新頁(yè)HF-2井四開小井眼高密度油基鉆井液技術(shù)

楊 飛 彭商平 于志綱 王光平 熊 俊

（四川仁智油田技術(shù)服務(wù)股份有限公司，四川綿陽(yáng) 621000）

新頁(yè)HF-2井是川西第1口頁(yè)巖氣水平井小井眼探井，完鉆井深4 102 m，鉆井液體系的選擇和井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)均處于探索階段，還沒有可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。該井用水基鉆井液鉆至3 290 m進(jìn)入水平段，為了確保水平段的安全快速鉆進(jìn)，鉆井液體系替換為油基鉆井液［1］。由于井眼?。?52.4 mm），在水平段鉆井過程中出現(xiàn)了排量低、定向儀器無法正常工作的問題，影響了正常鉆進(jìn)?，F(xiàn)場(chǎng)優(yōu)化鉆井液流變參數(shù)及鉆具組合后，基本維持了定向儀器的正常工作，保障了該井水平段順利鉆進(jìn)，對(duì)今后小井眼頁(yè)巖水平井中使用高密度油基鉆井液施工具有一定的參考意義。

1 新頁(yè)HF-2井水平段鉆進(jìn)面臨的主要問題

1.1 鉆具優(yōu)化空間窄

新頁(yè)HF-2井和新頁(yè)HF-1井是處于同一區(qū)塊的頁(yè)巖氣水平井，井深基本相同，四開鉆進(jìn)水平段。新頁(yè)HF-1井四開使用?215.9 mm鉆頭+?127 mm鉆桿鉆進(jìn)3 281～4 077 m，?139.7 套管下深4 039.46 m。新頁(yè)HF-2井原設(shè)計(jì)四開使用?165.1 mm鉆頭鉆進(jìn)3 290～4 102 m，使用的鉆桿尺寸主要為?101.6 mm，裸眼完鉆；鉆具優(yōu)化后使用?152.4 mm鉆頭，鉆桿主要為?88.9 mm。由于井眼太小，鉆具優(yōu)化空間比較窄。

1.2 定向儀器無法正常工作

新頁(yè)HF-1井四開水平段使用油基鉆井液正常鉆進(jìn)過程中，泵壓 21.8～25.3 MPa，排量 25.14～34.67 L/s，定向儀器一直保持正常的工作狀態(tài)。新頁(yè)HF-2井水平段也使用油基鉆井液，在鉆具和鉆井液流變性沒有優(yōu)化的情況下泵壓27～29 MPa，排量8～9 L/s，較新頁(yè)HF-1井排量明顯降低，泵壓偏高。而定向儀器正常工作時(shí)要求的排量應(yīng)不低于9 L/s，因此在鉆井過程中定向儀器沒有信號(hào)，無法正常鉆進(jìn)。

1.3 鉆井液密度高，黏度優(yōu)化困難

新場(chǎng)氣田須五頁(yè)巖地層壓力高，使用的油基鉆井液密度高達(dá)2.15 g/cm3以上，油基鉆井液中固相含量較高，塑性黏度一般都在60～80 mPa·s，為了配合小井眼鉆井施工，需進(jìn)一步降低黏度。此外，配制的重漿密度達(dá)到2.43 g/cm3，起鉆時(shí)需要打重漿防止井口噴漿，重漿的混入給油基鉆井液的流變性控制帶來了較大的難度。

2 施工現(xiàn)場(chǎng)采取的具體措施

為了進(jìn)一步提高排量，降低泵壓，在現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)，采用了降低鉆井液黏度和更換鉆具同時(shí)進(jìn)行的方法解決此問題［2］。

2.1 鉆井液流變性能優(yōu)化

新頁(yè)HF-2井四開重復(fù)使用了新頁(yè)HF-1井完井的油基鉆井液。為了確保順利鉆進(jìn)，對(duì)新頁(yè)HF-1井的油基鉆井液性能進(jìn)行調(diào)整［3］。新頁(yè)HF-2井的四開開鉆鉆井液密度要求2.15 g/cm3，現(xiàn)場(chǎng)對(duì)重復(fù)利用的油基鉆井液進(jìn)行降密度處理。油基鉆井液配方為柴油+鹽水（CaCl2含量32%）+1.2%VG-PLUS+2%CaO+3%封堵劑+2%主乳化劑ONEMUL+1%輔乳化劑VERSAMUL+2%潤(rùn)濕劑VERSACOAT+1.5%高溫降濾失劑VERSATROL+1%降濾失劑ECOTROL+重晶石。首先加入5%柴油降低參與循環(huán)的油基鉆井液密度，調(diào)整前后性能見表1。

表1 新頁(yè)HF-2井井漿調(diào)整前后性能

由表1可看出，密度滿足現(xiàn)場(chǎng)要求，油水比增加，黏度降低。但隨著進(jìn)尺的增加，黏度仍然偏高。提取新頁(yè)HF-2井3 424 m處鉆井液進(jìn)行降黏實(shí)驗(yàn)，考慮黏度降低的同時(shí)防止重晶石的沉降，同時(shí)在配方中加入了適量的潤(rùn)濕劑VERSACOAT和提切劑VERSAMOD［4］，實(shí)驗(yàn)配方及性能如表 2 所示。

表2 鉆井液性能測(cè)定數(shù)據(jù)

從表2可以看出，通過使用先加柴油、潤(rùn)濕劑和提切劑，然后加入重晶石保持鉆井液密度，進(jìn)而提高油水比、降低處理劑含量的方法，將塑性黏度由81 mPa·s降至51 mPa·s，滿足了現(xiàn)場(chǎng)施工需要。同時(shí)從第2次降黏實(shí)驗(yàn)也可以看出，在密度2.15 g/cm3的條件下，塑性黏度保持在50 mPa·s左右比較合理，如果繼續(xù)降低塑性黏度，動(dòng)切力降低，鉆井液高溫靜置后上下密度差均大于0.05 g/cm3，井漿已經(jīng)達(dá)到了很低的黏度，進(jìn)一步處理的空間很小，且存在較大重晶石沉降風(fēng)險(xiǎn)。后期油基鉆井液的維護(hù)主要在循環(huán)罐上緩慢加入柴油，以控制油水比，同時(shí)補(bǔ)充少量VERSAMOD和ONEMUL，以保證鉆井液的穩(wěn)定性。通過優(yōu)化確定新頁(yè)HF-2井油基鉆井液配方為：柴油與氯化鈣含量32%水溶液構(gòu)建油水比94∶6基液+1%VG-PLUS+2.9%CaO+1%提切劑VERSAMOD+3%潤(rùn)濕劑VERSACOAT+3%主乳化劑ONEMUL+1.5%輔乳化劑VERSAMUL+1.5%高溫降濾失劑VERSATROL+1%降濾失劑ECOTROL+3%封堵劑+重晶石。

2.2 鉆具優(yōu)化

在油基鉆井液塑性黏度達(dá)到52 mPa·s時(shí)，泵壓和排量實(shí)際變化的幅度較小。采用水力學(xué)模擬計(jì)算軟件進(jìn)行了模擬［5］，假定 PV 降至 45 mPa·s，維持目前鉆具狀況，模擬結(jié)果壓耗為28 MPa，完鉆時(shí)泵壓會(huì)超過30 MPa，以此性能無法打到設(shè)計(jì)完鉆井深。如果將上部鉆桿換為?101.6 mm，同時(shí)更換節(jié)箍，壓耗降到25.8 MPa，打到4 100 m時(shí)壓力為28 MPa，以此性能打到設(shè)計(jì)井深可能性較大。井深 3 312 m更換了鉆具，更換前鉆具組合為：?165.1 mm鉆頭+螺桿+回壓閥+無磁懸掛+?88.9 mm鉆桿24柱+?88.9 mm加重鉆桿11柱+震擊器+?88.9 mm加重鉆桿2柱+旁通閥+?88.9 mm鉆桿；更換后鉆具組合為?152.4 mmPDC鉆頭+?120 mm螺桿+回壓閥+無磁懸掛+?120 mm無磁加重+?88.9 mm鉆桿43柱+?88.9 mm加重鉆桿5柱+震擊器+變扣接頭+?101.6 mm加重鉆桿10柱+?101.6 mm鉆桿75柱。

鉆具方面主要將鉆頭由?165.1 mm換成了?152.4 mm PDC鉆頭，部分鉆桿由?88.9 mm換成了?101.6 mm，部分加重鉆桿由?88.9 mm換成了?101.6 mm。

3 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

3.1 鉆井液流變性

新頁(yè)HF-2井水平段油基鉆井液的塑性黏度變化情況見圖1，可以看出，優(yōu)化后的鉆井液塑性黏度基本保持在50 mPa·s左右，有利于降低泵壓，加之優(yōu)化鉆具措施后，排量保持在9～11 L/s，保證了定向儀器的正常工作。

圖1 新頁(yè)HF-2井水平段油基鉆井液塑性黏度變化曲線和排量曲線

3.2 井斜角

通過優(yōu)化鉆井液流變性和替換鉆具，排量達(dá)到10 L/s左右，滿足了定向儀器正常工作的需要，井斜角維持在86.9～91.40°，基本達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。

3.3 機(jī)械鉆速

井深3 290～3 293 m為掃水泥塞后試地層破裂壓力鉆進(jìn)3 m，平均機(jī)械轉(zhuǎn)速為0.6 m/h，替換成油基鉆井液后其機(jī)械鉆速明顯加快，平均機(jī)械鉆速達(dá)到1.50 m/h。使用油基鉆井液后期機(jī)械鉆速降低，這是因?yàn)殡S著井深的增加，排量減小，泵壓增加。

4 結(jié)論

（1）頁(yè)巖氣水平井?152.4 mm井眼使用高密度的油基鉆井液時(shí)，存在鉆具及鉆井液黏切優(yōu)化空間窄、排量難以提高、不利于定向儀器的正常工作等問題。

（2）新頁(yè)HF-2井現(xiàn)場(chǎng)通過優(yōu)化鉆具結(jié)構(gòu)和降低鉆井液黏度的措施，降低了泵壓，提高了排量，基本保證了定向儀器的正常工作；隨著井深增加，泵壓增大，排量有減小趨勢(shì)，給正常鉆進(jìn)帶來較大風(fēng)險(xiǎn)。

（3）根據(jù)水力學(xué)模擬計(jì)算軟件的模擬情況來看，鉆具對(duì)泵排量、壓力的影響遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于鉆井液流變參數(shù)的影響，小井眼中鉆具優(yōu)化較為困難，因此建議在該地區(qū)不要采用這種井身結(jié)構(gòu)。

［1］ 王中華.國(guó)內(nèi)外油基鉆井液研究與應(yīng)用進(jìn)展［J］.斷塊油氣田，2011，18（4）：533-537.

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［3］ 王中華.國(guó)外超高溫高密度鉆井液技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢(shì)［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（2）：1-7.

［4］ 馮萍，邱正松，曹杰，等.國(guó)外油基鉆井液提切劑的研究與應(yīng)用進(jìn)展［J］.鉆井液與完井液，2012，29（5）：84-88.

［5］ 趙勝英，鄢捷年，舒勇，等.油基鉆井液高溫高壓流變參數(shù)預(yù)測(cè)模型［J］.石油學(xué)報(bào)，2009，30（4）：603-606.

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