度,保證了完井作業(yè)期間井壁穩(wěn)定。
1)通過優(yōu)選水基鉆井液,采取配套防漏堵漏技術(shù),順利鉆成了水平段長4 088.00 m的華H50-7井。
2)優(yōu)選的水基鉆井液具有良好抑制性、潤滑性、井眼清潔能力和更低的塑性黏度,能滿足超長水平段水平井對鉆井液的要求。
3)華H50-7井的順利完鉆,說明通過優(yōu)化水基鉆井液性能,采取適當?shù)募夹g(shù)措施,可以用水基鉆井液替代油基鉆井液鉆長水平段水平井。同時,該井的成功鉆進,為將來鉆更長超長水平段水平井和有效開發(fā)同類頁巖油積累了經(jīng)驗。
4)為提高長水平段的防漏堵漏效果,建議根據(jù)鉆遇地層的特性,再研究制定更具針對性的防漏堵漏技術(shù)措施。