葡淺12-平1特淺稠油水平井鉆井液技術

毛立豐　鄒大鵬　陳　賡　李　洋（.大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶　6343；.大慶鉆探工程公司地質錄井一分公司解釋評價中心，黑龍江大慶　634）

葡淺12-平1特淺稠油水平井鉆井液技術

毛立豐1鄒大鵬1陳賡1李洋2
（1.大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶163413；2.大慶鉆探工程公司地質錄井一分公司解釋評價中心，黑龍江大慶163411）

大慶油田首口稠油水平井—葡淺12-平1井位于黑帝廟油田葡淺12區塊，區內農田、魚塘、草場密布，施工目的是開發地面條件受限而難以動用的儲量。該井鉆井技術難點包括：一開表層?311 mm井眼造斜點淺，開鉆20 m即開始造斜，造斜鉆遇高滲易漏的流砂層60 m；二開造斜段地層造漿性強，低排量下高鉆速、高造斜率與巖屑攜帶矛盾突出，沉砂卡鉆風險高；三開HI2-3層段稠油埋深淺，主力油層砂巖膠結疏松，井眼力學不穩定；施工存在塌、漏、涌同層風險；為便于油層識別與解釋，水平段不允許混油。為此，根據室內實驗和井身結構為三開確定了3套鉆井液體系，現場應用中鉆井液流變性合理、潤滑防卡防塌能力強，易于發現油氣顯示，滿足該井施工需要。

大慶油田；表層造斜；稠油水平井；水基鉆井液；防塌；防卡

葡淺12區塊為典型稠油油藏，原油平均黏度3 306.2 mPa·s。葡淺12-平1井是該區葡萄花構造上的一口稠油熱采水平井，目的層為HI2-3，主力油層砂巖膠結疏松，基本未成巖，熱采后儲層含水率高，易垮塌；泥巖水敏性強［1］，軸向應力釋放顯著，易發生蠕變縮徑?；谠搮^塊地質特點、井身結構、水平井施工及完井要求，有針對性地采用了3套鉆井液體系。

1　鉆井液技術難點

（1）該井開鉆20 m開始造斜，鉆遇上部軟泥巖及流砂層，該段地層成巖性差，易發生井塌、井漏事故，需解決表層低排量造斜難題。

（2）該井無直井段，地層可鉆性強、鉆速快，環空鉆屑濃度高，大斜度井段攜巖［2］和凈化困難，易形成巖屑床引發阻卡。

（3）嫩江組水敏性強，鉆進時易出水、垮塌、縮徑及泥包［3-7］引發的連鎖復雜，要求鉆井液性能可調范圍大。

（4）二開井眼尺寸為228.6 mm，造斜至靶點A井深，下?177.8 mm套管，環空間隙僅為25.4 mm，下入套管懸重小，相對浮力較大；三開完鉆使用熱力補償器+篩管完井，中途不能循環及劃眼，易發生黏附卡鉆事故。

（5）HI組儲層屬于為濱湖砂壩沉積，連通性好，平均有效孔隙度0.368，平均含油飽和度0.687［3］。主力油層砂巖膠結疏松，基本未成巖，而未含油層位則膠結較為致密；鉆遇夾層多，需注意預防井漏井塌、油氣水侵等復雜發生。

2　施工對策

2.1井身結構優化

為了降低施工風險優化井身結構，該井設計成3開次鉆井：一開提前造斜，緩解二開造斜壓力，考慮井壁穩定及三開水平段施工安全；二開技術套管下至著陸窗口，規避造斜段裸眼井段過長造成的施工風險；三開施工小井眼，利于儲層保護。井身結構見表1。

表1　井身結構

2.2鉆井液體系設計

根據葡淺12區塊正斷層巖性和高孔高滲稠油油藏特點及水平井鉆井施工防漏、防塌、防卡、便于解釋油層、完井作業要求，設計出3套鉆井液體系，即一開0～127 m井段為高黏膨潤土漿，二開127～368m井段為低固相聚合物鉆井液，三開368～610 m井段為低固相鹽水聚合物鉆井液，針對各開次地層特點和工程要求，對應調整了各段鉆井液性能參數（表2）。

表2　葡淺12-平1井鉆井液體系設計

2.3施工工藝優化

一開針對第四系、第三系泰康組流沙層成巖性差、膠結疏松易坍塌、易形成不規則井眼、造斜率低等特點，應適當降低排量，強化機械破巖，故采用低排量、高轉速參數施工；二開造斜鉆速快，環空巖屑相對濃度高［8］，將排量提至34 L/s，配合轉盤轉動和短起下鉆來破壞巖屑床，保證井眼清潔［9］；三開小井眼具有管內壓耗大，易憋壓蹩鉆、巖屑上返困難等特點，保證環空返速的前提下，采用適當降低排量和提高轉數的方法來實現巖屑高效運移。具體參數見表3。

表3　水力參數

一開施工井段地表疏松，造斜點井深為20 m，由于巖性疏松易坍塌，采用1.75°螺桿造斜困難，因此采取增大牙輪鉆頭水眼直徑、降低排量、鉆進期間不劃眼、一開一趟鉆等措施施工；二開為保證高造斜率和井眼清潔，采取使用牙輪造斜、每鉆進100 m短起下1次、“兩劃一沖”劃眼、嚴禁靜止循環、適當提高鉆井液密度等措施施工；三開油層鉆進穩斜困難，拖壓較大，易憋壓蹩鉆，現場使用六翼PDC鉆頭，適當降低鉆井液黏切值，按進尺按時間短起下施工。通過以上措施的合理應用，較好地保證了本井施工安全。

3　現場施工

3.1一開造斜段（0～127 m，井眼直徑311.2 mm）

采用高造漿率膨潤土配制高黏膨潤土漿85 m3，預水化48 h，添加0.2%高黏派克和0.2%強包被劑膠液提高鉆井液液相黏度，一開鉆進以補充膨潤土漿和膠液為主，井深20 m開始造斜，漏斗黏度保持在80～110 s，密度1.10～1.15 g/cm3。為盡量降低高滲砂層漏失量，控制泥巖水化膨脹，現場采取保持鉆井液低剪切速率下高黏高切流態，增大鉆頭水眼尺寸，適當提高排量（排量由16 L/s升至18～20 L/s），穩定鉆壓20 kN以內，控制鉆速，順利鉆穿60 m流砂層，將一開滲漏量控制在4 m3左右。一開造斜率最高達8.66 （°）/25 m，一完井斜17.45°，比設計提前0.75°，一完后提高排量充分洗井，保證下套管和固井作業順利。

3.2二開增斜（127～368 m，井眼直徑228.6 mm）

回收一完老漿20 m3用作二開基漿，配制無土復合膠液45 m3，膠液配方：3%HA樹脂+1.5%磺化瀝青+0.05%KOH+0.3%強包被劑+0.5%黏土穩定劑+2%復合高效潤滑劑+3%極壓潤滑劑+0.2%乳化劑+0.1%黃原膠+重晶石粉。地面循環將復合膠液混入基漿中，鉆井液轉換成低固相聚合物體系，控制膨潤土含在25～30 g/L，通過添加流行調節劑［5］將鉆井液切力、動塑比、n和K值調整到最優。二開后加入適量純堿處理水泥塞中的Ca2+；鉆進中保證鉆井液中抑制類處理劑含量不低于4 kg/m，保持鉆井液包被巖屑和抑制分散能力；設計提示井深213～215 m為常壓水層，現場利用磺化瀝青在地層溫度和一定壓力下可以軟化變形［9-10］、配合超細碳酸鈣架橋的封堵理論，提高對裂縫的聯結力［9］，同時選擇合適的鉆井液密度平衡地層孔隙壓力，順利穿過水層；井斜達到40°時，提前補加潤滑材料，保持大斜度段潤滑材料含量不低于5%。二開從井深127 m開始造斜，造斜率最高達15.6 （°）/25 m，二完井斜82.71°，比設計提前2.66°，滿足現場高造斜率施工要求。

3.3三開水平段（368～610 m，井眼直徑152.4 mm）

三開為了攜巖、井壁穩定、油層保護的目的，采用低固相鹽水聚合物鉆井液體系。在控制膨潤土含量的前提下，使用流型調節劑和高黏派克將鉆井液調成低黏高切賓漢流體；鑒于黑帝廟油層地層水總礦化度7 689～15 837 mg/L，該體系通過添加2%KCl提高鉆井液礦化度，降低鉆井液及濾液活度，配合使用黏土穩定劑進一步抑制黏土水化膨脹，使用磺化瀝青和超細碳酸鈣對黑帝廟高滲油層實施封堵；三開采用控制固相含量，停用大分子包被劑，屏蔽暫堵技術，嚴格控制濾失量小于2 mL，加入油層保護劑。

二完后預留二開回收適量老漿后清罐，加水稀釋至膨潤土含量25～30 g/L，加入純堿清除配漿水中二價離子，加入KOH將pH值調整至9以上，依次加入3%HA樹脂、1.5%磺化瀝青、2%超細碳酸鈣、2%KCl、0.5%黏土穩定劑、0.2%油層保護劑轉化成低固相聚合物鹽水鉆井液，循環過程中加入生物聚合物和高黏派克提高鉆井液黏切，鉆井液性能滿足施工要求后加入3%極壓潤滑劑及2%復合高效潤滑劑，增強鉆井液潤滑防卡能力。實鉆中鉆井液濾失量為0.4～1.6 mL，摩阻因數不超過0.08，現場維護以補充低密度高濃度封堵膠液和KCl溶液為主，控制儲層黏土礦物水化膨脹造成的堵塞傷害［5］，使用生物聚合物調整鉆井液黏切值，控制動塑比不低于0.4 Pa/（mPa·s）；三開鉆進中開啟三級固控設備嚴格控制固相含量和鉆井液密度（實鉆密度較設計密度低0.07 g/cm3），耗時12 h完成三開進尺，油層鉆遇率100%，油層顯示為油侵或油斑；下篩管前使用大排量洗井，起鉆前配6 m3含4%固體潤滑劑的防卡鉆井液封閉水平段［11］，解決了窄環空間隙完井易卡的難題，保證了篩管順利下入。全井鉆井液、完井液性能如表4所示。

4　葡淺12-平1井投產情況

葡淺12-平1井水平段實鉆中，加入非離子型油保劑降低油層水鎖風險，加入剛性暫堵材料封堵油層孔隙，實鉆縮短鉆進周期以縮短油層浸泡時間，通過以上措施達到總體保護儲層的目的，該井后期投產平均日產油量21.93 t，鄰井日產油量0.5～2 t，開發效果顯著。

5　結論

（1）葡淺12-平1井在成功實現了表層造斜（造斜井深20 m）和高造斜率（最大造斜率15.6 （°）/25 m）定向順利鉆穿松散流砂層；該井作為大慶油田最淺垂深水平井和首口稠油水平井，其成功完鉆為同類施工開鉆即造斜的稠油水平井鉆井積累了經驗。

表4　葡淺12-平1井各井段鉆井液性能

（2）一開使用高黏膨潤土漿可在近井壁形成一層滯留層［2］，達到封堵流砂層孔道、減緩漏失量的目的，高黏切鉆井液懸浮攜帶能力強，滿足低環空返速巖屑運移要求，較好地解決了返速低與井眼清潔的矛盾。

（3）二開低固相聚合物鉆井液具有抑制性和潤滑性強的特點，通過添加流行調節劑調整鉆井液流變參數，確保鉆井液動塑比不低于0.4 Pa/（mPa·s），滿足高造斜率的連續定向鉆進和攜帶巖屑的要求。

（4）三開采用低固相鹽水鉆井液體系，利用鉆井液高礦化度低活度來控制泥粉［4］分散，井壁穩定性強，現場使用合理的維護措施和有效的固控技術來控制劣質固相含量，將顆粒物對儲層的傷害降到最低，投產后獲得了較高的采收率，單井日產油量超過鄰井10倍。

［1］鄢捷年. 鉆井液工藝學［M］.山東東營：中國石油大學出版社，2006.

［2］徐同臺，洪培云. 水平井鉆井液與完井液［M］.北京：石油工業出版社，1999.

［3］陳杰等. 葡南葡淺12區塊蒸汽驅礦場試驗研究［J］.大慶石油地質與開發，2007，26（5）：68-71.

［4］馮緒勝，劉洪國，郝京誠. 膠體化學［M］.北京：化學工業出版社，2005.

［5］岳前升，劉書杰. 適于疏松砂巖稠油油藏儲集層保護的水平井鉆井液［J］.石油勘探與開發，2010，37（2）：232-236.

［6］李建成，朱業耘. 錦27-平1稠油水平井鉆井液、完井液研究［J］. 特種油氣藏，2003，10（3）：71-78.

［7］趙理奇. 論特淺稠油水平井鉆井液技術［J］. 中小企業管理與科技，2009，46（3）：262.

［8］李光勝等. 樓平2特淺稠油水平井鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液， 2008，25（2）：29-30，39.

［9］韓立國，呂開河. 高泥質疏松砂巖防塌保護油氣層鉆井液技術［J］. 石油鉆采工藝，2008，28（5）：25-27.

［10］張家棟，曲明生. 杜84塊超稠油成對水平井鉆井液完井液技術［J］. 鉆井液與完井液，1997，14（6）：9-11.

［11］劉曉棟，朱紅衛，高永會.海洋超高溫高壓井鉆井液設計與測試方法及國外鉆井液新技術［J］. 石油鉆采工藝，2014，36（6）：47-52.

（修改稿收到日期2015-06-14）

〔編輯薛改珍〕

電纜測井系列工具快速識別井眼風險

威德福公司在2015年海洋技術大會（OTC）上，推出了新型高分辨率套管井電纜測井評價系列SecureView，可為快速準確識別潛在井眼風險提供保障。

SecureView系列主要由4項新型井眼完整性診斷技術構成，包括UltraView超聲波檢測技術、BondView水泥膠結評價技術、FluxView漏磁檢測技術及CalView高分辨率井徑測量技術。

通過利用這些技術可有效識別引發井眼完整性問題的根源所在，其單程可完成多項測量的能力也有利于獲取準確可靠的井眼完整性綜合信息，做出正確的應對決策，進而提高經濟效益和生產效率。

在美國南得克薩斯州一口非常規油氣井，壓裂后套管接箍上提了數英尺。經利用SecureView系列技術對儲層段水泥狀況進行測量評價，發現套管已開裂，并確定了裂縫位置和開裂程度。隨后作業方在上產前對異常區域進行妥善處理，避免了潛在事故風險，節約了生產成本和作業時間。

（供稿石藝）

Drilling fluid technology for Puqian 12-Ping 1 ultra-shallow viscous-oil horizontal well

MAO Lifeng1, ZOU Dapeng1, CHEN Geng1, LI Yang2
（1. Drilling Engineering & Technology Research Institute, Daqing Drilling & Exploration Engineering Corporation, Daqing 163413, China; 2. Interpretation and evaluation center of No.1 Geological Logging Branch, Daqing Drilling & Exploration Engineering Corporation, Daqing 163411, China）

The first viscous-oil horizontal well of Daqing Oilfield-Puqian12-Ping 1 well is located in Puqian block 12 of Heidimiao Oilfield, where there are intensive farmlands, fishponds and grasslands. The construction aims to exploit the reserves which are hard to utilize due to restriction of ground conditions. Technical difficulties of drilling for this well are as follows. Firstly, shallow deflection points of surface ?311 mm boreholes, and deflecting is required from 20 m after drilling, and deflecting drilling will meet 60 m quick sand stratum which features high permeability and easy leakage. Secondly, the stratum of deflecting segment features high mud formation capacity, and shows severe conflict between high drilling speed, high deflecting rate under low displacement and the rock debris taken out, thus indicates high risk of drilling tools being jammed by sand setting. lastly, HI2-3 stratum features shallow buried depth of viscous oil, major oil reservoir shows loosen sandstone bonding, and boreholes are in unstable mechanical properties. There are risks of collapse, leakage and surge in the same stratum during construction. To facilitate oil reservoir identification and interpretation, oil mixture is not allowed in horizontal segment. Therefore, 3 sets of drilling fluid systems are determined on the basis of indoor tests and well structure, and the systems feature reasonable rheological property of drilling fluid, high lubricating, jamming and collapse prevention capacity, and easy discovery of oil and gas show in field application, thus can meet construction requirements for this well.

Daqing Oilfield, surface deflecting; viscous-oil horizontal well; water-based drilling fluid; collapse prevention; jamming prevention

TE254

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0050 – 04

10.13639/j.odpt.2015.04.014

毛立豐，1976年生。1999年畢業于齊齊哈爾大學無機非金屬材料專業，現在鉆井液技術分公司工作，項目經理，高級工程師。電話：0459-4892685。E-mail：maolifeng_2004@163.com。

引用格式：毛立豐，鄒大鵬，陳賡，等. 葡淺12-平1特淺稠油水平井鉆井液技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：50-53.