玉门油田鸭儿峡水平井钻井液技术的研究与应用

2016-12-09薛光远张怀云张宝峰

西部探矿工程 2016年11期

关键词：基浆润滑剂岩屑

薛光远，张怀云，赵　强，张宝峰

（西部钻探工程有限公司国际钻井公司，甘肃酒泉735000）

玉门油田鸭儿峡水平井钻井液技术的研究与应用

薛光远*，张怀云，赵强，张宝峰

（西部钻探工程有限公司国际钻井公司，甘肃酒泉735000）

对润滑剂进行了筛选，确定了钻井液的配方和润滑剂的加量，规定了固相颗粒的控制标准以及有害固相的控制范围保证润滑剂的作用效果，对水平井段岩屑携带的机理和钻井液流变性进行了研究，优化了性能参数。现场应用表明，该技术可以满足鸭儿峡水平井岩屑携带的技术要求，能有效的降低粘滞系数，解决水平井的托压、易粘卡问题。

水平井；润滑；携带；粘滞系数

近年来，随着玉门油田鸭儿峡区块勘探开发的不断深入，水平井成为了提高原油产量的重要手段。国家新环境保护法的颁布又给水平井钻井液提出了新的难题和挑战。如何在满足环保要求的前提下解决润滑防卡、岩屑携带和井壁稳定的问题是水平井钻井液研究的重点。

1　地质工程简况

鸭儿峡油田地质分层从上而下依次为第四系：主要为杂色砾岩，岩性胶结疏松易垮塌、易漏；第三系：牛胳套-胳塘沟N2n+N1t，上段为灰色粗砂岩、砂砾岩夹棕黄色含砾泥岩；中段为棕黄色含砾泥岩、泥岩；下段为灰黄色、浅棕红色粉砂质泥岩与浅灰色、灰黄色、棕红色泥质粉砂岩、细砂岩、泥质砂岩、含砾泥质砂岩呈不等厚互层；弓形山N1g，上段以灰黄色、浅棕红色泥质粉砂岩为主，夹灰黄色粉砂质泥岩；下段以棕红色、棕色泥质粉砂岩、粉砂岩、含砾泥质砂岩为主，夹薄层棕红色粉砂质泥岩；白杨河E3b，上部为棕红色泥岩，中细砂岩、砂质泥岩，下部为厚层暗红色泥岩。第三系地层粘土含量较高，易发生水化膨胀导致井眼缩径、失稳。目的层为第三系L层。

鸭儿峡水平井井深在3600～3900m之间，三层结构井采用混油阳离子钻井液体系。两层结构井采用常规阳离子钻井液体系。

2　鸭儿峡水平井钻井难点

（1）定向段钻具与井壁接触面积大，螺杆以上钻具长时间处于静止状态，表现为托压严重、易发生粘卡。

（2）定向段普遍存在钻井机速低，钻井周期相对较长，裸眼段浸泡时间长，水平段井壁缺乏支撑，易失稳。

（3）由于钻井机速低，浸泡时间长，钻屑研磨较细后不易清除，导致钻井液中有害固相高，对钻井液流变性影响大。

（4）水平井稳斜段以下井段易形成岩屑床，携岩难度大。

（5）完井电测受井眼轨迹、井径、井斜、台阶面等多种因素的制约，常规测井困难。

3　室内研究

3.1基浆配制

鸭儿峡油田普遍采用阳离子钻井液体系，进入第三系泥岩段前转化泥浆。采用该区块的鸭6-3井2600m泥浆作为基浆，加入3%的重晶石粉用于提高泥浆固相含量和粘滞系数，测得基浆初始粘滞系数为0.1592。

3.2润滑剂的优选

玉门油田当前使用润滑剂有5种，根据以往室内研究与现场使用情况对比见表1，最终选用KX-1和LRQ-1。

3.3配方优选

在基浆中加入不同比例的润滑剂，测量各配方的粘滞系数见表2。实验结果得出：KX-1的浓度大于1%时，润滑效果明显；KX-1LRQ-1以1:3的比例可满足水平井钻井液的要求。

3.4润滑剂加量的确定

表1　各种润滑剂的特性分析

使用重晶石粉对基浆进行污染实验，得出了钻井液粘滞系数上升曲线见图1，再通过加入润滑剂得出粘滞系数降低曲线，最终测得泥浆中润滑剂有效含量应控制在1.8%以上。

图1　润滑剂浓度对钻井液粘滞系数的影响

表2　不同润滑剂配方对粘滞系数的影响

3.5固相含量的控制

钻井液中固相含量影响润滑剂的加量，对钻井液流变性也有影响，为此应设定较低的固相含量，低于该区块有害固相的平均值28.42%。当前鸭儿峡使用的重晶石粉的粒度在1～20μm之间，密度为4.2g/cm3。土粉的粒度在1～4μm、10～30μm之间，密度为2.7g/cm3。鸭儿峡地层岩屑密度在2.6～2.8g/cm3之间，与土粉相近。

3.6钻井液流变性能调整

3.6.1温度对钻井液流变性的影响

具体实验方法是，以鸭6-3井2600m钻井液为基浆，测定不同温度下钻井液塑性粘度和动切力变化情况。实验得出，塑性粘度随着温度升高逐渐降低，70℃以后，变化不大。动切力基本保持不变。动塑比平均为0.32。具体温度对钻井液流变性的影响见表3。

表3　温度对钻井液流变性的影响

3.6.2钻井液塑性粘度对岩屑悬浮的影响

在温度大于75℃时，钻井液塑性粘度基本稳定，同时满足钻井需要。选取该区块地层岩屑，测得当塑性粘度大于35mPa·s时，岩屑处于悬浮状态，可以满足水平井岩屑携带的要求。

3.7钻井液配方的形成

通过以上研究，以该区块定向井钻井液配方为基础，结合水平井特点、难点，最终形成水平井钻井液配方。

配方：5%～8%膨润土+0.3%～0.5%CHM+0.4%～ 0.6%小阳离子+2%～3%HS-1+1%～2%HS-2+0.4%～ 0.5%CaO+1%～2%KX-1+2%～4%LRQ-1+0.5%～ 1.0%CFR+加重材料。

3.8技术措施

以CHM、NW-1和生石灰提供钻井液抑制性，防止钻井液污染，钻井液中钙离子含量在400～600mg/L之间，氯离子含量在4900～6000mg/L之间；采用HS-1和HS-2降低钻井液中温中压失水在6～3mL和HTHP失水小于12mL；定向钻进以1∶3的比例滴加KX-1和LRQ-1;井斜超过30°后补充2%DYFT-1提高钻井液封堵能力，防止定向段上部井壁因缺乏支撑导致的垮塌。整个定向过程严格控制钻井液固相含量，保证润滑剂的使用效率。井斜超过75°后，配合雷特纤维清扫技术清洗岩屑床，预防沉沙卡钻。

4　现场应用情况

该项技术在鸭儿峡油田应用2口井，鸭6-1H井和鸭5-2H井。其中鸭6-1H井，井深3894m，水平位移702m，最大井斜91.34°。全井无事故、无复杂。特别是井深钻至3539m，井斜90.73°后持续降斜过程中，钻具大面积接触井壁，且存在憋劲，但无粘卡现象，保证了安全生产。鸭5-2H井，井深3890m，最大井斜80.04°，水平位移1225.53m，全井无事故、无复杂。