低黏高切油基钻井液在东海大位移井的应用

2018-05-22严维锋张海山和鹏飞袁则名付顺龙

石油化工应用 2018年4期

严维锋，张海山，和鹏飞，袁则名，付顺龙，陈波

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；3.中海油服油田化学事业部上海分公司，上海 200335）

大位移井是定向钻达的目的层与井口初始点水平位移大于或等于2且测深大于3 000 m的油气井[1-5]。具有大斜度稳斜延伸段的特点，因此井眼清洁、摩阻等问题是大位移井的普遍问题，而钻井液作为钻井的“血液”直接影响钻井工程的成功与否，尤其在大位移井中[6-10]。本文针对东海G-1大位移井钻井液优选分析及工程应用得出低黏高切油基钻井液体系，应用效果良好。

1 东海G-1井概况及作业难点

G-1井位于中国东海海域，平均水深88.88 m。目的层位于平湖组，储层岩性为砂泥岩，平均孔隙度19.7%，属中孔高渗储层，地温梯度分布范围为3.07℃/100m～3.42℃/100m，井底温度预计120.38℃，属于正常的温度系统。中一断块花港组及平湖组上部地层为正常压力体系，平湖组下部存在因生烃作用形成的异常高压，最高压力系数可达1.41。G-1井完钻井深为6 866 m，水垂比2。

1.1 高摩阻和扭矩

由于水平位移长、井斜角大以及裸眼稳斜段长的特点，钻井过程中易出现摩阻和扭矩偏大、井眼轨迹控制难度大、拖压现象严重等问题。

1.2 井壁稳定

钻遇地层以砂泥岩互层为主，且12-1/4in井眼段裸眼段最长达到3 614 m以上，随着钻井液作业时间的延长，井壁在钻井液中的浸泡时间较长，长时间的浸泡会造成井眼的不稳定，且花港组以下地层中存在很多强度较低的煤夹层，易发生坍塌。

1.3 井眼净化

大位移水平井由于井段较长，且具有一定的倾角或水平段，钻屑容易沉积在井眼底部，一旦沉积，再冲刷起来将非常困难。因此，要求钻井液的流变性具有良好的携砂与井眼清洁的能力。

1.4 泵压与压耗

G-1大位移井延伸较长，随着不断的钻进，泵压持续升高，带来压力激动，甚至压漏地层等问题。因此要求钻井液必须具有较低的塑性黏度，同时为了满足携砂的要求，要求高动切力，即要求具有较高的动塑比。

2 低黏高切油基钻井液性能评价

2.1 油基钻井液的流变性能

塑性黏度反应了在层流情况下，钻井液中网架结构的破坏与恢复处于动态平衡时，悬浮的固相颗粒之间，固相颗粒与液相颗粒之间以及连续相内部的内摩擦作用的强弱；动切力则反应钻井液在层流流动时，形成空间网架结构能力的强弱[10]。结合以上性质，为解决井眼净化、井壁稳定以及高摩阻等问题，决定采用油基钻井液进行钻进，但普遍油基钻井液存在切力低等问题，无法满足大位移井对井眼清洁的要求。为此室内通过试剂优选，最终配制成具有低塑性黏度，高动切力的油基钻井液。

从表1可以看出，研制的低黏高切油基钻井液其动塑比达到0.56，而普通的油基钻井液动塑比仅为0.2，且高的动塑比以及较低的塑性黏度有利于降低泵压，减小环空压耗。

表1 低黏高切油基钻井液性能特点

2.2 润滑抑制性能

抑制性主要反映的是钻井液稳定井壁的能力，室内通过滚动回收率进行了抑制性评价，取6～10目钻屑在105℃烘箱内烘干，放入该钻井液内，150℃老化16 h后，用40目筛余在105℃烘干，即为回收率，测定第一次回收率为99.5%；再将回收后的钻屑继续放入钻井液中，测定第二次回收率为92.4%，说明体系具有较强的抑制性能。钻井液的润滑性反映了现场扭矩的大小，摩阻因数越低，扭矩越小。室内采用Fann公司的EP极压润滑仪评价体系的润滑性，计算摩阻因数为0.07，可以满足大位移井对润滑的要求。

2.3 成膜封堵性能

由于钻井液在泥饼形成过程中，能够使得所形成的泥饼具有较好的韧性，并且可以在一定程度上控制泥饼内外流体的交换，在井眼规则的情况下，保证井眼的稳定。油基钻井液本身具有强抑制能力，其成膜封堵性能，使其在具有大量微孔地层的地层，提高泥饼质量，解决地层渗漏问题，降低油基钻井液的滤失。

室内采用填砂管（20～40目和40～60目）实验，评价了油基钻井液体系的成膜封堵性能（见图1）。

图1 油基钻井液成膜封堵效果

从图1可以看出，该油基钻井液体系具有较好的成膜封堵效果，能够有效的降低砂床的侵入深度。

2.4 储层保护性能

室内采用油基钻井液污染岩心后，去除污染端泥饼，直接返排后，测定岩心的渗透率，并计算渗透率恢复值（见表 2）。

从表2可以看出，经过油基钻井液污染的岩心，渗透率恢复值均达到了85%以上，具有较好的储层保护效果。

3 现场应用

G-1井12-1/4in井眼和8-1/2in井眼，均使用该低黏高切油基钻井液体系，钻井工程非常顺利，未出现井下复杂情况。

在G-1井1 856 m至5 470 m井段，属于稳斜段，裸眼段长，地层岩性以泥岩和煤层为主，具有易失稳的特点，同时还具有井眼净化困难的问题。

在G-1井5 470 m至6 866 m井段，具有密度窗口窄；摩阻扭矩大；完井管柱下入难；储层保护的问题。

3.1 低黏高切实现井眼净化

该低黏高切油基钻井液体系在G-1的钻井过程中，塑性黏度PV值一直控制在30 mPa·s以下，同时动切力YP控制在10 Pa左右，漏斗黏度控制在70 s以下，较好的动切力有效提高了钻井液的携砂性能，保证了良好的井眼净化效果，且黏度值的有效控制，使体系不会出现过高的凝胶强度和较大的当量循环密度，保证钻井的安全；同时采用大排量、高转速，控速钻进，变相加长循环时间，最大限度地保证井眼清洁。G-1井钻至中完井深5 470 m后，直接起钻至井口，在未通井的情况下，直接下入9-5/8套管，并一次到位，均体现了低黏高切油基钻井液良好的井眼净化性能和井壁稳定性能。

3.2 窄密度窗口安全作业

该井在8-1/2井段钻进时，随着井深的增加，井下ECD逐渐增大，密度窗口变得非常窄，当钻至5 966 m时，井下发生漏失，经过反复实验，地漏当量密度为1.4 g/cm3，高于该值就会发生漏失。在油基钻井液堵漏和提承压难度大的情况下，通过对油基钻井液流变性的调控，来降低井下ECD，达到防止井漏的发生，同时采用合适的排量和密度，控制漏斗黏度低于70 s，塑性黏度低于28 mPa·s（见图2），有效降低了环空压耗；控制终切低于12 Pa（见图3），防止激动压力；全程采用软件模拟实时跟踪ECD，维持较低密度钻进，保证了井眼稳定，减少了井下漏失。