SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

2019-03-18刘湘华陈晓飞李凡金军斌

钻井液与完井液 2019年6期

刘湘华，陈晓飞，李凡，金军斌

（1.中国石化胜利石油工程有限公司塔里木分公司，新疆库尔勒 841000；2.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院，北京 100010）

SHBP-1井是西北油田分公司部署在塔里木盆地顺托果勒低隆北缘上的一口风险预探井，该井为五开制井身结构，设计完钻井深为8593 m，其中三开为φ311.2 mm大尺寸井眼，中途完钻井深为7563 m，裸眼段长达2213 m。三开地质分层及岩性描述见表1。

表1 SHBP-1井三开地质分层及岩性描述

1 井壁失稳原因分析

1.1 矿物组成分析

1.1.1 志留系黏土矿物种类和含量

对顺北区块志留系含泥页岩的易失稳地层岩屑开展全岩矿物分析（见表2）、黏土矿物X射线分析，测试结果见表3。可知，志留系地层岩样中黏土矿物含量达到37%～38%。黏土矿物均以伊/蒙混层发育为特点，其次为高岭石、伊利石和绿泥石。石英、长石等硬脆性矿物含量高达60%，属于典型的硬脆性泥页岩。

表2 顺北区块志留系泥岩地层全岩矿物分析

表3 顺北区块志留系泥岩地层黏土矿物X衍射分析

1.1.2 志留系泥岩分散特性和膨胀特性分析

开展了岩样的清水滚动回收与膨胀实验，结果见表4。由表4可知，泥岩线性膨胀率小于13%，属于弱膨胀泥岩；滚动回收率小于30%，说明泥岩分散性较强；比亲水量的分析结果表明，志留系泥岩比亲水量在9.45～10.58 mg/m2之间，与蒙脱石相当，比亲水量越大，水化膜越厚，泥岩颗粒间短程水化斥力越大，即水化效应导致泥岩井壁失稳越严重[1]。

表4 志留系地层泥岩分散与膨胀特性实验结果

1.2 微观结构特征分析

为深入分析志留系地层的微观结构，对其泥岩岩心制作的切片进行电镜扫描（见图1）。可知，志留系地层微孔隙发育，连通性较好，微裂缝、层理发育。微孔微裂缝发育导致钻井过程中，钻井液滤液会沿着微裂缝优先侵入地层内部，与地层发生水化作用，导致地层内部应力不平衡，使地层强度降低，在微裂缝等力学弱面发生剥落掉块和坍塌[2]。

图1 志留系泥岩岩心微裂缝及孔喉特征

1.3 志留系地层井壁失稳机理分析

以上分析可知，志留系地层泥岩表面有较多的微裂缝。一方面，在外力的作用下泥岩易沿微裂缝破裂，造成井壁失稳，如泥岩微裂隙发育或构造应力集中，易发生硬脆性泥岩的破裂和剥落导致井壁失稳[2]；另一方面，在该区钻井过程中，钻井液滤液沿微裂缝或节理面侵入地层深部后，扩大泥页岩水化面积，降低了泥岩的结合强度和层理面之间的结合力，使泥岩沿层理面或微裂隙裂开，进一步造成井壁失稳。一旦钻井液滤失量偏高，就容易发生井壁掉块、坍塌等井内复杂情况[3-4]。通过志留系地层的井眼失稳机理可知，研制的水基钻井液中需具有如下特征。①较强的抑制性，以有效地减少或阻止地层黏土水化；②较强的封堵防塌能力，不仅对地层的微孔缝形成封堵，还能提高封堵层的致密性，有效阻止钻井液及滤液侵入页岩层理裂缝[5-6]。

2 室内实验研究

2.1 关键处理剂优选

2.1.1 抑制剂

室内通过线性膨胀和滚动回收实验对KCl、聚胺抑制剂SMJA、小阳离子抑制剂HAK、含硅聚合物抑制剂NW、聚醚胺抑制剂SLR等抑制剂进行了优选，结果见图2。在120 ℃下热滚16 h，考察了泥页岩岩屑在不同抑制剂溶液中的热滚回收率，结果见图3。由图2可知，膨润土在聚胺SMJA溶液中膨胀率最小，为3.2%。说明聚胺SMJA具有较强的抑制黏土水化膨胀的能力。由图3可知，岩屑在1%SMJA+5%KCl溶液中的回收率为89.5%，抑制效果优于其他的抑制剂。聚胺SMJA-1在低浓度时能最大限度降低黏土水化层间距，使黏土去水化，同时聚胺吸附在黏土表面后，能增强黏土的疏水性；钾离子通过插层的方式进入黏土晶层空间，阻止水分子进入晶层。镶嵌作用、静电引力和氢键的协同作用降低黏土晶层的水化斥力，排挤出晶层之间的水，抑制黏土水化[7]。最终选定1%SMJA+5%KCl为钻井液主要抑制剂。

图2 膨润土在不同抑制剂中线性膨胀率测定结果

图3 泥页岩岩屑在不同抑制剂中的热滚回收率

2.1.2 防塌剂

室内对常用的镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、沥青防塌剂NRK-2、铝基防塌剂J-1、有机硅防塌剂EQS-2等防塌剂进行了优选实验。向基浆中分别加入不同质量分数的防塌剂，测定滤失量的变化，结果见图4。基浆配方如下。

4%膨润土+0.2%纯碱+0.3%PAC-LV

图4 不同防塌剂对钻井液滤失量的影响

由图4可以看出，随着防塌剂加量的增大，钻井液滤失量先下降，后趋于平缓，其中SMNA-1的降滤失效果最好，最优加量为2.5%。SMNA-1可在近井壁形成一层致密承压封堵层，阻缓压力传递及滤液侵入。

2.1.3 封堵剂

纳微米封堵剂SMNF-1是采用硅烷偶联剂对纳米SiO2进行超声表面改性，引入乙烯基功能基团，在一定温度及条件下与可聚合单体发生共聚而得到。研究SMNF-1加入前后钻井液性能的变化，结果见表5。可知，加入SMNF-1之后，能有效地降低钻井液滤失量，且对钻井液流变性能影响较小，SMNF-1的最佳加量为1%。SMNF-1可以形成封堵的主要原因是在压差作用下，纳微米粒子被压入岩石表面微孔、微裂缝中，降低滤液侵入，形成物理封堵层。

表5 SMNF-1加量对钻井液性能的影响（135 ℃、16 h）

通过合理的粒径级配可实现对地层的有效封堵。对纳微米封堵剂SMNF-1、惰性封堵剂SMGF-1、QS-2进行复配，研究封堵剂的封堵性能。同时，通过实验选择1% QS-2（800目）+2% QS-2（1250目）+1% QS-2（2500目）作为刚性颗粒。通过砂床实验，筛选了惰性封堵材料SMGF-1的最佳加量，评价了封堵剂对基浆流变性和封堵性能的影响（见表6）。

表6 封堵剂对基浆流变性和封堵性能的影响

可知，SMGF-1的最佳加量为2%，且复合封堵剂对于孔径为20目～40目砂床的封堵效果较好。

2.2 钻井液性能评价

通过对钻井液关键处理剂的优选，形成了强抑制强封堵防塌钻井液体系，配方如下。

4%膨润土 +0.2%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.5%KPAM+1%SMJA-1+5%KCl+2.5%SMNA-1+2%SPNH+1.5%PFL-L+1%SMNF-1+4%QS-1+2%SMGF-1

1）常规性能。根据邻井资料显示，SHBP-1井三开地层的温度约为130 ℃。因此实验测试不同老化温度（120、130、140 ℃）、不同密度（1.30、1.32、1.34 g/cm3）条件下钻井液的基本性能，实验结果见表7。由表7可以看出，钻井液的流变性能够满足钻井施工的携岩带砂要求；滤失量较小，说明形成的滤饼较为致密，滤液侵入地层较少，有利于地层稳定。

表7 老化温度、密度对钻井液性能的影响

2）抑制性。聚合物钻井液和强抑制强封堵防塌钻井液中膨润土的Zeta电位分别为24.6和18.2 mV。由此可知，强抑制强封堵钻井液的Zeta电位绝对值较聚合物钻井液的Zeta电位绝对值小，说明其能有效地降低黏土水化趋势。

3）封堵性能。在130 ℃下，采用了PPA渗透率封堵性测试仪和高温高压滤失仪测试了强抑制强封堵防塌钻井液的高温高压滤失量，结果分别为5.4和5.8 mL，这说明该钻井液形成的滤饼较为致密，有效阻缓了钻井液滤液侵入地层，这样有利于井眼稳定[8-11]。

3 现场维护处理

1）固相控制。加强四级固控设备的使用，尤其要用好的振动筛离心机。振动筛使用150、180目为主，及时地除去有害固相；同时正常钻进中在进行短程起下钻或起下钻的同时，清放一次锥形罐沉砂，每次要保证排放干净。

2）性能维护。维持井浆中含有1%SMJA、5%KCl和2.5%SMNA-1；钻井过程中，补充1%SMNF-1、4%超细CaCO3、2%SMGF-1进行复合暂堵，确保钻井液在高温条件下具有较好的封堵效果。正常钻进期间将钻井液密度调整为1.31～1.34 g/cm3，控制其黏度为46～58 s，塑性黏度为15～25 mPa·s，动切力为5～10 Pa，中温中压滤失量小于4 mL，高温高压滤失量不大于10 mL，膨润土含量为30～35 g/L，固相含量不大于13%。

3）工程操作。控制起下钻速度，保证每立柱起下时间控制在 65～70 s内，减小激动压力，先小排量缓慢顶泵，确保环空畅通，井口返浆正常，泵压正常后再逐渐提高排量，尽可能减小激动压力，防止诱发井漏。

4）封闭浆。进行起下钻作业时，配制浓度为20%～30% 的封闭浆封闭地层交界面，尽量避免起下钻过程中在交界面开泵、反复上提下放、定点循环等，防止激动压力过大压漏地层。

4 现场使用效果

钾胺基聚磺钻井液在该井使用过程中性能稳定，抑制性强，泥岩钻屑棱角分明，完整度高，并且未出现泥包钻头的现象，防塌性能较好，钻进过程中未出现垮塌及掉块现象。在良里塔格组和恰尔巴克组使用了纳微米封堵剂、超细碳酸钙等随钻堵漏材料，边钻进边提高钻井液的封堵能力和地层的承压能力，避免了井漏的发生。SHBP-1井三开钻井液性能如表8所示。良好的钻井液性能确保了钻头的高效使用、延长了使用寿命，钻头的使用情况（见表9）。强抑制强封堵防塌钻井液体系在SHBP-1井应用效果良好，三开井径电测情况如图5所示。由图5可以看出，三开井壁稳定，井径规则，平均井径扩大率仅为3.49%。中途完钻通井、下套管顺利，钻井及下套管无漏失，三开设计钻井周期为66 d，实际钻井周期为43.45 d，节约22.55 d，节约34%的钻井周期。