霍尔果斯背斜井壁稳定性技术

2019-05-18杨晓儒朱雪华辛小亮曹光福

天然气技术与经济 2019年2期

杨晓儒朱雪华吴双辛小亮朱斌曹光福严康

（1.中国石油新疆油田公司勘探事业部，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油西南油气田公司页岩气前线指挥部，四川成都 610051; 3.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

0 引言

近年来，随着油气勘探目标向深部地层不断转变，对钻井技术的要求愈来愈高，深部复杂地层钻井技术研究也显得更为重要。准噶尔盆地霍尔果斯背斜属山前构造，为罕见的典型高陡破碎、异常超高压背斜，存在构造高陡、地层破碎、水敏性强、地应力异常高压、巨厚泥页岩等特点，给钻井工程造成极大的困难，突出表现在：高陡构造防斜与提速矛盾突出；压力系统复杂，钻井液安全密度窗口窄而导致复杂频发；安集海河组上部地层为层理及微裂缝较发育的易破碎坍塌硬脆性灰色泥页岩，下部地层为易缩径的高比例伊／蒙混层，使得井壁稳定困难；安集海河组、紫泥泉子组为压力系数达2.36～2.55的异常高压层，需要优选高密度钻井液体系，而高密度体系在稳定性、流变性上存在较大的技术难度，同时其造成的井底压持效应也极大地制约钻速提高。

1 钻井提速难点

霍尔果斯背斜山前构造古近系地层存在如下地质工程难点：①伊／蒙混层含量高、强水敏，易发生水化膨胀、分散、剥落，井壁稳定性差，复杂、事故情况高发[1]；②受构造运动影响，山前高陡构造发育，地层沿断裂推覆，地层倾角大，局部地层接近直立，井斜难以控制[2]，在考虑井眼稳定性差的同时防斜手段少，钻压无法得到有效释放，降低了机械钻速；③安集海河组实测地层压力系数最高可达2.55，且水基钻井液因抑制能力不足，易造成泥岩水化膨胀缩径和分散坍塌，使钻井液密度不断提高，缩小了钻井液的安全密度窗口，易发生井漏[3]。

H001、H002、H10 井在三开井段均发生了不同程度的垮塌卡钻、井漏及井眼缩径现象（表1）。H001井三开井段处理井漏时间占总时间的11.1%，全井共发生井漏73 次，漏失量为2 698 m3，损失时间67 d，发生恶性卡钻事故4 次，损失时间90 d；H002 井三开井段发生恶性卡钻事故1次，损失时间12 d。发生井漏69次，漏失量为917 m3，损失时间13 d；H10井三开井段处理卡钻时间占总时间的29.51%，全井共发生恶性卡钻事故9 次，损失时间104 d，发生漏失35次，漏失量为2 129 m3，损失时间20 d。

综合上述地质工程难点，霍尔果斯背斜山前构造古近系解决井壁稳定性差的突破点在于优选钻井液体系，提高复杂地层的抑制能力，借助先进的控斜技术将被动防斜改为主动防斜，提高钻井速度。

表1 钻井复杂、事故统计表

2 超高密度油基钻井液体系

2.1 流变性及稳定性评价

根据安集海河组地层温度及压力情况，模拟地层温度和压力条件，对超高密度油基钻井液的流变性和稳定性进行测试[4]，实验结果见表2和表3。

表2 不同温度下超高密度油基钻井液的主要性能表

表3 不同密度下超高密度油基钻井液的主要性能表

从表2 可看出，超高密度油基钻井液在30℃和50℃下的静切力基本没有变化，说明超高密度油基钻井液的流变性受温度的影响较小；在50℃下破乳电压大于1 600 V，说明超高密度油基钻井液在该温度条件下稳定性较好。从表3可看出，超高密度油基钻井液用铁矿粉加重老化后，虽初切力有较大幅度升高，但终切力升高幅度较小，说明其在加重老化后仍具有较好的流变性能。

2.2 抗污染性评价

根据安集海河组地层实际情况，在密度为2.42 g／cm3的油基钻井液中分别加入2 %和5 %的CaCl2，测试其主要性能，结果见表4。

从表4可看出，当超高密度油基钻井液受到石灰污染时，其切力变化不大，加入5%石灰时其破乳电压为1 036 V，表明其乳化稳定性仍然良好，该油基钻井液抗CaCl2污染能力可达5%，能够在钻井过程中保持性能稳定。

2.3 润滑性评价

在实验室条件下，对PRT 有机盐钻井液与超高密度油基钻井液进行抑制性和封堵性对比发现，油基钻井液具有超强的抑制性和封堵性，有利于井壁稳定及井眼畅通[5]。针对地层倾角大、岩性破碎的实际情况，利用自适应封堵技术，增大封堵剂用量，降低滤液的侵入深度，增大安全钻井液密度窗口，降低“水力连通作用”和“毛细管扩张作用”，强化油基钻井液封堵的有效性和良好的失水造壁性能，提高碎体胶结强度。

2.4 封堵性评价

将及时封堵钻井液、钾基聚磺钻井液、油包水钻井液和超高密度油基钻井液的润滑性进行对比试验，测得前述几种钻井液的泥饼黏滞系数分别为0.096 3、0.113 9、0.089 5、0.087 5，其中高密度油基钻井液润滑性最好。

2.5 高温沉降性评价

通过热滚实验（表5），表明超高密度油基钻井液具有良好的沉降稳定性，不会影响电测、固井等作业。

2.6 高温油基钻井液配方

1）120℃油基钻井液配方。基础油+2.0%有机土TYODF-601+6%主乳化剂TYODF-301+3%辅乳化剂TYODF-401+2%润湿剂TYODF-501+5%降滤失剂TYODF-101+3%石灰TYODF-801+5%封堵剂SOLTEX+3%封堵剂YH-150+油水比95:5的30%质量浓度的CaCl2水溶液+2 %阻燃阻爆剂+密度大于4.3 g／cm3高密度重晶石。

表4 超高密度油基钻井液抗污染性能评价表

表5 高温沉降稳定性实验测试结果表

2）150℃油基钻井液配方。基础油+3.0%有机土TYODF-601+7%主乳化剂TYODF-301+4%辅乳化剂TYODF-401+3%润湿剂TYODF-501+5%降滤失剂TYODF-101+3%高温乳化稳定剂HFMO+2%降滤失剂HFLO+3 %石灰TYODF-801+5 %封堵剂SOLTEX+3%封堵剂YH-150+2%阻燃阻爆剂+密度大于4.3 g／cm3高密度重晶石。

3）180℃油基钻井液配方。基础油+5.0%有机土TYODF-601+8%主乳化剂TYODF-301+6%辅乳化剂TYODF-401+3 %润湿剂TYODF-501+10 %降滤失剂TYODF-101+6 %高温乳化稳定剂HFMO+4%降滤失剂HFLO+3%石灰TYODF-801+5%封堵剂SOLTEX+3%封堵剂YH-150+2%阻燃阻爆剂+密度大于4.3g／cm3高密度重晶石。

3 Power-V垂钻系统

Power-V 垂钻系统，又称为垂直钻井系统（图1），该系统由斯伦贝谢公司研发，主要由电子控制部分和机械动力部分组成。仪器在下井之前，由Power-V垂钻系统现场地面工程师将编好的程序及指令输入电子控制部分，仪器下井后电子控制部分内的传感器自动测量井底的井斜和方位，并与设计井眼轨迹线横截面的低边进行比较，控制引鞋的方向，使机械动力部分的三个伸缩块在每个转动周期内转到上井壁（高边）时在钻井液施压作用下伸出，作用于上井壁（高边），改变钻头作用方向从而切削下井壁（低边），实现纠斜钻进。

4 NDS钻井系统

图1 Power-V工具实图及结构示意图

NDS 钻井系统，又称为无风险钻井系统，主要采用斯伦贝谢MWD工具，它是一种用于井下随钻测量的电子仪器，具有传输速度快、稳定性高和实时测量井斜、方位等优点，可实时监测井下扭矩、钻压及井下各种震动情况，帮助工程人员实时掌握井下钻井和地层变化情况，及时发现井眼变化趋势和控制井眼轨迹，减少井下钻具震动，保护钻头、钻具，提高钻井有效功率和机械钻速，避免复杂事故，减少非生产时间和节约生产时间，从而达到优化钻井的目的[6]。

5 现场应用及效果

1）H003井Power-V垂钻系统+NDS钻井系统现场应用。H003 井井身采用四开结构，表层套管（0～150 m）用于封隔地表水层，二开技术套管（0～1 650 m）封隔沙湾组及以上正常压力系统地层，三开技术套管（1 600～3 180 m）封隔安集海河组异常高压、高地应力及破碎性地层，四开油层套管（2 700～3 500 m）封隔紫泥泉子组及下部东沟组易漏地层。在150～2 000 m 井段引进Power-V 垂钻系统及NDS 钻井系统，在该区水基钻井液体系中机械钻速最快为2.01 m／h、钻井周期最短为212.7 d，见表6。

H003 井在二开井段使用Power-V 垂钻系统，使得井斜角控制在2.0°范围内，井眼轨迹控制较好（图2），机械钻速达到4.47 m／h，较相同井段邻井H10最快机械钻速2.35 m／h 提高90 %。H003 井三开井段应用NDS 钻井系统，实时监测井底当量循环密度，及时调整钻井参数，降低复杂、事故时率，机械钻速较H001井提高75%，较H10井提高28%。

2）H11 井超高密度油基钻井液+Power-V 垂钻系统现场应用。H11井实钻地层倾角在30°～70°，最大倾角达80°，全井使用Power-V 垂直钻井系统，有效地控制了井斜，同时释放了钻压，为快速钻进提供有力保障（图3）。H11 井三开、四开井段采用2.45 g／cm3的超高密度油基钻井液体系，消除了泥页岩水化膨胀，通过井径曲线对比发现，超高密度油基钻井液体系能较好地稳定安集海河组地层井壁，H11井全井未发生任何工程复杂事故，大幅降低了钻探成本。H11井设计井深为4 980 m，实际钻至5 150 m耗时136 d，在井深增加170 m 情况下较设计工期142 d 缩短6 d。与老井相比，深度的加深1 000 m 工期缩短200 d以上（图4）。