低粘高切陽離子鉆井液在渤海油田大斜度大位移井的應(yīng)用

徐博韜，孫 鵬，陳忠華，王昌軍，王志龍，張 亞

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司，北京100010；2.長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023）

低粘高切陽離子鉆井液在渤海油田大斜度大位移井的應(yīng)用

徐博韜1，孫 鵬1，陳忠華1，王昌軍2，王志龍2，張 亞2

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司，北京100010；2.長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023）

針對(duì)渤海油田大斜度大位移井鉆井過程中由于巖屑床的存在而導(dǎo)致起鉆阻卡的問題，提出了采用低粘高切陽離子體系增加對(duì)巖屑床的沖刷以提高攜巖效果。通過對(duì)渤海油田常用聚合物的性能測試，選擇了用于流變性控制的聚合物，采用小分子量陽離子CPI適度控制體系的抑制性，實(shí)現(xiàn)了體系的平衡抑制和流變性的穩(wěn)定調(diào)控。現(xiàn)場測試結(jié)果表明，該體系的應(yīng)用大幅減輕了起下鉆過程中鉆具的阻卡，鉆井時(shí)效得到較大的提高。

低粘高切；陽離子體系；鉆井液流變性；平衡抑制性

渤海遼東灣油田鉆井作業(yè)的主要問題是起下鉆不暢，影響了建井周期，成為制約渤海油田再提速的重要瓶頸之一。鉆井過程中出現(xiàn)阻卡的井段主要在12 1／4″的井段。目前遼東灣地區(qū)大斜度大位移井的作業(yè)量大幅增加，為提高鉆井效率，針對(duì)大斜度大位移井軟泥巖地層，研制能夠滿足該區(qū)塊快速鉆井需要的鉆井液體系，是提高鉆井時(shí)效必須解決的問題之一。

在大斜度大位移井的鉆井過程中，由于巖屑床的存在，在攜巖效果不理想的情況下出現(xiàn)阻卡是難以避免的［1，2］。國內(nèi)外在大位移井施工中控制鉆井液流變性能常用的經(jīng)驗(yàn)做法是，控制低剪粘度（Φ3）讀值約等于以“in”計(jì)的井眼直徑。在大斜度井段特別是井斜角大于55°的井段，較高粘度的鉆井液會(huì)弱化井壁清洗效果。在臨界排量下如不考慮鉆具轉(zhuǎn)動(dòng)效應(yīng)，則粘度較低的鉆井液更易擾動(dòng)巖屑床，有利于井眼凈化。即在控制較低的表觀粘度的條件下，應(yīng)盡可能地提高鉆井液的動(dòng)切力和低剪粘度，以滿足巖屑的攜帶［3，4］。

1 低粘高切陽離子體系的室內(nèi)研究

渤海油田常用的鉆井液體系主要為PEM（KCl聚合物）及PEC（有機(jī)正電膠）體系。PEM的流變性能穩(wěn)定，但動(dòng)切力及低剪粘度較低；PEC體系的動(dòng)切力和低剪粘度雖然較高，但抑制性不足，后期流變性不易控制。

從提高攜巖效果出發(fā)，室內(nèi)研究主要針對(duì)傳統(tǒng)的PEC體系進(jìn)行了改進(jìn)。室內(nèi)通過對(duì)渤海油田常用聚合物的評(píng)價(jià)及抑制性的選擇，確定了陽離子體系的流型調(diào)節(jié)劑（增粘劑）和抑制劑。

1.1 流型調(diào)節(jié)劑（增粘劑）的選擇

就渤海油田常用的增粘劑在常規(guī)加量條件下對(duì)常用聚合物的流變性能及粘土對(duì)其性能的影響進(jìn)行了測試，結(jié)果見表1和表2。

表1 常用聚合物的流變性能Tab.1 The rheological properties of commonly used polymers

表2 粘土對(duì)流變性能的影響Tab.2 The influence of clay on the rheological properties

由表1、表2可知，在這些常用增粘劑中，采用XC及JHVIS作為增粘劑可以有效地提高聚合物溶液的低剪粘度。并且添加5%的粘土對(duì)聚合物溶液的流變性影響很小，可以作為增粘劑（或流型調(diào)節(jié)劑）。

1.2 抑制劑的選擇

實(shí)驗(yàn)用溶液以去離子水配制。滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)使用6～10目的露頭土，實(shí)驗(yàn)條件為60℃熱滾16 h。防膨?qū)嶒?yàn)使用標(biāo)準(zhǔn)土，溫度為30℃。對(duì)不同加量的無機(jī)鹽、小分子量陽離子CPI的抑制性進(jìn)行了測試，結(jié)果見表3。

表3 不同抑制劑的抑制性能／%Tab.3 The inhibition performance of different inhibitors／%

由表3可知，CPI是一種小分子量的陽離子聚合物，對(duì)于優(yōu)質(zhì)粘土的水化膨脹抑制性較弱，但對(duì)于泥巖露頭土的滾動(dòng)回收率卻有大幅度的提高，這表明：（1）CPI與其它類型的抑制劑相比，在機(jī)理上存在不同的特點(diǎn)；（2）CPI更易保持鉆屑的完整性，便于鉆屑的清除，并通過降低鉆屑的分散程度實(shí)現(xiàn)鉆井液性能的穩(wěn)定。

1.3 CPI與增粘劑的配伍性

通常無機(jī)鹽的加入在提高體系抑制性的同時(shí)，會(huì)對(duì)流變性能產(chǎn)生較大影響。因此，實(shí)驗(yàn)考察了CPI對(duì)聚合物溶液流變性能的影響，結(jié)果見表4。

表4 CPI對(duì)聚合物溶液流變性能的影響Tab.4 The influence of CPI on the rheological properties of polymer solution

由表4可知，在測試的CPI加量范圍內(nèi)，CPI對(duì)聚合物溶液的流變性能影響不大，XC及PFVIS高剪切粘度的特性也得到了很好的保持。

1.4 PEC與低粘高切陽離子體系的性能比較

低粘高切平衡抑制陽離子鉆井液體系基本組成為：海水搬土漿＋JHVIS（穩(wěn)流增粘劑）＋降濾失劑＋CPI（平衡抑制劑）＋LUBE（潤滑劑），根據(jù)需要加入封堵劑、防塌劑、加重材料。

在選定增粘劑和抑制劑的條件下，根據(jù)需要加入其它處理劑組成陽離子鉆井液體系，其組成為：3%海水搬土漿（或海水）＋0.25%Na2CO3＋0.6%JHVIS＋2%FLOCAT－H＋2.5%CPI＋1.0%UHIB－S（石灰石加重至1.2 g·cm－3）；渤海油田常用PEC體系組成為：3%海水搬土漿＋0.4%NaOH＋0.3%Na2CO3＋0.3%PAC－LV＋1.5%FLOCAT＋1.0%TEX＋1.0%LPF－H＋0.6%PLH＋1.5%JMH－YJ（石灰石加重至1.2 g·cm－3）。將兩者的流變性能進(jìn)行比較，結(jié)果見表5。

表5 不同鉆井液體系流變性能的比較（80℃熱滾16 h）Tab.5 The comparison of rheological properties of different drilling fluid systems（80℃ hot rolling 16 h）

由表5可知，與渤海油田傳統(tǒng)的PEC鉆井液體系相比，陽離子鉆井液體系表觀粘度較低，動(dòng)切力提高，特別是Φ6、Φ3的讀值大幅度提高，體系具有明顯的低粘高切的特點(diǎn)。

鑒于鉆井過程中鉆井液受到鉆屑侵污而影響到流變性能的穩(wěn)定性，測試了現(xiàn)場鉆屑對(duì)鉆井液體系性能的影響，結(jié)果見表6。

表6 鉆井液體系鉆屑侵污評(píng)價(jià)（80℃熱滾16 h）Tab.6 The evaluation of drilling cuttings pollution to drilling fluid system（80℃hot rolling 16 h）

由表6可知，與渤海油田常用的PEC鉆井液體系相比，陽離子鉆井液體系抗鉆屑侵污能力更強(qiáng)，且流變性能穩(wěn)定。

2 現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)

依據(jù)室內(nèi)研究結(jié)果，在現(xiàn)場進(jìn)行了10口井的陽離子鉆井液體系的實(shí)驗(yàn)。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，對(duì)體系配方進(jìn)行了小幅調(diào)整，其組成為：3%海水膨潤土漿＋0.2%NaOH＋0.3%Na2CO3＋0.4%PAC－LV＋0.3%XC－H＋1%～2%KCl（調(diào)節(jié)流變性）＋0.25%PLH ＋1%CPI（陽離子抑制劑）＋1.5%DYFT＋1.5%淀粉＋1.5%LUBE－S＋2%JLX。

2.1 低粘高切陽離子鉆井液體系的性能

現(xiàn)場某油田實(shí)驗(yàn)井12 1／4″井段的陽離子鉆井液體系的性能見表7。

表7陽離子鉆井液體系的現(xiàn)場應(yīng)用性能數(shù)據(jù)Tab.7 The performance of the cation drilling fluid system in field application

由表7可知，現(xiàn)場陽離子鉆井液體系流變性能得到很好控制。整個(gè)鉆井過程中，體系的搬土含量變化很小，流變性能穩(wěn)定，具有明顯的低粘高切的特性，API濾失量控制在5.0 m L左右。

2.2 對(duì)鉆井時(shí)效的改善

對(duì)傳統(tǒng)PEC及低粘高切陽離子鉆井液體系實(shí)驗(yàn)井的鉆井時(shí)效進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，見圖1。

圖1 各階段不同體系井的鉆井時(shí)效對(duì)比Fig.1 Drilling efficiency contrast of eachphase of the different systems

由圖1可知，PEC鉆井液體系平均每天進(jìn)尺為199.11 m·d－1，在平均井深提高的條件下陽離子鉆井液體系平均每天進(jìn)尺為233.87 m·d－1，鉆井時(shí)效提高17.45%，且鉆井液成本也略低于PEC體系。

3 結(jié)論

（1）針對(duì)渤海油田大斜度大位移井提出了采用低粘高切、平衡抑制的陽離子鉆井液體系解決鉆井過程中起下鉆復(fù)雜情況的技術(shù)思路。

（2）通過對(duì)現(xiàn)場常用PEC鉆井液體系的評(píng)價(jià)及流型調(diào)節(jié)劑的室內(nèi)研究，采用小分子量陽離子CPI對(duì)傳統(tǒng)PEC體系進(jìn)行改進(jìn)，實(shí)現(xiàn)了體系的平衡抑制性和流變性能的穩(wěn)定調(diào)控。

（3）現(xiàn)場測試結(jié)果表明，陽離子鉆井液體系的應(yīng)用大幅減輕了鉆井過程中鉆具的阻卡，鉆井時(shí)效提高17.45%。

［1］ 姜偉.渤海QK 1702油田大位移水平井完井液體系研究［J］.中國海上油氣（地質(zhì)），2003，17（2）：112－117.

［2］ 廖揚(yáng)強(qiáng)，余慶.大斜度井水平井井壁力學(xué)穩(wěn)定性技術(shù)現(xiàn)狀［J］.鉆采工藝，2003，26（3）：7－10.

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［4］ 陳世春，王樹超.超深水平井鉆井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2007，29（4）：6－9.

Application of A Cation Drilling Fluid with Low Viscosity and High Shear in the Highly Sloping and Highly Deviated Wells in Bohai Oilfield

XU Bo－tao1，SUN Peng1，CHEN Zhong－h(huán)ua1，WANG Chang－jun2，WANG Zhi－long2，ZHANG Ya2
（1.China Oilfield Services Limited，Beijing100010，China；
2.College of Chemistry and Environmental Engineering，Yangtze University，Jingzhou434023，China）

In this paper，according to the drill sticking during the drilling process because of the existence of the debris bed on the highly sloping and highly deviated wells in Bohai Oilfield，a cation system with low viscosity and high shear was made to increase the erosion of the debris bed in order to improve the efficiency of portability rock.Through the performance test for the polymers commonly used in Bohai Oilfield，a polymer was selected for rheology control，and the small molecular weight cation CPI was selected to control the inhibitory of system moderatly，so the balance inhibition of the system and its rheological could be stably controlled.The field test results showed that，the application of this system significantly reduced the drill sticking in the drilling process，and greatly improved the drilling prescription.

low viscosity and high shear；cation system；drilling fluid rheological characteristic；equilibrium inhibition

TE 254

A

1672－5425（2012）11－0076－04

10.3969／j.issn.1672－5425.2012.11.021