延长气田刘家沟组以下地层防塌钻井液研究

2018-04-19边疆，徐磊

石油化工应用 2018年3期

边疆，徐磊

(1.陕西延长石油(集团)油气勘探公司南区勘探指挥部，陕西延安 716000；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司延长气田采气二厂，陕西靖边 718500)

目前国内天然气供需情况紧张，大大推动了天然气的市场开发进程。然而，随着石油天然气开发的不断深入，钻井时井壁稳定问题日益突出，制约石油天然气的规模化开发，所以研究井壁稳定问题对开发油气具有重要的影响[1]。

延长气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，区域内主要为一简单的西倾单斜，构造和断裂不发育，局部有小型鼻状隆起，从上至下主要气层为：石千峰组、石盒子组中部、底部、山西组、本溪组和马家沟组。从历年所钻井的情况看，井塌问题突出，尤其是刘家沟组下部地层至山西组的坍塌掉块给钻井带来严重威胁，轻则造成井径不规则、重则造成阻卡与蹩钻、再严重会引发卡钻等事故，耗费了大量的时间、财力和物力。

1 延长气田井壁坍塌情况分析

钻井过程中，造成井壁坍塌的原因多种多样，但是从根本上说，井壁坍塌的原因可以归结为地层特性、地层的变形破坏规律、钻井液与地层之间的相互作用、工程措施不力等方面，由延长气田历年钻井数据统计，造成井壁失稳的主要原因是钻井液性能引起的井壁坍塌。且严重井塌主要发生在刘家沟底部、石千峰、石盒子组与山西组上部，井塌主要发生在起下钻过程，可说明造成井壁失稳可能是钻井液密度偏低或钻井液封堵性差，钻井液滤液进入井壁，引起地层岩石强度下降，地层坍塌压力增高，超过钻井液密度而诱发井壁失稳[2]。

2 延长气田聚磺钻井液性能评价

延长气田聚磺钻井液参照现场配方，按照延长气田现场所使用的处理剂配制[3]。基浆膨润土加量选择用4%、6%，基浆要求热滚80℃/16 h；钻井液性能按照GB/T 16783.1-2006测试程序进行测定，流变性加温至40 ℃测定[4]。

膨润土基浆性能(见表1)。聚磺钻井液性能(见表2)。从表1、表2中数据可以看出：

(1)采用4%膨润土基浆所配制的聚磺防塌钻井液，YP、切力太低、滤失量偏大。

表1 不同膨润土加量基浆对比

表2 模拟聚磺防塌钻井液性能

表3 4%膨润土聚磺钻井液性能

(2)采用6%膨润土基浆所配制的聚磺防塌钻井液，钻井液流变性明显改善，YP提高、初切和终切也提高，但是滤失量比较大，起泡严重(因泡沫较多，加入0.1%消泡剂后测定密度)。

表4 6%膨润土聚磺防塌钻井液性能

2.1 处理剂对聚磺钻井液性能的影响

2.1.1 4%膨润土基浆在4%膨润土基浆中加入各种处理剂，钻井液热滚80℃/16 h后测性能(见表3)。从表3数据可以看出：在4%膨润土基浆中加入1%SMP-1、0.7%PMC、1%FT-1 和 1.5%QS-2后，钻井液黏切稍降，HTHP滤失量从73 mL降到35 mL。继续加入0.3%CMC-HV，塑性黏度从 3 mPa·s增高到 9 mPa·s，HTHP滤失量从35 mL降到24.6 mL。再加入0.1%SD-21，塑性黏度从 9 mPa·s增高到 12 mPa·s，HTHP 滤失量从24.6 mL降到22.4 mL。

2.1.2 6%膨润土基浆在6%膨润土基浆中加入各种处理剂，钻井液热滚80℃/16 h后测性能(见表4)。从表4数据可以看出：在6%膨润土基浆中加入1%SMP-1、0.7%PMC、1%FT-1、1.5%QS-2、0.3%CMCHV和0.1%SD-21后，钻井液塑性黏度从6.5 mPa·s增高到15 mPa·s，HTHP滤失量从64 mL降到22 mL。继续加入0.2%SD-21，塑性黏度从15 mPa·s增高到19.5 mPa·s，HTHP滤失量从22 mL降到21 mL。再加入2%封堵剂PH2，塑性黏度从19.5 mPa·s增高到21 mPa·s，HTHP滤失量从21 mL降到18.4 mL。对于延长刘家沟以下地层的防塌要求来说，滤失量仍然偏大，钻井液泡沫多。

2.2 现场聚磺钻井液封堵性能

现场聚磺钻井液封堵性能实验结果(见表5)。从表5数据可以得出：

4%膨润土基浆所配的聚磺钻井液，40～60目砂床封不住。

6%膨润土基浆所配的聚磺钻井液，40～60目砂床滤失量为13.5 mL；但内外泥饼质量不好，清水砂床失水量为全失。该钻井液封堵性能达不到要求。

3 强抑制、强封堵钻井液的研究

3.1 钻井液抑制剂的优选

延长气田石千峰组以下地层为弱分散，岩心回收率较高。选用回收率(77.4%)石盒子组泥岩岩心，采用聚合物KPAM与NPAN作为抑制剂的基础浆进行回收率实验，回收率达到96%。再加入聚胺类抑制剂，回收率不再增加[6]。对于延长气田石千峰组以下的弱分散地层，采用聚合物KPAM与NPAN作为抑制剂，可以有效抑制地层分散。