三塘湖地区弱凝胶钻井液技术研究与应用

2014-08-20王广财中石油吐哈油田分公司工程技术研究院新疆鄯善838202

石油天然气学报 2014年11期

王广财（中石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆鄯善838202）

曾翔宇（中石油吐哈油田分公司开发部，新疆鄯善838202）

高应祥（中石油吐哈油田分公司勘探公司，新疆鄯善838202）

杨荣奎，蒙有朋，刘禧元（中石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆鄯善838202）

马58H井位于吐哈油田三塘湖盆地马朗凹陷马中构造带二叠系条湖组的一口水平预探井，设计井深3226.79m，钻井目的是进行致密油水平井组矿场试验，攻关致密油水平井组大型体积压裂技术、裂缝监测技术等，以实现致密油的高效开发动用。该区块水平段的地层中伊－蒙混层含量较高，且混层比也相对较高，表明其很容易发生水化，导致井壁失稳[1]。同时在水平井钻井施工中静态悬砂和动态携砂也是需要克服的一个难点问题。针对该问题，开展了适合该区块的弱凝胶钻井液技术研究与应用，目的在于加强储层保护，提高勘探开发效率。

1 弱凝胶钻井液体系技术特点与作用机理

1.1 技术特点

弱凝胶钻井液体系具有自身独特的流变性，动塑比高、低剪黏度高，尤其在近井壁附近极低剪切状态下可形成高黏弹性区域，其黏度高达（5～10）×104mPa·s（在0.3r/min的剪切速率下，黏度达8×104mPa·s以上），具有很好的动态悬砂能力[2]；静切力恢复迅速，无时间依赖性，具有很好的静态悬砂能力；能有效克服水平井或大斜度井段携砂难、易形成岩屑床的问题，保证井眼清洁，防止井下复杂事故的发生[3]。同时该体系在低剪切状态下的高黏弹特性还可减少钻井液中固相和液相对储层的损害，有利于储层保护[4，5]。由于该体系不加黏土，从而避免了高分散黏土颗粒对储层的损害，最大限度地降低固相对储层的伤害。

1.2 作用机理

弱凝胶钻井液体系与常规凝胶的形成机理不同，它是利用聚合物之间的协同效应，不加交联剂，成胶温度和成胶时间要求低，所形成的弱凝胶具有独特的流变性，具体表现在：①低浓度溶液具有高黏度的特性，是一种高效增稠剂。②具有良好的抗剪切性（假塑性），在静态或低剪切作用下具有高黏度，在高剪切作用下表现为黏度下降，但分子结构不变。当剪切作用消失后黏度恢复正常[6]。

2 室内研究

2.1 体系组成

根据三塘湖油田储层特点及水平井钻井施工工艺对钻井液的技术要求，通过室内试验形成了弱凝胶钻井液体系，其基本配方如下：

清水＋0.15%pH调节剂＋0.1%纯碱＋0.2%抑制剂＋0.5%降滤失剂＋0.2%增黏剂＋2.5%防塌剂＋0.5%弱凝胶主剂＋2%弱凝胶辅剂（配方中百分数均为质量分数，下同）。

2.2 体系性能评价

2.2.1 流变性试验

测试该体系在120℃下滚动16h前后的流变性、常温中压失水和高温高压失水等常规性能，试验数据见表1。

表1 流变性试验数据

可以看出，弱凝胶钻井液体系在热滚前后，动塑比变化不大，静切力随时间变化不大，触变性良好；在高温下流变性表现稳定，表观黏度小，特别适合于水平井和大斜度井的悬浮携砂。

2.2.2 抑制性试验

为评价该体系的抑制效果，对弱凝胶钻井液体系进行了页岩膨胀性试验评价和泥页岩滚动回收率试验评价，试验称取吐哈油田果平1C井3677～3682m、吉4H井4215～4228m、火803H井4260～4266m以及柯33P井4130～4126m混合岩屑粉。

1）泥页岩膨胀试验采用测定岩样线性膨胀百分数（膨胀率）或岩样吸水量来表示地层的膨胀性能。利用NP－01型页岩膨胀测试仪测定抑制剂对抑制页岩膨胀的能力。图1为清水、原钻井液体系、弱凝胶钻井液体系的页岩膨胀率对比图，可以看出，弱凝胶钻井液体系抑制性最好。

2）泥页岩滚动回收试验通过评价泥页岩的分散特性，研究钻井液抑制地层分散能力的强弱。图2为清水、原钻井液体系、弱凝胶钻井液体系的泥页岩滚动回收率对比图，可以看出，清水的岩屑滚动回收率为37.86%，原钻井液体系的岩屑滚动回收率为79.12%，弱凝胶钻井液体系的岩屑滚动回收率为85.24%，由此可知，弱凝胶体系具备良好的页岩抑制性。

2.2.3 抗温性能评价

将弱凝胶钻井液配方在不同温度下恒温滚动16h后，评价其抗温效果，如表2所示，弱凝胶钻井液体系在不同温度下流变性和滤失性未发生突变，经老化后黏度下降，但变化不大，滤失量变化不大，具有优良、稳定的抗温性能。

表2 抗温性试验数据

图1 泥页岩膨胀试验数据图

图2 泥页岩滚动回收率试验数据图

2.2.4 抗污染能力评价

将弱凝胶钻井液配方添加质量分数10%的NaCl后，恒温滚动16h后，评价其抗污染效果，如表3所示，经120℃、16h老化前后的流变性和滤失性未发生突变，具有较强抗污染能力。

表3 抗污染效果试验数据

2.2.5 渗透率恢复试验

为了检验弱凝胶钻井液体系的储层保护效果，使用JHMD－2型岩心动态污染损害评价试验装置，进行了岩心污染评价试验。试验岩心使用现场吉301井岩样（井深4254～4257m）。图3为弱凝胶钻井液体系的岩心渗透率恢复试验数据，可以看出，基浆的岩心渗透率恢复值为72.92%，而加入弱凝胶剂的岩心渗透率恢复值较基浆有较大的提高，增至90%以上，说明该钻井液具有显著的储层保护效果。

2.2.6 润滑性能评价

水平井钻井泥饼黏滞性和润滑性是表示井内钻杆柱沿泥皮表面移动或滑动时的摩擦阻力。用黏附系数仪测定失水量试验后的滤饼黏附阻力（黏滞因数），用来预测泥浆压差，衡量各种泥浆的润滑性能。图4为吐哈油田常用钻井液体系泥饼黏滞因数对比图，可以看出，弱凝胶钻井液体系的泥饼黏滞因数低于聚磺钻井液，同MEG钻井液体系黏滞因数相当，完全可以满足水平井钻井需求。

图3 岩心渗透率恢复试验数据

3 现场应用

3.1 工程概况

弱凝胶钻井液技术在马58H井等4口井进行了矿场试验。马58H井是位于吐哈盆地三塘湖油田马朗凹陷马中构造带上的一口预探井，井型为水平井。该井φ375mm钻头钻至302m，下入φ273.1mm套管；φ215.9mm钻头钻至3079m完钻，φ139.7mm套管下深3076.13m。该井造斜点为1975.00m，井深2275m转化为弱凝胶钻井液体系，转化前后钻井液性能如表4所示。定向段、水平段钻井周期分别为11.42d和13.13d，定向段、水平段长分别为300m和804m，电测、下套管和固井顺利，没有出现任何井下复杂情况。