苏里格气田老井侧钻水平井钻井液技术探讨

郭　康，王国庆，高　洁

川庆钻探工程有限公司工程技术研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018

老井侧钻水平井是提高单井产量，挖潜低压低产井剩余储量、改善区块开发效果的有效手段之一，可以有效利用原井的上部井眼和地面管网，大幅降低投资成本。苏里格气田随着开发时间的延长，长停井、低产井比例逐年增加，气田稳产难度加大，而侧钻技术作为下步稳产工艺主体技术方向，潜力巨大[1-3]。

1　实验

1.1　原料和仪器

有机胺G301、有机盐YJY-1、生物油润滑剂G303、纳米刚性封堵剂A、可变形微米级封堵剂B，均为工业级。

页岩膨胀仪，型号150-80-1，美国OFITE公司；渗透性封堵仪，型号171-84-01，美国OFITE公司。

1.2　钻井液技术难点分析

1)PDC钻头泥包：由于“双石层”为不成岩的软泥岩，易黏附于钻头表层造成钻头泥包；地层中泥页岩虽成岩，但易水化分散，使井眼内泥质或固相含量增加，吸附于钻头表面造成钻头泥包[4]。在该井段需大量滑动也易造成泥包另一原因。

2)井壁稳定性及储层保护：双石层存在大段泥岩，易井塌形成大肚子井眼，造成划眼困难；在斜井段和水平段钻遇泥岩条件下，如何有效保护产层及保障装有裸眼封隔器的完井管串安全、顺利下入预定位置也是一大难题。

3)滑动钻进托压：斜井段和水平段滑动钻进中，由于泥浆泵排量、钻井液流变性能等造成携砂不好，井壁上形成岩屑床；或由于钻井液泥浆中劣质固相不能及时清除，导致泥浆黏切上升，形成粗糙泥饼，摩阻过大造成滑动钻进托压，钻时慢，增斜率差。长时间滑动钻进易造成黏卡等[5-6]。

1.3　强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液技术研究与对策

要适应苏里格气田老井侧钻水平井，研究的钻井液应具有较强的防塌能力、良好的润滑性能及流变性能，既满足斜井段安全快速钻进的基本要求，也满足水平段储层保护的需要。

实验中加入有机胺抑制剂和有机盐以增强钻井液防塌性，采用可变形微米级封堵剂和纳米级刚性颗粒协同作用以增强对泥岩微裂缝的封堵性；采用天然改性淀粉控制失水，降低地层坍塌压力，再辅助以提高钻井液密度的力学措施实现井壁稳定和井控安全。优选环保型生物聚合物控制钻井液流变性，实现井眼携砂带砂井眼净化。通过降低有害固相、改善泥饼质量、混入生物油润滑剂降低钻具与井壁的摩擦阻力实现润滑减阻，并在苏里格气田老井侧钻水平井成功地进行了现场试验。

2　强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液体系配方优选

2.1　抑制剂

室内优选出有机胺G301，黏土中Si─OH与有机胺G301中─O─、─OH、─NH等基团形成牢固的化学吸附， R─基团向外，形成疏水膜，减少水进入地层。另外，有机胺独特的分子结构使其嵌在黏土层间，并将相邻的黏土层束缚在一起，有效控制黏土的水化分散和膨胀；有机盐可压缩黏土颗粒表面的扩散双电层，使水化膜变薄，ξ电位下降，降低黏土分散度，使钻井液中黏土具有适度的分散状态。这两者协同抑制泥页岩水化膨胀分散和地层造浆，从而达到稳定井壁的目的[7]。

在基浆基础上，将有机胺G301和有机盐YJY-1进行复配，考察其防塌抑制性，基浆组分：3.0%膨润土+清水，结果见表1。

表1　钻井液体系泥页岩回收率试验结果

AV为表观黏度。

从表1看出，G301和YJY-1复配后，大幅提高了钻井液体系的抑制泥页岩分散性能。一次回收后的岩屑在清水中浸泡后，测得页岩二次回收率高达84.8%，说明复配抑制剂能牢固吸附在井壁上，有效防止井壁失稳。

利用页岩膨胀仪考察不同钻井液对膨润土岩心线性膨胀率的影响，结果见图1。

图1　钻井液对岩心线性膨胀率的影响

从图1看出，膨胀时间8 h时，膨润土在强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液中线性膨胀率为15.1%，在钾盐聚磺钻井液中线性膨胀率达30.4%，在清水中线性膨胀率达57.45%。这表明G301和YJY-1复配后，能有效抑制泥页岩的

水化膨胀和分散，减少对储层的损害。

2.2　润滑剂

在基浆中加入不同润滑剂，评价其润滑效果，结果见表2。

表2　不同润滑剂的润滑效果

FL为滤失量，PV为塑性黏度，YP为动切力，Kf为摩阻系数。

从表2看出，生物油润滑剂G303的润滑效果最好，选择G303为主体润滑剂。

考察生物油润滑剂G303加量对Kf的影响，结果见图2。

图2　生物油润滑剂G303加量对Kf的影响

从图2看出，随着生物油润滑剂G303加量增加，钻井液体系Kf降低，加量大于1.5%，Kf值可控制在0.052 4内，满足现场施工要求。

3　强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液性能评价

3.1　封堵性能

在大量实验中筛选出纳米刚性封堵剂A和可变形微米级封堵剂B，封堵剂A可有效封堵硬脆性泥页岩纳米级自身孔喉;同时其与封堵剂B复配使用时，能在井壁形成超低渗透内外泥饼，阻止压力传递，控制钻井液滤液进入地层，实现稳定井壁。在钻井液基本组分中加入A/B复配封堵剂，采用渗透性封堵仪测试钻井液在砂盘上高温高压滤失量，基本组分为：基浆+1.0%G301+6.0%YJY-1+1.5%G303，考察其封堵性能，结果见图3。

图3　强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液的封堵性能

由图3可知，加入A/B复配封堵剂后的钻井液高温高压滤失量大大小于基浆的。滤失量曲线趋于平缓，表明此时钻井液在砂盘上形成了致密封堵层，基本隔绝钻井液对岩层的侵入。

3.2　储层保护性能

针对盒8气层，开展强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液体系对储层的岩心伤害评价，将加入封堵剂的钻井液体系进行岩心伤害实验，结果见表3。封堵剂具有较强的封堵性，封堵率均达99%以上，岩心切端面1 cm，测定岩心渗透率，岩心伤害率均小于15%，达到保护储层的目的。

表3　钻井液岩心伤害评价结果

4　强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液体系现场应用

苏XX井是苏里格区块气井φ139.7 mm套管开窗侧钻水平井之一，强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液体系在苏XX井得到成功应用，现场试验结果表明，该体系能有效解决“双石层”的泥页岩井壁失稳、储层保护、高摩阻大扭矩、井眼净化、携砂悬砂等系列技术难题，取得良好的试验效果。

4.1　井壁稳定，井下事故减少

该井在第一次侧钻时采用钾盐聚磺钻井液体系进行钻井，但在通井过程中由于井眼出现大量掉块，无法通井到底，经多次倒换钻具组合后仍无法通过，填井侧钻。决定转换体系，采用强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液体系进行第二次侧钻，在应用过程中，流变性良好，应用井段未出现大掉快，井眼清洁，起下钻顺畅。优良的钻井液性能保证了通井，电测，下完井管柱等作业施工的顺利。

4.2　润滑减阻效果好

该体系现场润滑减阻效果突出。该钻井液体系始终保持优良的润滑性能，钻井施工中尽可能控制有害固相量，改善泥饼质量，根据摩阻、扭矩大小加入生物油润滑剂，使之在井壁及钻具表面形成抗压润滑膜，打钻过程中滑块摩阻系数维持在0.026 2～0.052 4之间，极压润滑系数在0.05～0.07间，通井后完井液润滑性好，完井管柱斜井段下放摩阻2～4 t，水平段摩阻仅4 t，完井管柱顺利下至井底预定位置。

4.3　储层保护效果良好

强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液封堵效果好，降低了钻井液对储层的侵入深度，减少对储层的伤害。该井试气放喷点火火焰长度6～7 m，无阻流量达300 000 m3/d以上，证明该井在钻井、压裂等环节对油层损害程度较低，达到了保护油气层的目的。

5　结论

1)强抑制高润滑低伤害暂堵钻井液体系能够适应苏里格区块气井小井眼侧钻水平井的地质特点和水平井钻井施工要求，施工中井下安全、井壁稳定，储层保护效果好。

2)该技术为老井侧钻开发过程中的低成本开发和气田稳产进行了有效探索，为长庆老井复产改造提供了技术支撑。

3)扩大该钻井液体系的应用范围，继续加大该体系在小井眼侧钻井的应用，通过实践进一步优化和改进钻井液配方。

[1]雍富华,余丽彬,熊开俊,等.MEG钻井液在吐哈油田小井眼侧钻井中的应用[J].钻井液与完井液,2006,23(5):50-52.

[2]韦孝忠.浅谈苏里格气田老井开窗侧钻水平井技术[J].钻采工艺,2016,39(1):23-25.

[3]孙建华,蓝强,史禹,等.丰深1-斜1井高密度小井眼钻井液技术[J].钻井液与完井液，2008,25(4):39-42.

[4]张新发,周保国,刘金利,等.高温小井眼长水平段钻井液技术[J].钻井液与完井液，2012,29(4):84-86.

[5]常洪超,陈荣凤,胡金鹏,等.宁东油田NP7小井眼水平井钻井液技术[J].钻井液与完井液,2013,30(3):50-53.

[6]陈涛,乔东宇,郑义平.塔河油田小井眼侧钻水平井钻井液技术[J].钻井液与完井液,2011,28(4):44-46.

[7]罗刚,任坤峰,邢希金,等.小井眼提速钻井液体系[J].钻井液与完井液,2016,33(2):55-59.