無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區塊的應用

姚磊

(中海油田服務股份有限公司油田化學事業部，廣東 深圳 518067)

程曉寧

無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區塊的應用

姚磊

(中海油田服務股份有限公司油田化學事業部，廣東 深圳 518067)

程曉寧

(中石油川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術作業公司，陜西 西安 710000 )

[摘要]無黏土相鉆井液體系在陸地鉆井中應用已經較為廣泛，技術相對較為成熟。無黏土相鉆井液體系具備低密度固相含量低、流變性調節范圍大、利于提高機械鉆速等特點，多用作鉆開液。針對南海番禺35-2區塊1井的地層特點，選擇使用無黏土相聚合物鉆井液，從技術難點入手，在室內配方研究的基礎上，結合現場鉆井液處理措施，成功解決了番禺35-2區塊1井311.15m井段容易出現泥巖水化造漿、攜砂困難、珠江組中段泥巖容易垮塌等問題，保證起下鉆過程順利，套管順利下到位。

[關鍵詞]無黏土相；聚合物鉆井液；動塑比；南海；應用

無黏土鉆井液體系是根據屏蔽暫堵理論，選用粒度適合目的層空隙大小的CaCO3為暫堵劑和加重劑，改性淀粉為變型粒子和降失水劑，并選用優質的生物聚合物作為提黏提切劑、適需要而定的pH值調節劑、潤滑劑組成，整個體系屬于環保型鉆井液體系[1]。無黏土相鉆井液體系在陸地鉆井中應用已經較為廣泛，技術相對較為成熟。無黏土相鉆井液體系包括無黏土相聚合物鉆井液、無黏土相正電膠鉆井液、無黏土相鹽水鉆井液和PRD(無固相弱凝劑)體系，均具備低密度固相含量低、流變性調節范圍大、利于提高機械鉆速、保護儲層等特點，該體系一般多用作鉆開液[2]。

中海油繼番禺30-1大氣田開發之后，著手針對番禺35-2區塊開發天然氣，番禺35-2區塊氣藏埋藏較深，垂深超過3500m，作業水深最大近400m，以水下井口的方式開發。該區塊作業風險大，主要表現在裸眼段長井斜大導致攜砂困難、井壁容易失穩等方面。為了滿足鉆井需求，在南海東部常用的PLUS/KCl(PLUS為聚合物鉀鹽鉆井液體系)體系基礎上通過改良，不加入預水化膨潤土漿和聚陰離子纖維素，引進交聯淀粉，提高黃原膠XC的加量，形成了一套無黏土相聚合物鉆井液體系。下面，筆者介紹無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區塊的具體應用。

1室內評價

1.1與常規PLUS/KCl體系性能對比

南海東部常用PLUS/KCl體系基礎配方為：2%海水膨潤土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.5%聚陰離子纖維素+3%復合型成膜封堵劑+5%KCl+0.3%PLUS+0.15%黃原膠(XC)。

無黏土相聚合物鉆井液體系基礎配方為：海水+0.3%燒堿+0.2%純堿+1.5%交聯淀粉+3%復合型成膜封堵劑+5%KCl+0.3%PLUS+0.15%XC。

在常規鉆井液處理劑相同加量下，熱滾100℃×16h后，2種鉆井液體系基礎配方性能對比如表1所示。與PLUS/KCl鉆井液體系相比，無黏土相聚合物鉆井液具有塑性黏度低、動塑比高等優越的流變性特點。由于無黏土相聚合物鉆井液體系沒有使用優質膨潤土，在同等復合型成膜封堵劑加量下，常溫常壓失水要大，實際應用中可以提高復合型成膜封堵劑的加量來降低失水。

表1　2種鉆井液基礎配方性能對比

注：ρ為密度；AV為表觀黏度；PV為塑性黏度；YP為動切力；Φ6、Φ3分別為六速旋轉黏度計6、3r/min讀數；FLAPI為API濾失量。

1.2不同XC加量對流變性能的影響

在無黏土相聚合物體系的基礎配方上，通過調整XC的加量，測得流變性的變化趨勢(見圖1、圖2)。隨著XC的加量增加，無黏土相聚合物鉆井液體系的動切力的增長趨勢明顯大于塑性黏度的增長趨勢，直觀表現在動塑比逐漸增大。

圖1　AV、PV、YP隨XC加量變化趨勢　　　　　　　　　　　　圖2　動塑比、Φ6、Φ3隨XC加量變化趨勢

1.3抗巖屑污染能力評價

取番禺35-2區塊現場韓江組下部泥巖巖屑烘干樣，粉碎后過80目篩，過篩后巖屑粉末加入基漿，熱滾100℃×16h后，測得無黏土相聚合物鉆井液性能變化如表2所示。

表2　抗巖屑污染能力評價

從表2可以看出，無黏土相聚合物鉆井液受巖屑污染的影響較大，主要表現在塑性黏度增長趨勢較大，但在3%巖屑侵污以內，動塑比仍然可高于0.8，流變性可控。在一定的泥巖巖屑侵污下，觸變能力增強，失水也有降低的趨勢，主要原因是黏土顆粒參與了空間網狀結構的形成。

1.4潤滑性室內評價

表3　潤滑性系數

用Fann EP212型極壓潤滑儀對無黏土相聚合物鉆井液基漿以及不同潤滑劑加量下的鉆井液進行潤滑性評價。基漿配方如下：海水+0.3%燒堿+0.2%純堿+1.5%交聯淀粉+3%復合型成膜封堵劑+5%KCl+0.3%PLUS+0.3%XC。

基漿經100℃×16h熱滾后，測得其潤滑性系數；分別在基漿中加入3%和4%綠色環保潤滑劑，測得其潤滑性系數(見表3)。

從表3可以看出，加入3%和4%綠色環保潤滑劑可以使無黏土相聚合物鉆井液體系的潤滑性系數分別降低29.4%和35.3%，加入4%綠色環保潤滑劑后潤滑性系數僅為0.11。與常規水基鉆井液潤滑系數0.15～0.25相比[3]，無黏土相聚合物鉆井液表現出其優越性。

2應用

番禺35-2區塊1井設計垂深3689m，完鉆斜深4732m。一開用海水/膨潤土漿、?660.4牙輪鉆頭+?914.4mm擴眼器鉆至井深330m，下入?762mm導管至井深329.9m；二開用海水/膨潤土漿、?444.5mm鉆頭鉆至井深1105m，下入?339.725mm套管至1099m；三開使用無黏土相聚合物鉆井液體系、?311.15mm鉆頭鉆至4116m(井斜87°著陸)，下入?244.475mm技術套管至井深4110m；四開水平段使用PRD鉆井液體系、?215.9mm鉆頭鉆至4732m完鉆。

2.1作業難點

1)番禺35-2區塊1井311.15mm井段鉆遇大套灰色泥巖，韓江組泥巖成巖性差，泥巖容易水化造漿；

2)該井311.15mm井段裸眼段長3000m以上，井斜大，攜砂困難，容易形成巖屑床；

3)鉆進扭矩高；

4)珠江組中段泥巖(垂直深度3250～3400m)容易垮塌，造成起下鉆阻卡、套管下不到位等復雜情況出現。

2.2現場處理措施

1)在室內評價的配方基礎上，提高包被劑PLUS的濃度至0.5%；提高復合型成膜封堵劑的濃度至5%，改善泥餅質量，降低體系的失水至4.4ml；KCl的加量提高到8%，能有效地包被抑制韓江組泥巖。

2)在室內評價的配方基礎上，逐步提高黃原膠XC的加量至0.4%～0.5%，動塑比最高達0.94，Ф6轉值15，Ф3轉值11，利用平板型層流以及高的低剪切速率下的黏度使井眼清潔度達90%，分井段鉆井液流變性能如表4所示。

表4　分井段.鉆井液流變性能

表4中把?311.15mm井段分為4段，前3段由于井斜小，對鉆井液流變性能要求低，即可滿足現場的攜砂需求；在15°井斜穩斜段后期，逐步提高動塑比至0.89左右，提Φ6/Φ3至13/10；3200～4116m連續從15°增斜至87°著陸，為滿足井眼清潔的需要，提高動塑比至0.94左右，提Φ6/Φ3至15/11；在鉆進至井斜為40～87°井段，間歇性泵稀塞，利用紊流原理輔助攜砂效果很好。

3)無黏土相聚合物鉆井液體系良好的包被抑制性降低了劣質固相進入鉆井液中，利用好現場的固控設備，短起下鉆過程中排放沉砂池，補充新漿，嚴格控制低密度固相含量和含砂量，在保持了良好的流變性的同時降低了摩阻；現場潤滑劑加量為4%，實際鉆進過程中的最大扭矩29klb·ft，鉆井過程順利。

4)針對珠江組中段泥巖容易垮塌，在鉆入該地層前，密度由1.35g/cm3逐步提至1.42g/cm3，平衡地層壓力；同時利用復合型成膜劑的成膜效應封堵泥巖微裂縫，降低失水至2.8ml，有效地預防井壁失穩。在該井段完鉆之前，再次提高鉆井液密度至循環時井底ECD(當量循環密度)值1.47g/cm3，防止在短起下鉆過程中出現井壁失穩，最終使套管順利下到位。

2.3現場應用評價

無黏土相聚合物鉆井液體系在該井非產層段成功應用表明，無黏土聚合物鉆井液密度在1.07～1.5g/cm3范圍內能保持好良好的流變性，動塑比高，利于井眼清潔。在多次調整井斜、裸眼進尺長的情況下，短起下鉆過程中仍都較順利。無黏土相聚合物鉆井液體系包被抑制性強，劣質固相低，有利于改善泥餅質量，降低摩阻。

3結論

1)與常規PLUS/KCl鉆井液體系相比，無黏土相聚合物鉆井液具有塑性黏度低、動塑比高等優越的流變性特點，可操作性強，能滿足海上大斜度井或水平井的攜砂要求。

2)無黏土相聚合物鉆井液體系抗巖屑污染能力較弱，為了保持良好的流變性能，現場需要加強固相控制，使鉆井液中的有害固相侵入量控制在3%范圍內。

3)無黏土相聚合物鉆井液體系具有良好的潤滑性，有利于長裸眼段鉆進和起下鉆摩阻的控制。

4)實際應用表明，無黏土相聚合物鉆井液體系用于非儲層段鉆進也突顯其優越性，對海上鉆井技術來說是一次革新。

[參考文獻]

[1]金祥哲，陳在君，楊斌.無黏土鉆井液體系優化及在靖平09-14井的應用[A].第十屆石油鉆井院所長會議論文集[C].北京：石油工業出版社，2010：281～284.

[2] 楊鵬.抗高溫無黏土相鉆井液研究[D].北京：中國石油大學，2011.

[3] 沈偉.大位移井鉆井液潤滑性研究的現狀與思考[J].石油鉆探技術，2012，29(1)：26～28.

[編輯]辛長靜

[引著格式]姚磊，程曉寧.無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區塊的應用[J].長江大學學報(自科版)，2015,12(16)：14~17.

11 Research of Pressure Reducing and Augmented Injection Agent Used in Low Permeability Reservoirs

Lu Xiaobing, Yao Bin,Song Zhaojie,Sui Lei(ResearchInstituteofOilandGasTechnology,ChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Xi’an710018)

Abstract：In Chang4+5 and Chang 6 Reservoirs of Block Geng 83 of Jiyuan Oilfield, due to the low permeability, small porosity throat, overpressure and underbalanced injection resulted in water flooding process in some of the wells, serious influence is induced to the oilfield production.The stimulation measures of mud acid and multi-hydrogen acid are used and proper effect of augmented injection and pressure reduction is obtained.But the problems of short effective period and low efficiency exist in some of the wells.In consideration of the situation, a pressure reduction and augmented injection agent with function of erosion,scaling inhibition and dispersing and clay stabilizing is chosen and evaluated in laboratory, and it is used for field testing.The results indicate that it is erosive，scaling inhibition and dispersing and clay stabilizing and it has also better wettability and demulsification performance with obvious effect of pressure reduction and augmented injection, it provides a new way for solving the problem of high pressure and underbalanced water injection in low permeability reservoirs.

Key words:low permeability reservoir；pressure reduction and augmented injection; performance evaluation

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)16-0014-04

[中圖分類號]TE254.3