曹晓晖,张祥

(长城钻探钻井液公司,辽宁 盘锦 124000)

苏53区块位于苏里格气田的西北部,构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带,普遍布三开开发水平井,自2010年初开始投入开发建设,苏53区块已完钻投产数百口水平井,平均完钻井深约4 500 m,平均水平段长约1 000 m。水平段钻井施工难度主要体现在石盒子组、山西组泥岩钻遇的不确定性、易垮塌性及衍生的井下复杂情况。划眼、井漏等复杂情况比例一度增至最高90%,完钻密度从初始1.16 g/cm3提高至1.30 g/cm3。仿生固壁技术在苏53区块开展试验井三口,其中苏53-70-22H井为试验井中泥岩防塌最具代表性的一口施工井,井身结构如下:Ф346 mm×表层651 m/Ф273.05 mm+(Ф241.3 mm×造斜点2 983 m+Ф215.9 mm×A点3 573 m)/Ф177.8 mm+Ф152.4 mm×B点4 740 m。仿生固壁新技术、新理念的应用研究保障了钻井施工趋于正常。本文介绍了基于中国石油大学(北京)蒋官澄教授等人[1]所提理念提出的仿生固壁钻井液技术在苏53-70-22H水平段现场施工应用的成功探究。

1 GBFS-1仿生固壁机理

仿生固壁理念基于模仿海洋生物贻贝分泌的贻贝蛋白具有超强黏附性且在水环境下亦能牢固地黏附的特点,通过随钻将井壁岩石直接加固,大幅提高了井壁岩石的力学稳定性。GBFS-1便是基于上述理念研制的一种水溶性接枝聚合物,在聚合物主链上有类似于贻贝蛋白性质的超强黏附性能的关键基团“X基团”。GBFS-1在岩石表面的催化作用下定点自发固化,形成致密且有黏附性的仿生壳(见图1);仿生壳通过黏附力和内聚力将与之相接触的井壁岩石“宏观”地加固,使井壁岩石在水环境中所受的水化应力,甚至井壁圈闭压力被仿生壳的内聚力消弱,从而起到维持井壁稳定的作用;由于GBFS-1具有定点固化的特性,远离井壁的钻井液的流变性不会受到影响。

图1 GBFS-1作用机理-电镜SEM图

2 钻井液研究与应用

基于力学-化学耦合法强化井壁的新技术,结合室内研究结果和现场应用认识,在原有聚合物钻井液基础配方#1上,引入了2%仿生固壁剂GBFS-1,将传统水基钻井液改良为强固壁钻井液#2,从常规性能、抑制性、滤饼润滑性、井壁岩石强化作用等方面得到了改善。

2.1 常规性能

室内钻井液配方实验性能测试见表1,现场部分实时钻井液性能见表2。从数据可以看出2%GBFS-1的加入基本不增加钻井液总黏度的同时,明显提高了钻井液内部结构强度,动切力和3,6 r/min读数提高,同时钻井液施工密度相对原钻井液降低约0.1 g/cm3,液柱压力降低为结构强度增加导致的循环激动压力增加提供了空间;加温80 ℃,基团作用基本不受影响,塑性黏度降低率更高,实现了高流速梯度下降低塑性黏度,剪切稀释性提高,有利于钻头水眼喷射,同时低流速梯度下动切力相对提高,剪切稀释性降低,有利于减少环空钻井液对井壁冲蚀;而且其对高温高压滤失量有明显降低作用[2-3]。

表1 室内钻井液配方实验性能测试

表2 实时钻井液性能测试

2.2 抑制性

苏里格水平井所钻遇储层泥岩水化能力较差,但考虑到地温作用、长期循环剪切的影响,实验室采用了回收率测试和泥页岩膨胀测试评价2%GBFS-1加入对钻井液抑制性的影响。测试采用同一随机典型泥岩岩样,回收率测试结果见表3,泥页岩膨胀测试结果见图2。结果显示2%GBFS-1的加入明显提高了#1钻井液的抑制性。

表3 回收率测试结果

图2 岩样在清水、#1和#2钻井液配方中膨胀对比

2.3 滤饼润滑性

在使用相同的润滑剂品类、加量的条件下,按照#1、#2钻井液配方配制钻井液,分别进行API滤失、HTHP滤失测试,并分别测定滤饼的摩擦系数(表4)。

表4 润滑性评价

从以上测试结果看,API滤饼润滑性能明显改善,2%GBFS-1的加入提高了#1钻井液的润滑性。且在现场应用中发现#2钻井液能在钻具表面附着,形成明显的钻井液膜,同时长裸眼段定向钻进工具面稳定、钻压均衡。

2.4 井壁岩石强化作用

GBFS-1通过黏附力和内聚力可以增加近井壁岩石强度,但同时又不会作用于分散状态的岩屑,造成井下复杂情况。为了评价GBFS-1的固壁效果,分别进行了岩屑黏结测试和对模拟岩心强化作用测试。岩屑黏结实验结果表明加入2%GBFS-1的#2钻井液对分散的岩屑并无明显黏结作用,在静止条件下浸入其中的钻屑不会黏到一起,现场施工也无钻屑黏结而造成的遇阻遇卡显示。同时模拟岩心强化作用实验结果显示#2钻井液对井壁完整度保护较好,且近井壁岩石保留原有较大强度,现场完钻所测平均井径扩大率低于10%。

3 应用效果

仿生固壁钻井液技术在苏里格区块共施工三口试验水平井,其中苏53-70-22H水平段施工最具有强化固壁代表性。苏53-70-22H井目的层盒8段,水平段长1 173 m,泥岩钻遇率37.8%,合计443 m,最长连续泥岩段221 m(见图3),泥岩段存在井斜调整找砂层,井壁依然保持稳定,未见掉块,未出现大段划眼现象,钻井施工正常,完井密度1.17 g/cm3,与邻井基本施工情况对比见表5,与邻井水平段井径扩大率对比见表6。仿生固壁钻井液技术有效地防止了连续泥岩段失稳坍塌,完井密度相对降低约0.1 g/cm3,实现了GBFS-1对井壁力学-化学耦合法强化。

表5 邻井基本施工情况对比

表6 邻井水平段井径扩大率对比

图3 水平段地层伽玛值曲线

4 认识与建议

根据室内试验和试验井施工情况,对仿生固壁钻井液技术及处理剂有以下认识与建议:

1)仿生固壁钻井液技术能有效地强化近井壁强度,实现了物理平衡到力学-化学耦合强化井壁转变,大幅降低了完井密度,降低了井漏风险,有利于储层保护,满足苏里格地区钻遇储层泥岩防塌需求。

2)GBFS-1满足苏里格地区通用钻井液体系互配使用,适量加入对流变性、高温高压滤失、润滑性均有改善。

3)GBFS-1为大分子丙烯酸链,起效慢,施工中需预留黏切增长空间,且pH值不宜过高,受酸碱反应影响,黏度急剧升高。建议不断完善仿生固壁钻井液技术施工工艺及GBFS-1的起效,实现钻遇泥岩后的实时防塌。