SCP项目YB365-H06井水平段钻井液技术研究与实践

2015-12-19董海东

西部探矿工程 2015年11期

关键词：润滑性炭质润滑剂

郝超，董海东

（川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，陕西西安710018）

SCP项目YB365-H06井水平段钻井液技术研究与实践

郝超*，董海东

（川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，陕西西安710018）

YB365-H06井是延113-延133区块一口单分支水平井，水平段设计1000m，采用和壳牌长北相同的钻井液体系（无土低固相低伤害钻井液体系）设计施工。现场施工过程中钻遇长段炭质泥岩造成井壁失稳，为保证井壁稳定，通过转换体系提高钻井液的抑制封堵性能，研究出适合该区块水平段山23地层的钻井液技术，优化后的钻井液具有热稳定性好、失水低、润滑性能优良、较高的抑制防塌性能等特点。YB365-H06井的成功施工对该区块水平井开发具有重要的指导意义。

钻井液；延113-延133区块；防塌；润滑性

延113-延133区块位于延长石油集团天然气矿权区西北部，面积为2341km2。2003年12月延长石油集团油气勘探公司钻探了延113-延133区块第一口探井——延气1井，该井上古生界共解释气层26.6m/8层，下古生界解释气层6.6m/3层，石千峰组千5段试气获无阻流量6516m3/d，揭示了该区的勘探潜力。对优选区的主力含气藏山23建立砂体气藏模型，对山23砂体地质储量进行了计算，开展了数值模拟及产能预测，优选区内山23砂体的地质储量为377×108m3。YB365-H06井为该区块一口生产井，采用三开设计，具体井身结构如图1所示。

图1 YB365-H06井身结构设计图

1 延113-延133区块储层地质特性

1.1 储层地质构造

延113-延133区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡。陕北斜坡是鄂尔多斯盆地最大的一级构造单元，该斜坡向西倾斜，平均倾斜度只有0.5°，斜坡上发育了局部鼻状构造。斜坡从西到东宽250km，从南到北长400km。

1.2 储层物性特征

延113-延133区块储层温度为106.38℃（3021m TVD），地层压力25.44MPa（3021m TVD）。预计钻遇地层为正常压力系统，上部延长组油层压力系数为0.824～0.883，低于静水柱压力，储集层段山西组压力系数为0.8左右。山23砂岩属于灰白色含气中粒砂岩，矿物成份中石英70%，岩屑及其它杂基30%。颗粒呈次圆状，分选中等，泥质胶结，较疏松。

山23的砂体较厚，连续性比较好，发育集中。根据测井分析结果，以含气饱和度为60%作为有效储层下限，山1孔隙度4%～14%，渗透率的范围是：（0.003～4）×10-3μm2。山2孔隙度4%～13%；渗透率（0.003～7）× 10-3μm2。储层厚度：6～10m，平均孔隙度：5.50%（油田中变化范围：0%～19.9%），平均渗透率：0.16×10-3μm2。

2 水平段钻井液技术难点

（1）长裸眼、长时间浸泡的井壁稳定问题。该区块地层可钻性差，水平段钻井周期为1～2个月，裸眼井段长时间暴露，不利于井壁稳定，由于储层非均质性原因，钻进中多次遇到泥岩和炭质泥岩影响井壁稳定，特别是炭质泥岩含有少量的粘土矿物，其本身的水化能力很低。其主要的问题是割理、裂隙发育，岩石脆性大、强度低，在地层应力作用或其他外界因素影响下很不稳定。破碎炭质泥岩体对钻井时的机械力十分敏感，压力波动、水力冲击震动、钻柱的机械碰撞等都可能诱发或加剧炭质泥岩坍塌；

（2）水平段井漏问题。炭质泥岩微裂隙发育，比表面积巨大，炭质泥岩的吸水量比一般泥页岩的吸水量大，说明存在大量的亲水表面和强烈的毛细管作用。根据领井资料显示，该井三开水平段地层漏失严重，相邻井水平段漏失达上千方；

（3）长裸眼水平段润滑磨阻问题。由于水平段施工时间长，钻具与套管的摩损及为了使水平段尽可能穿过主力气层，造成了波浪型轨迹等问题，会使钻井过程中扭矩增加，不利于井下安全；

（4）储层保护问题。由于储层多含有泥岩和炭质泥岩，为了保证泥岩和炭质泥岩的稳定性，钻进中需增强钻井液的抑制封堵作用和长时间的浸泡会使储层保护问题越发严重。

3 钻井液技术措施

三开水平段初期采用和长北项目相同的钻井液体系——无土低固相低伤害钻（完）井液体系，选择易降解的聚合物作为体系的基本配方，该体系具有低密度、低失水、所有成份易生物降解，暂堵性好，储层保护效果已经在长北多口井的实际应用中得到证实。基本配方如下：清水+4%GD-K+3%ASP+0.5%PAC-L+ 0.3%PAC-H+0.4%XCD（调节pH 9～10），加重剂采用甲酸钠和氯化钾复合加重，其基本性能见表1。

表1 钻井液基浆性能

3.1 加重剂筛选

水平段钻进中经常会遇到泥岩夹层，由于泥岩易水化，长期裸眼钻进容易引起泥岩坍塌，必须选择合适的加重剂对钻井液加重，确保井下压力平衡，达到稳定泥岩的目的。研究表明，甲酸钠在水中极易溶解，其饱和甲酸钠盐水（饱和浓度45%）的密度为1.338g/cm3，甲酸钠作为钻井液加重剂具有固相含量低，抗温性能好、易降解等特点。以甲酸钠为加重剂对钻井液加重，能提高钻井液的密度和矿化度，大幅度降低钻井液滤液和固相进入地层的概率。

为了增强钻井液的抑制性，通过调整基浆中的KCl含量提高钻井液的抑制性，加重方式采用甲酸钠和氯化钾相结合，即提高钻井液的密度，又可以增强钻井液的抑制防塌性。表2为不同浓度钻井液的密度及性能，表明用甲酸钠加重能够满足钻井要求。

表2 甲酸钠加重实验

表3为基浆+20%甲酸钠+10%氯化钾加重后在不同温度下热滚后测得钻井液性能。

由表3中试验数据可以看出，130℃热滚后粘度损失率仍低于50%，然而温度从130℃升高至140℃，粘度降低率由不到50%突然增至70%以上，表明该钻井液体系使用温度可达到130℃，完全满足延113-延133区块水平井段钻井抗温要求。

3.2 润滑剂筛选

3.2.1 静态润滑性能评价

分别在1.05g/cm3、1.10g/cm3、1.15g/cm3三种体系密度下，借助极压润滑仪，加1.5%DFL-1、G303-WYR和不加润滑剂，做静态润滑性对比实验，用体系润滑系数的降低率评价润滑剂对钻井液体系润滑性改善的大小指标。实验结果见图2。

实验结果对比表明：不论体系中固相含量和密度如何变化，DFL-1和G303-WYR对钻井液体系的润滑性都有明显的提升，DFL-1润滑系数的降低率达到80%左右，G303-WYR润滑系数的降低率近70%。

表3 抗温性实验

图2 DFL-1和G303-WYR体系静态润滑试验图

3.2.2 动态润滑性能评价

以研制的钻井液体系为基浆，借助DLA-Ⅱ型钻井液动态润滑性分析仪，模拟钻进时钻具和井壁之间的摩擦阻力条件下，将从市场上优选的DFL-1润滑剂和自主研发的无荧光G303-WYR润滑剂进行了润滑性评比。

表4 润滑剂扭矩降低率和摩擦系数降低率对比

从表4可以看出，DFL-1的润滑降扭矩、降摩阻效果比无荧光G303-WYR要好，但DFL-1的价格几乎是无荧光G303-WYR的3～4倍。室内评价结果还显示2种润滑剂都能将体系滑块摩阻系数降至0.0262，极压润滑系数降至0.05以下。我们可以根据现场实际需要选取合适的润滑剂。

3.3 储层伤害实验

表5是该体系钻井液对3块岩芯的伤害评价结果。从表5中可以明显看出无土低固相低伤害钻（完）井液体系对气层伤害很小，3块岩芯经过无土低固相低伤害钻（完）井液体系伤害后,对地层的伤害仅有4%～13%，平均伤害率为8.88%，属于轻度伤害。

表5 岩芯伤害实验

伤害后的岩芯取出后，发现伤害面上有很薄滤饼，呈白云状分布,滤饼最表面形成致密的膜，说明钻井液极压膜强度高，非常利于降低摩阻和扭矩，而且滤饼很容易冲洗掉。

4 现场应用

YB365-H06井二开套管下深3272m，水平段泥浆全部为新配泥浆，粘度70s、密度1.17g/cm3、失水5mL、pH9，采用甲酸钠和氯化钾加重。钻进至3470m时遇到炭质泥岩，用氯化钾及甲酸钠提高钻井液密度至1.25g/cm3，在整个水平段遇到多段灰黑色泥岩，分别为3470～3536m，3578～3564m，3864～3874m，3912～3925m，4046～4190m，共计249m灰黑色泥岩段，特别在最后遇到连续的144m灰黑色泥岩，再循环时振动筛上也无明显掉块。根据井下情况配重稠桨清扫井底，确保有效携砂，在数次的起下均无明显的遇阻，并在循环钻进时振动筛基本无掉块返出。

该井在开始钻进时体系中不加入任何润滑剂，依靠体系自身优良的润滑减阻能力保持钻进，水平段进入400m后逐渐加入润滑剂G303-WYR，加量控制0.5%，扭矩保持4～8kN·m随着井深的增加后期逐渐提高润滑剂的加量，并配合加入1.5%DFL-1，总加量为2.5%～3%，润滑系数保持0.0349～0.0699，直到完井钻井液润滑性能优良，整个水平段扭矩控制在15kN·m以内。施工过程中该井多次出现井漏，最大漏速达到8～10m3/h，用10%DF-A配堵漏浆静置堵漏，堵漏效果明显，后期钻井中一直保持4%～5%随钻堵漏剂，未出现大的漏失。

整个施工过程中该钻井液流变性优良，动塑比值高，携砂性能好，岩屑真实，起下钻摩阻小，无遇阻、遇卡现象，井下安全。在侧钻后井眼轨迹不好的情况下，保证了该井的顺利正常施工。该井施工钻井液性能见表6。