临56区块钻井液配方优化及应用

2014-12-05邱春阳温守云张海青

承德石油高等专科学校学报 2014年6期

邱春阳，王俊，秦涛，温守云，张海青

(中国石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营 257064)

临56区块位于大芦家构造东北部，主要目的层为沙二段，沙二段整体上是一个受临邑大断层控制的逆牵引背斜构造，油藏埋深2 930～3 450 m，含油面积0.67 km2，地质储量78.0×104t。临56区块生产井都是二开制定向井，一开使用Φ444.5mm钻头钻深约350m，下入Φ339.7mm表层套管;二开使用Φ215.9 mm钻头开钻，在2 000m左右造斜，井深约3 500m完钻，下入Φ139.7mm油层套管完井，井底井斜近35°，水平位移大约700 m。前期钻进过程中，使用聚合物防塌钻井液体系施工，由于钻井液性能和地层不匹配，井壁失稳情况时有发生，具体表现形式是二开长裸眼段上部起下钻遇阻严重，下部沙河街组地层坍塌，严重制约临56区块的开发进程。通过对主要处理剂进行优选，对现用钻井液配方进行了优化，研发了聚胺强抑制防塌钻井液，现场应用后，取得了良好的应用效果，为临56区块安全及高效钻井提供了有力的技术保障。

1 钻井液技术难点

1)明化镇组至东营组地层沉积较厚，泥岩极易水化膨胀缩径;砂岩井段渗透性强，易形成“小井眼”，施工中起下钻遇阻严重。

2)沙河街组地层层理性强，滤液在压差下容易侵入到地层中，引起地层中的粘土矿物水化，井壁易沿层理发生剥蚀掉块;定向过程中上井壁悬空，仅靠钻井液液柱压力径向支撑以平衡上覆地层压力，极易造成井壁失稳。

3)设计中在东营组造斜，由于地层较软，工具面摇摆不定，导致定向轨迹差，造成局部井段“狗腿肚”过大，在起下钻过程中容易形成键槽，导致起下钻及电测遇阻;井斜30°～40°是形成岩屑床的临界角度[1］，岩屑床的形成增加钻井液的润滑防卡的难度。

4)二开裸眼段长达3 000 m以上，地层上下岩性、压力系数不同，钻井液维护及处理情况不同，钻井施工时间长，井壁稳定难度大。

2 钻井液体系配方优化

临56区块现使用聚合物防塌钻井液体系施工，配方(质量体积百分数，下同)如下:

(4～5)%膨润土+(0.2～0.4)%NaOH+(0.2～0.5)%聚丙烯酰胺 PAM+(2～3)%铵盐 +(2～4)%褐煤树脂+(2～4)%沥青防塌剂A+(2～3)%超细碳酸钙+(3～5)%白油润滑剂。

由于钻井液体系的抑制性弱，不能有效抑制二开裸眼段上部强水敏性地层的水化膨胀，导致地层缩径，造成起下钻遇阻;体系使用超细碳酸钙及沥青防塌剂对地层进行封堵，效果差，不能对沙河街地层层理性泥页岩进行有效封堵，导致施工中井壁出现掉块，造成井塌。因此，对抑制剂和封堵剂进行优选。

2.1 抑制剂优选

通过页岩膨胀实验对抑制剂进行了优选。实验结果见表1。

表1 抑制剂优选实验

从表1可看出，有机胺抑制剂8 h页岩膨胀高度最低，表明其抑制性最强。由于有机胺能够嵌入粘土晶层之间，在泥页岩上的吸附非常牢固，有利于井壁的长期稳定。

2.2 封堵剂优选

配制4%膨润土作为基浆，加入3%的不同类型的封堵剂，同时加入2%的架桥粒子超细CaCO3，120℃ 下老化16 h，采用砂床滤失实验及高温高压滤失实验评价了各种封堵剂的封堵性能，结果见表2。

表2 封堵剂优选实验

表2中看出，现场使用的沥青防塌剂封堵效果差;而加有纳米乳液的钻井液30 min中压砂床侵入深度低，并且高温高压滤失量也很低，说明纳米乳液能够封堵地层微裂缝及孔隙，有利于井壁稳定。另外，加有乳化沥青的钻井液封堵效果仅次于纳米乳液，钻进中可考虑加入，以增强钻井液体系的封堵效果。

2.3 优化后钻井液配方

通过钻井液抑制剂和封堵剂优选，优化后聚胺强抑制防塌钻井液体系配方为:

(4 ～5)%膨润土 +(0.2 ～0.4)%NaOH+(0.2 ～0.5)%聚丙烯酰胺 PAM+(0.5 ～1.0)%有机胺抑制剂+(2～3)%铵盐+(2～4)%褐煤树脂+(2～3)%纳米乳液+(2～3)%乳化沥青+(2～3)%超细碳酸钙+(3～5)%白油润滑剂。

2.4 钻井液体系作用机理

有机胺分子上含有多个独立的胺基，可充填在粘土颗粒的晶层之间，把它们束缚在一起，有效地减少粘土的吸水倾向，其抑制作用具有长效性，抗冲刷能力强，保证钻井作业结束后也具有长时间的抑制效果[2-4］;

纳米乳液比表面积大，和粘土表面吸附性强;纳米乳液呈正电性，可以中和粘土表面的负电性并排斥具有较厚水化膜的层间阳离子，使粘土表面的亲水亲油性发生改变，并且纳米乳液弹性大，能够变形挤入不同形状的孔隙中，从而增强稳定井壁的效果[5-6］。

乳化沥青中的沥青颗粒相互聚结，通过分子链与岩石表面进行物理吸附，在井壁岩石表面形成一层牢固的沥青薄膜，阻止滤液向地层渗透;乳化沥青的软化点在70～110℃之间，正压差下，沥青乳液颗粒变软后能够对不同井深地层进行有效封堵，稳定井壁[7-8］。

3 优化后钻井液性能评价

3.1 常规性能评价

聚胺强抑制防塌钻井液体系常规性能见表3。

表3 钻井液常规性能

从表3看出，加重前后聚胺强抑制防塌钻井液流变性好，中压滤失量低，能够防止水敏性泥页岩的水化分散;并且钻井液体系的摩阻系数低，能够降低长裸眼定向过程中产生的摩阻和扭矩。

3.2 抑制性能评价

通过页岩线性膨胀和岩屑回收率实验，评价优化后聚胺强抑制防塌钻井液体系的抑制性能，结果见表4。

表4 抑制性能评价

从表4看出，优化后的聚胺强抑制防塌钻井液体系的页岩膨胀高度显著低于优化前聚合物防塌钻井液体系，并且岩屑回收率高达94%，表明聚胺强抑制防塌钻井液体系抑制性强，能够抑制易造浆地层泥岩的水化膨胀，有利于井壁稳定。

3.3 封堵性能评价

实验采用直径为40～60目的石英砂作为过滤介质，分别加入优化前的聚合物防塌钻井液和优化后的聚胺强抑制防塌钻井液，固定后加压0.69 MPa，比较不同实验介质的封堵能力。结果见表5。

表5 封堵性能评价

从表5可看出，优化后的聚胺强抑制防塌钻井液封堵性能强于优化前的聚合物防塌钻井液体系。钻井液体系优化后，在加压15 min和60 min后的砂床侵入深度明显低于聚合物防塌钻井液，并且砂床侵入深度相差不大，说明聚胺强抑制防塌钻井液在压差下能够形成承压封堵带，封堵地层层理、孔隙及微细裂缝。

4 现场应用

4.1 施工工艺

聚胺强抑制防塌钻井液在临56区块二开长裸眼井段应用，施工中二开上部采用清水大循环钻进，进入馆陶组底部时走循环罐，按照配方低限加入各种处理剂，将钻井液体系转化为聚胺强抑制防塌钻井液体系。钻井液维护处理情况如下:

1)钻进中PAM含量达到0.4%，进入沙河街组后PAM含量降低到0.2% ～0.3%;同时控制有机胺的含量在1%，保持体系的包被性和抑制性。

2)漏斗粘度控制在45 s左右，适当冲刷井壁，防止在砂岩段井壁形成虚厚泥饼;造斜后提高到55 s左右;进入沙河街组提高到60 s，动塑比控制在0.3～0.4 Pa/(mPa·s)，护壁防塌并提高井眼的净化能力。

3)开钻时密度控制在设计下限，造斜后根据地层压力监测情况及井眼返砂情况及时调整，完井时密度保持在设计上限，通过力学支撑保持井壁稳定。

4)直井段中压滤失量逐渐控制在6～8 mL;造斜后中压滤失量降低至5 mL以内;沙河街组中压滤失量降低至3 mL，防止泥页岩吸水膨胀，保持井壁稳定。

5)钻至沙河街组前，加入2%纳米乳液和3%乳化沥青，配合2%超细碳酸钙，封堵地层层理、孔隙和微裂缝，防止地层剥蚀掉块。

6)造斜前，加入2%白油润滑剂;造斜后，根据工程摩阻和扭矩的变化情况适当增加白油润滑剂的含量，保持定向施工顺利进行，防止产生“拖压”现象。

7)施工中使用好固控设备，筛布使用120目，除砂器和除泥器使用率达到100%，间断开启离心机，降低钻井液中的劣质固相。

8)每钻进200 m或24 h内短起下钻一次，PDC钻头不超过24 h，下钻到底后充分循环，净化井眼。

9)完钻后，充分循环，待振动筛无返砂后，用2%塑料小球和1%白油润滑剂配制封井浆封井，保证电测及下套管顺利。

4.2 应用效果

聚胺强抑制防塌钻井液在临56区块施工4口井，现场应用表明，聚胺强抑制防塌钻井液抑制性好，封堵性强，有效抑制了水敏性泥岩地层的造浆，施工中流变性稳定;有效防止了沙河街组地层泥页岩的水化膨胀，沙河街组定向过程中井壁稳定，无掉块返出。另外，该钻井液体系润滑性好，施工中摩阻和扭矩低，定向施工顺畅，有效预防了复杂情况的发生。和优化前使用聚合物防塌钻井液体系施工的3口井相比，效果如表6中所示。