强封堵高性能水基钻井液在伊拉克Missan油田水平井中的应用

2017-10-14雷志永陈强郭涛张永

长江大学学报(自科版) 2017年19期

关键词：水基井眼灰岩

雷志永，陈强，郭涛，张永

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，天津 300452)

强封堵高性能水基钻井液在伊拉克Missan油田水平井中的应用

雷志永，陈强，郭涛，张永

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，天津 300452)

伊拉克Missan油田储层段地层“上下易漏、中间易塌”，且密度窗口窄，极易引起井壁失稳，导致井漏、井塌、卡钻等井下复杂情况。强封堵高性能水基钻井液主要针对Missan油田水平井面临泥页岩、泥灰岩的井壁失稳及灰岩漏失问题，从解决井壁失稳入手，采用物理-化学协同封堵，加强钻井液的封堵性，提高地层承压能力，降低漏失风险；采用“活度”调控、渗透压原理，提高泥、页岩半渗透膜特性，降低钻井液的活度，抑制地层中泥岩的水化膨胀能力，使井壁在钻井液静压力的基础上，又增加了渗透压，进一步提高了井眼的稳定性。该体系在使用中体现出稳定的流变性，能够很好地封堵地层微裂缝，大大提高地层承压能力，延迟井壁稳定时间，保证钻进中井眼的稳定性，为Missan油田首口水平井的顺利完成及后续水平井的开发提供了很好的保障。

水基钻井液；伊拉克Missan油田；水平井；井壁稳定；化学封堵；活度；抑制性

伊拉克Missan油田因其储层段地层灰岩易漏、泥页岩易塌的复杂性，在该区块作业水平井史无前例，加之该区块所钻水平段为非标准井眼，∅8in定向井段PD与井眼最小间隙仅有in(1.6mm)，密度窗口窄，极易引起井壁失稳，导致井漏、井塌、卡钻等井下复杂情况。因此，Missan油田水平井钻井液面临的主要问题就是如何解决井壁稳定及漏失难题，而井壁稳定研究的趋势与特点主要是由于地质因素、泥页岩与泥浆相互作用和钻井作业等因素而出现不稳定的问题，即井壁稳定问题是钻井系统工程中所遇到的一个十分复杂的世界性难题，迄今还没有研究出可以彻底解决这个问题的一套完整的有效方法[1～3]。井壁失稳主要原因是：钻井液液相进入地层，引起地层孔隙压力增高，当泥浆的压力与孔隙压力间的压差不足以支撑井壁时就会导致井壁不稳定(剥落或坍塌)；水相进入页岩地层导致黏土的水化分散，提高了膨胀压力，导致地层失稳。由于泥页岩中压力传递比溶质和离子扩散快1～2个数量级，而溶质和离子的扩散又比钻井液滤液快1～2个数量级；因而稳定井壁必须采用抑制与控制压力渗透同步进行才有效。

国外钻井液公司曾在Missan油田周边地区钻过多口探井，这些井均曾多次出现性能失控、井壁失稳、卡钻、井漏、溢流等井下复杂情况。笔者优选了强封堵高性能水基钻井液体系，大大提高了井壁承压能力，避免漏失风险，使地层承压能力当量钻井液密度提高了0.15g/cm3，并在伊拉克Missan油田历史性的首口水平井BUCS-44H井中成功应用，为解决井壁失稳问题、漏失问题及顺利完成伊拉克项目提供了关键性技术保障。

1 Missan油田储层段地质特点

表1 ∅8in井段地层分析

地层岩性描述风险提示Jeribe/Euphrates白云岩为主-UpperKirkuk砂岩与黑褐色页岩不等互层夹灰岩及薄层白云岩漏失M⁃LKirkuk砂岩与黑褐色页岩不等互层漏失、坍塌Jaddala-漏失Aaliji--Shiranish黏土质亮白色灰岩缩径、坍塌Hartha孔隙发育灰岩漏失Sadi黏土质亮白色灰岩易垮塌Tanuma顶部泥灰岩，中部薄层灰岩，下部较长页岩垮塌性页岩Khasib白色灰岩-Mishrif孔隙发育灰岩、致密灰岩漏失

2 Missan油田钻井液开发重难点及应对措施

2.1钻井液开发重难点

1)Kirkuk层位防漏：已钻井的Kirkuk层位出现过井下失返性复杂漏失，因此要以防漏为主，提高地层承压能力。

2)Tanuma层位防垮塌、防卡：已钻井的Tanuma层位出现过井壁页岩坍塌，极易引起硬性卡钻，已钻∅8in井段的钻头处卡钻，狗腿度大，灰岩、页岩易出现掉片(图1)。

3)Mishrif层位防漏：在Mishrif层位着陆，井底密度高，灰岩裂缝容易出现漏失，一旦发生失返性漏失，势必会影响工程顺利着陆，而且钻井液液柱压力降低，可能会引起上部Tanuma层位坍塌。

图1 前期已钻井∅8in井段直井段岩屑掉片

2.2井壁稳定应对措施

2.2.1保持钻井液适当的相对密度

如果钻井液没有合适的相对密度，无论使用任何钻井液体系，均可能导致井壁失稳；该油田因其地层复杂性，密度高时易漏失，密度低时易垮塌，故需通过提高钻井液的封堵性提高地层承压能力[5]。

2.2.2改善页岩渗透膜效率

改善页岩渗透膜效率，降低钻井液水活度，产生孔隙水从页岩流向钻井液，从而降低井壁附近页岩的水含量和孔隙压力；该体系通过物理-化学协同封堵改善页岩渗透膜效率，以便能很好地封固地层，防止滤液的浸入，提高地层承压能力，延长井壁稳定时间。

3 强封堵高性能水基钻井液及关键技术措施

3.1强封堵高性能水基钻井液

强封堵高性能水基钻井液主要针对Missan油田水平井面临泥页岩、泥灰岩的井壁失稳及灰岩漏失问题，采用物理-化学协同封堵，加强钻井液的封堵性，提高地层承压能力，降低漏失风险；采用“活度”调控、渗透压原理，提高泥、页岩半渗透膜特性，降低钻井液的活度，抑制地层中泥岩的水化膨胀能力，使井壁在钻井液静压力的基础上，又增加了渗透压，进一步提高了井眼的稳定性；同时需结合稳定的流变性，保证钻进中井眼的稳定性。

钻井液基础配方:1.5%～2%预水化膨润土浆+0.3%～0.8%NaOH+0.2%～0.4%Na2CO3+0.3%～0.5%提切剂PF-VIS+1.5%～3%淀粉FLC+(10%～饱和)复合盐+1.5%～3%沥青SOLTEX+1%～2%物理封堵剂PF-GREENSEAL+1%～2%化学封堵剂PF-CHEMSEAL+0%～1.5%随钻堵漏剂PF-SZDL+0%～3%抑制性聚合醇PF-JLX-C+0%～3%抗盐润滑剂PF-ZKRH2；采用重晶石调节密度至1.28g/cm3。测试其基础性能如表2所示，强封堵高性能水基钻井液流变性能稳定，具有低黏度高剪切力的性质且滤失量较小，说明钻井液能够形成有效的泥饼，阻止滤液的侵入，泥饼润滑系数仅0.11，已经能够达到油基钻井液的水平井作业要求。

表2 钻井液基础性能

注1：μa为表观黏度；μp为塑性黏度；τd为动切力；Nφ6、Nφ3分别为六速旋转黏度计6、3r/min对应的读值；τi、τf分别为初切力和终切力；VAPI为API滤失量；Vhthp为高温高压滤失量。

注2：老化条件为120℃×16h。

3.2关键技术措施

通过引入自主生产的封堵剂，提升了钻井液的封堵性，可有效封堵孔喉及微裂缝，达到强封堵的效果(图2)，同时由于封堵剂中的化学效应，使钻井液性能调控变得更加“智能”。

3.2.1物理封堵剂

物理封堵剂PF-GREENSEAL是一种白色固体颗粒，易在水中分散。它是微米级不可变形材料，同时是纳米级可变形可拆分封堵聚合物，纳米级颗粒度分布均匀，可封堵微孔隙及变形进入微裂缝中，减少孔隙压力传递，在高盐度的环境下稳定，可与常规堵漏材料达成级配，从而更好地封固地层。封堵机理：在正向压差作用下迅速进入近井壁带，形成致密隔离层带(内泥饼)，封堵微裂缝和孔喉，减缓压力传递，降低滤液渗透，延长井壁稳定时间。

3.2.2化学封堵剂

化学封堵剂PF-CHEMSEAL是种黑褐色片状固体，铝盐磺化有机高分子络合物。它可与匹配的物理封堵剂协同，更有效改善半渗透膜效率，能够降低泥页岩渗透率，减缓孔隙压力传递速度。在10

图2 物理-化学协同封堵电镜扫描效果(×3000倍)

图3 PF-CHEMSEAL在PIERREⅡ页岩形成的“内泥饼”

4 现场维护及应用效果

4.1现场钻井液关键技术措施

1)开钻维持钻井液固相含量在20～25kg/m3，保证造壁性；控制好钻井液黏度，钻进中漏斗黏度在60～70s较为理想，返出岩屑成型好，若过低，对井壁冲刷较大，会出现少量掉片。

2)该体系现场应用过程中，pH值对钻井液黏度影响大，可通过控制pH值来控制黏度，因PF-VIS对pH值过于敏感，pH值过高，会破坏体系结构，钻井液黏度会骤降，失去悬浮能力，pH值过低，PF-CHEMSEAL会以固相形式筛出，故应及时补充烧碱水，维持钻井液pH值在9～10较为理想。

3)采用物理封堵剂PF-GREENSEAL、化学封堵剂PF-CHEMSEAL和复合盐的配合使用来提高地层承压能力，并及时补充各封堵材料加量。若钻进过程中仍有较多页岩或灰岩掉片，可以适当提高井浆PF-GREENSEAL的量，同时维持沥青含量。

4)钻进至Upper Kirkuk时，含有薄层砂岩，特别是BU组砂岩较厚约100m，可以提前使用除砂除泥器(特别是除泥器效果更佳)，否则相对密度上涨较快。尽量不要使用离心机，离心机对材料损耗太大，而且会造成固相含量降低。

5)钻进至定向井段及时补充润滑剂加量，并复配使用塑料小球PF-BLAB与弹性石墨PF-GRA。保障钻井液润滑性，降低摩阻。若有托压现象，可半小时投放1包塑料小球防止托压；下套管前垫封闭浆，按照质量分数为1%的量加入塑料小球，且聚合醇PF-JLX-C和润滑剂PF-ZKRH2的质量分数各提高2%。

6)钻井液维持动切力在8～18Pa，Nφ3在2～6，Nφ6在3～8，但钻井液密度较高时，要避免当量循环密度过高而引起井漏。

7)及时检测密度和返出情况，若有掉块，可适当提高相对密度，以防相对密度过低导致井壁坍塌，相对密度过高导致漏失，同时维持漏斗黏度在65s左右，减少对井壁的冲刷效应，以及防止形成岩屑床，特别是井斜40～60°井段。直井段钻进中维持相对密度在1.27以下，在长起过程中，需提高钻井液的相对密度，维持井筒里的静液注压力，以防压力释放导致坍塌，待下钻到底用除泥器甩至原相对密度。穿过Tanuma地层后，相对密度逐渐提高至1.30～1.32，完钻后通井期间相对密度逐步提高0.05，以保证通井顺利，建议在提高相对密度前适当补充随钻堵漏剂PF-SZDL材料。

4.2现场应用效果

4.2.1良好的流变性能

高性能水基钻井液在钻进Missan油田储层段过程中，钻井液性能稳定，维护处理简单，开泵循环通畅，达到了安全快速钻进的目的。以BUCS-44H井为例(表3)，从入井后直到完钻，期间钻井液流变性能稳定。

表3 BUCS-44H井∅8in井段泥浆流变性能

井深/mμf/sρ/(g·cm-3)μa/(mPa·s)μp/(mPa·s)τd/PaNϕ6Nϕ3τi/Paτf/PaVAPI/mLpH值2832581 2338 02711 05423 51 811 02852481 2331 5238 5431 53 52 411 02860541 2335 0269 0541 53 52 210 02872581 2437 02710 0541 53 51 89 52912611 2539 02811 06424 51 69 03051651 2544 53014 56423 51 88 53102631 2644 03014 06423 51 89 03313641 2643 52913 56423 51 69 53525661 2849 03415 06423 51 28 03894641 3147 53710 55423 50 78 54083(着陆)651 3646 03511 0652 53 50 69 0

注：μf为漏斗黏度。

4.2.2优异的润滑性能

目前现场采用黏滞系数仪监测钻井液润滑性，摩擦系数在0.10以下，满足保证现场作业要求。开钻后将循环池中PF-JLX-C的量提高至30kg/m3。钻至定向井段，同时使用塑料小球PF-BLAB与弹性石墨PF-GRA，并逐步提高润滑剂质量分数至2%，保障钻井液润滑性，降低摩阻。

4.2.3独特的“液体套管”功能

钻进中钻井液流变性能稳定、易调，这是由于钻井液体系加入了2种“智能”封堵剂，其在体系中能够充分发挥其特性，钻井液性能调控变得更加“智能”。由于使用了2种封堵剂，加上钻井液自由水少，使钻井液具有明显的“高温(50℃)稀释，低温变稠”的凝胶现象。长起过程中，由于温度变低，其对井壁具有稳定作用；当下钻过程中将结构破坏，温度提高，钻井液又恢复其良好流变性能。这对于井壁具有一定的保护作用，起到“液体套管”的作用。

4.2.4封堵性强，井眼稳定

对于相同井深的直井，作业周期基本一致，水平井作业过程中钻井液基本无消耗。水平井直井段没有大肚子形成，井径更加规则，说明钻井液的封堵性极强，2种“智能”封堵剂能够很好地封固地层，对井壁起到加固作用，提高了井壁承压能力。在可测的直井段易垮塌漏失地层起下钻没有任何阻挂现象，起下钻通畅，电测顺利，井径规则，井眼稳定，井底无沉砂，下套管固井作业顺利，确保了井下安全，为下一开储层作业奠定了夯实的基础。