土库曼斯坦白垩系不稳定地层钻井液技术

2020-03-09邓仕奎李华坤向朝纲高利华

钻采工艺 2020年5期

邓仕奎，李华坤,2，陈鑫,2,3，向朝纲,2，高利华,2,3，王棋,2

(1中石油川庆钻探工程有限公司土库曼斯坦分公司 2中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 3低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

钻井液作为影响井眼稳定系统的重要可调变量，其性能优劣是决定钻井成功与否的关键[1]。土库曼斯坦阿姆河右岸东部山前构造地质结构复杂，钻井实践中存在长段水敏性和硬脆性泥岩、断层破碎带井壁失稳、大井眼井筒清洁等工程、地质、钻井液系列技术难题[2-4]。其中白垩系地层井壁失稳导致的阻卡、钻头泥包以及蹩钻等复杂突出，成为提速增效的主要瓶颈。本文开展了白垩系地层岩屑和地表露头岩石理化分析，以此作为治理井壁失稳理论依据，结合大井眼钻井水力学特征，进行钻井液工艺技术优化。

一、白垩系地层复杂统计与分析

对已钻四口井白垩系(500～2 300 m)大井眼(Ø444.5 mm)井段复杂类型及电测井径进行了分类统计,结果表明：①从复杂类型看，卡钻(上提遇卡和下钻遇阻)、泥包为主要钻井复杂；②从井径数据看，阻卡井段井眼呈缩径现象：中下部井段井径偏大，最大井径多分布于各层位不整合交界面位置，为薄弱垮塌严重井段；③从返出垮塌物来看，不稳定地层岩性主要为灰绿色泥岩、灰褐色硬脆性泥岩以及黑色破碎状的泥岩。

二、岩石理化性能实验

1. 矿物组分和扫描电镜分析

采用XRD对白垩系失稳井段岩屑进行矿物组分分析表明：①主要矿物成分为黏土矿物、石英和长石等脆性矿物以及白云石、方解石、石膏。地层层序从上到下K2sn→K2t→K2s→K1al随着井深增加，黏土矿物含量减少，石英类脆性矿物含量增加。其中K2sn层黏土矿物含量最高达44.36%，K2al脆性矿物含量最高达68.16%；②黏土矿物以伊利石(I)、绿泥石(C)、高岭石(K)、伊/蒙混层(I/S)为主，K1al和K2s井段缺失蒙脱石；③白垩系中下部地层石英和长石等脆性矿物含量高，相对含量介于47%～68%，属于脆性泥岩。

选用Quanta450型扫描电镜，在50倍分辨率下观察样品微观结构(图1)看出：K2sn层岩石呈现出弱胶结状态，且结构松散。K2t、K2s、K1al层岩石微裂缝、孔隙和层理发育，钻井液沿裂缝和微裂缝渗入黏土层面而导致岩石损伤是井壁失稳的主要原因。

图1 不同层位岩屑电镜照片

2. 泥页岩水化特征实验

采用线性膨胀和滚动回收试验测定岩屑水化膨胀和分散性能，并对其在清水浸泡后微观结构变化特征进行研究(实验条件：浸泡温度90℃，浸泡时间48 h)。实验结果表明：清水介质中上部地层岩样线膨胀率>10%，滚动回收率<50%，属于易水化膨胀和分散地层；中下部岩样线性膨胀率<4%，滚动回收率>80%，属于弱膨胀、弱分散性地层。结合图2可以看出：上部地层浸泡24 h岩样晶格间距增大，页岩表面孔洞明显增多；中下地层存在微裂缝和孔隙及层理，浸泡过程中水沿着裂缝形成自吸效应，裂缝明显变宽变深，岩石强度降低，坍塌压力增加[5-7]。

图2 岩样浸泡前后电镜照片

三、钻井液工艺技术优化

1. 钻井液体系优化

1.1 钻井液抑制性能优化

对于易分散水化膨胀的强水敏地层，钻井液抑制性能是关键。提高钻井液对地层的水化抑制能力实质是通过钻井液处理剂提高钻井液抑制黏土渗透水化、包被和絮凝能力[8]。原体系利用两性离子包被剂、流型调节剂和两性离子降黏剂复配使用。实践表明其不能完全满足长裸眼泥岩段优快钻井工程要求。原配方A为：3%膨润土浆+ 0.15%NaOH+0.8%聚阴离子纤维素+0.5%两性离子包被剂+0.5%阳离子聚丙烯酰胺絮凝剂+0.3%流型调节剂+重晶石。

抑制剂优选评价试验结果表明：原体系中引入聚胺抑制剂JAY、有机钾盐和氯化钾后，滚动回收率由85.1%提高至97.5%，线性膨胀率由16.4%降低至3.6%，岩石抗压强度降低率由37.3%降低至7.1%。原配方A+5%氯化钾+10%有机钾盐+1.2%JAY,优化后大幅度提高了抑制泥页岩水化膨胀、分散，维持岩石强度的性能。

1.2 钻井液封堵性能优化

针对破碎性、硬脆性地层，液相的进入和压力传递是导致此类泥页岩地层发生井壁失稳的主要诱因，有效封堵是井壁稳定的关键[9-10]。优化钻井液封堵性能思路基于裂隙尺寸的架桥颗粒优选、地层温度下软化变形粒子优选以及疏水颗粒阻隔毛细管吸力“多元协同”。

图3 封堵微裂缝实验结果(缝宽：20 μm)

实验结果(图3)看出：原钻井液体系在90℃、3.5 MPa条件下对微裂缝和孔隙性泥页岩地层封堵效果不佳，初始滤失量大，且累计滤失量增加速度快，累计滤失量(30 min)>18 mL，说明未能形成致密封堵层。原体系中添加3%低软化点粒子+1%微米纤维后，可降低累计滤失量(30 min)<12 mL，快速形成“零”滤失层，短时间到达累计滤失量峰值。结合封堵层宏观微观结构看出(图4)：在一定温度和压力下软化粒子发生形变，其封堵性不受孔隙尺寸限制，与黏土颗粒、纤维以及石蜡、聚合醇等形成颗粒团簇一起被挤入到裂缝中去形成封堵带；同时软化变形粒子可以进一步压缩变形封堵填充渗流通道，使其变得更加致密而大幅降低滤失量达到理想封堵效果。

图4 缝板和滤纸封堵照片

优化后钻井液配方：3%膨润土+0.15%NaOH+0.2%两性离子包被剂+ 0.8%羧甲基纤维素+0.3%流型调节剂+3%降滤失剂改性沥青粉+2%乳化石蜡+2%聚合醇+3%超细钙(D50≤5 μm)+1.0%微米纤维+5%氯化钾+重晶石。

1.3 钻井液流变参数优化

钻井液流变性参数的优化设计与合理调控对井壁稳定、井眼清洁以及水力马达利用具有重要意义。基于平板型层流携岩理论和井壁稳定对环空流态的要求，采用水力参数计算软件，在预定的井眼结构、钻具尺寸、排量等条件限制下，计算不同流变参数对井眼净化效率的影响，计算结果见表1。

表1 临界返速、流型、携岩效率以及总压耗理论计算数据

理论计算表明：动塑比和低转速下黏度值与临界环空返速、携岩效率以及循环总压耗成正比。当动塑比<0.1，在一定排量和环空尺寸下，环空临界返速大于实际环空流速，此时环空流型为紊流，携岩效率低于50%；当动塑比在0.4～0.5之间，环空流型为层流，携岩效率高于89%;但随动塑比增加，循环压耗相应增大，动力负荷加重水力利用率降低。

对于下部破碎性地层层流有利于井壁稳定；控制高的低转速黏度值，可降低垮塌物下沉引起的卡钻风险；钻井液流变性控制适宜范围：动塑比0.4～0.5,3 r/min低转速读值>3。对于上部易水化地层，提高水力喷射效率加之利用紊流对虚厚滤饼的有效冲刷，再配合较低钻井液流变参数和稠浆高效携岩技术实现快速钻进。

2. 纤维重稠浆高效携岩技术

不规则大井眼和环空返速低可导致井筒清洁困难起下钻频繁遇阻。环空返速一定情况下，提高携砂效率途径有：①使用高密度携砂流体；②增加环空流体动塑比、提高流核尺寸，使环空流体流型为平板型层流;③针对大颗粒岩屑、泥团或垮塌物，利用纤维类携岩剂在流体中形成的网状结构托举固相颗粒和纤维簇刮扫井壁虚厚小滤饼，改善井壁状况提高携带效率。土库曼白垩系Ø444.5 mm失稳井段实际钻井液密度1.35～1.40 g/cm3，设计重稠浆密度为1.8～2.0 g/cm3，漏斗黏度≥90 s，动塑比>0.4；网状柔性纤维浓度0.2%～0.3%，形成了一套易垮塌地层大井眼纤维重稠浆高效携岩技术，解决了井筒清洁起下钻阻卡问题。

四、现场应用效果

优化后的钾胺基有机盐强封堵钻井液体系，配合纤维重稠浆高效携砂技术，在土库曼X1井和X2井2口井现场试验结果表明：该体系有效解决了复杂地质条件下的泥页岩井壁失稳难题，减少了井下复杂时间、提高了机械钻速。与邻井使用优化前钻井液体系相比(见表2)，划眼复杂事故率降低80%以上，钻井液密度降低0.05～0.10 g/cm3，平均钻井周期缩短21%，平均钻速提高34%，平均井径扩大率降低63%达到6%以下。