東方1-1氣田淺層大位移水平井鉆井液優(yōu)化與實踐

田宗強 韋龍貴 韓成 鹿傳世 王成龍

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

東方1-1氣田主要開發(fā)鶯歌海組二段淺層氣藏，鉆遇地層依次為樂東組、鶯歌海組。表層樂東組及鶯歌海一段大套泥巖極易水化分散［1-2］，前期鉆井過程中使用包被抑制性鉆井液，未能有效防止泥巖碎屑聚結成球；氣田經(jīng)過長期開發(fā)，儲層存在壓力衰竭，且開發(fā)層位淺（垂深1 350 m左右），地層破裂壓力低，鉆井液封堵性能不足導致井壁失穩(wěn)及井漏頻發(fā)［3-5］；采用大位移水平井開發(fā)，對鉆井液的井眼清潔能力及潤滑性要求高［6］。針對現(xiàn)場存在的問題，表層?444.5 mm井段及?311.2 mm井段嘗試使用了海水聚合物鉆井液體系。儲層段?215.9 mm井段在前期使用的鉆井液基礎上引入納米可變形封堵劑PF-Greenseal，同時配合使用PF-LPF成膜封堵劑及高效潤滑劑PF-Greenlube，顯著提高了封堵性能、井壁穩(wěn)定性及潤滑性能。該鉆井液作業(yè)模式在東方1-1氣田X平臺現(xiàn)場應用取得較好的效果，可為同類油氣田開發(fā)提供參考。

1 鉆井液技術難題

Technical difficulties of drilling fluid

東方1-1氣田開發(fā)井井身結構如圖1所示，?762.0 mm隔水導管一般采用樁錘打入，鉆井作業(yè)從?444.5 mm井眼開始，同時由于目的層淺，本文將?444.5 mm井段、?311.2 mm井段作業(yè)稱為表層作業(yè)。?444.5 mm井段為造斜段，?339.7 mm套管下至鶯歌海組一段，?311.2 mm井段為穩(wěn)斜段，?244.5 mm套管下至鶯歌海組二段頂部，?215.9 mm井段為水平段。

（1）表層鉆進出泥球嚴重。表層主要鉆遇樂東組、鶯歌海組一段。樂東組主要巖性為厚層灰色泥巖夾灰色泥質粉砂巖，鶯歌海組一段為大套灰色泥巖及灰色粉砂質泥巖。表1為東方1-1氣田某井鉆遇地層的黏土礦物含量及組分信息，可以看出，樂東組、鶯歌海組一段地層黏土礦物含量在50%左右，且黏土礦物組成以伊蒙混層為主，陽離子交換容量大，伊蒙混層吸附結合水能力強，泥巖鉆屑表面易水化，從而導致泥巖鉆屑之間相互粘結形成泥球［7-8］。

前期東方1-1氣田X平臺開發(fā)井?444.5 mm井段、?311.2 mm井段使用包被PDF-PLUS/KCl鉆井液體系的包被抑制性及鉆井液攜帶性不足，井眼清潔較差，產(chǎn)生泥球。同時，淺層鉆進機械鉆速較快，環(huán)空巖屑濃度高，泥巖鉆屑更容易聚結成球，經(jīng)常發(fā)生堵塞高架槽、振動篩糊篩、環(huán)空憋壓、卡鉆等情況，嚴重影響作業(yè)時效，現(xiàn)場泥球返出如圖2所示。

圖1 東方1-1氣田開發(fā)井井身結構Fig. 1 Casing program of development well in Dongfang 1-1 Gasfield

表1 東方1-1氣田淺部地層黏土礦物含量及組分Table 1 Content and composition of clay minerals in shallow layer in Dongfang 1-1 Gasfield

（2）儲層壓力衰竭，儲層保護難度大。東方1-1氣田經(jīng)過長期開發(fā)，儲層壓力存在嚴重衰竭，部分井段地層壓力系數(shù)衰竭至0.49，鉆進過程中產(chǎn)生較高的壓差，容易誘發(fā)井漏及壓差卡鉆等復雜情況；另一方面，地層埋深淺，承壓能力弱，也容易憋漏［9-10］。井漏是導致儲層污染的主要因素，東方1-1氣田前期調整井A9H2井和B8H1井?215.9mm水平段鉆井時均發(fā)生井漏，同時2口井表皮因數(shù)測試結果最高達到127，儲層污染嚴重。

圖2 東方1-1氣田開發(fā)井鉆進現(xiàn)場返出泥球Fig. 2 Mud ball returned in the drilling site of development well in Dongfang 1-1 Gasfield

（3）攜巖要求高，摩阻扭矩大。東方1-1氣田多采用大位移水平井開發(fā)，調整井基本設計如表2所示，水平段長，最長達到1 005 m，井斜角大，易形成巖屑床，同時前期鉆井期間機械鉆速快，巖屑不容易被攜帶出來，經(jīng)常發(fā)生憋泵憋扭矩［11-12］。另外東方1-1氣田水平井水垂比一般超過2.0，為提高儲層鉆遇率，在實鉆過程中經(jīng)常調整井眼軌跡，井斜角變化較大，水平段?215.9 mm井眼井斜角達到95 °，大位移水平井軌跡復雜，進一步增大鉆井摩阻扭矩［13］。

表2 東方1-1氣田3口調整井基本設計參數(shù)Table 2 Basic design parameters of 3 adjustment wells in Dongfang 1-1 Gasfield

（4）儲層垂深淺，井壁易失穩(wěn)。東方1-1氣田淺層目的層垂深1 300～1 400 m，壓實程度低，地層疏松，水平井坍塌地層裸露井段長，裸露面積大，且鉆進作業(yè)時間越長，鉆井液對裸露地層的浸泡時間增加，引起坍塌的可能性就越大。同時在水平段鉆進過程中，相對于直井，鉆井液流動阻力大，引起的附加壓差增大，鉆井液濾液對地層侵入量增加，侵入深度加大，引起縮徑或垮塌的可能性增加。

2 技術對策

Technical countermeasures

2.1 表層采用海水聚合物鉆井液體系

Drilling fluid system of sea water polymer used in the surface layers

表層?444.5 mm、?311.2 mm井段改變以往鉆井液思路，均采用海水聚合物鉆井液體系進行鉆進，海水聚合物鉆井液體系配方為：海水+4%膨潤土+0.2%燒堿+0.1%純堿+0.5%PF-PAC（低黏聚陰離子纖維素）+0.3%PF-FLO（淀粉）+0.1%PF-XC（黃原膠）。不同于前期使用的PDF-PLUS/KCl包被抑制鉆井液體系，海水聚合物鉆井液體系配方簡單，為分散型鉆井液體系，確保樂東組泥巖充分水化，避免巖屑抱團出泥球，同時現(xiàn)場使用大排量攜帶出巖屑，有效解決了出泥球問題。

2.2 儲層采用屏蔽暫堵型鉆井液

Shielding-temporary blocking drilling fluid used in reservoirs

針對?215.9 mm井段因儲層壓力衰竭引發(fā)的井漏問題，室內(nèi)在現(xiàn)場前期使用的無固相鉆井液基礎上，引入可嵌入并有效封堵地層微裂縫的納米級可變形封堵劑PF-Greenseal和碳酸鈣PF-Ezcarb。儲層最大孔徑約37.2～46.5 μm，依據(jù)Hands理想充填理論，當PF-Ezcarb累計粒度分布曲線D90約等于儲層最大孔徑時，可獲得較理想的暫堵效果［14-15］，最終選擇的碳酸鈣PF-Ezcarb粒度分布D90為44.52 μm。PF-Greenseal與PF-Ezcarb結合，進一步降低了孔隙壓力傳遞，加強承壓封堵能力。得到優(yōu)化配方為：鉆井水+0.3%燒堿+2%FLOTROL（降濾失劑）+3%PF-Greenseal（封堵劑） + 2.5%PF-Greenlube（潤滑劑） + JLX B （聚合醇） + 3%PF-Ezcarb（碳酸鈣）+1%PF-LPF（成膜劑）+0.5%PF-XC（黃原膠）+0.1%～0.3%PF-VIS（增黏劑）。

室內(nèi)選取鶯歌海組二段2塊垂深1 342 m探井巖心，對比了優(yōu)化前后無固相鉆井液在高壓條件下漏失量情況。在26 MPa壓差下，優(yōu)化后的無固相鉆井液漏失量由優(yōu)化前的5.4 mL降低到0.4 mL，說明封堵劑PF-Greenseal及PF-Ezcarb形成了致密的泥餅和封堵帶，具有較好的承壓效果，滿足壓力衰竭儲層鉆井作業(yè)要求。同時室內(nèi)也測試了優(yōu)化后的無固相鉆井液粒徑分布，優(yōu)化后的無固相鉆井液體系粒徑范圍為0.6～250.3 μm，分布范圍寬，具有良好的暫堵效果。

3 應用效果分析

Analysis on application effects

3.1 無泥球出現(xiàn)，提速明顯

Remarkable ROP improvement without mud ball

東方1-1氣田X平臺3口調整井X7H、X8H、X10H井表層使用了海水聚合物鉆井液體系，效果見表3，相比前期表層?444.5 mm、?311.2 mm井段使用的PDF-PLUS/KCl聚合物鉆井液體系，無泥球堵塞高架槽、振動篩糊篩等情況發(fā)生，有效解決了泥球問題，平均機械鉆速由前期的39～64 m/h提高到85 m/h左右，提速明顯。另一方面，相比?444.5 mm、?311.2 mm井段全程使用PDF-PLUS/KCl聚合物鉆井液體系，使用海水聚合物鉆井液體系，單井鉆井液成本顯著降低，據(jù)計算可節(jié)約鉆井液成本近50%。

表3 X平臺各井鉆井液綜合效果對比Table 3 Comprehensive effect comparison between drilling fluids used in each well of Platform X

3.2 儲層保護效果良好

Good reservoir protection effect

東方1-1氣田X平臺3口調整井X7H、X8H、X10H井?215.9 mm目的層鉆進使用屏蔽暫堵型無固相鉆井液體系，完井清噴結果顯示，單井均超配產(chǎn)，整體超配產(chǎn)約20%，3口井測試表皮因數(shù)依次為0.45、0.20、0，體現(xiàn)出優(yōu)良的儲層保護效果。

3.3 攜巖性能好，摩阻低

Good cuttings carrying performance with low friction

水平段鉆進過程通過往循環(huán)池緩慢補充聚合物PF-VIS及PF-XC［16］，調整鉆井液低剪切速率下的黏度，維持鉆井液六速旋轉黏度計Φ3讀數(shù)大于5，動切力保持 9～13 Pa，表觀黏度保持 25～30 mPa·s，API濾失量保持在1.0 mL以下，同時適當劃眼，保持井眼清潔。圖3為3口調整井?215.9 mm井段實鉆ECD情況，由于3口井鉆遇的儲層壓力衰竭程度不同，所以選擇的開鉆鉆井液密度不同。由圖3可以看出，3口井的ECD隨著井眼深度的增加而緩慢增加，鉆進期間ECD增量分別僅為0.15、0.13、0.11 g/cm3，可見鉆進過程中鉆井液攜巖性能良好。

圖3 3口調整井? 215.9 mm井段實鉆ECD圖Fig. 3 ECD diagram of actual drilling in the ?215.9 mm hole section of 3 adjustment wells

為進一步改善東方1-1氣田淺層大位移水平井鉆井無固相鉆井液潤滑能力，調整井?215.9 mm井段實鉆過程中，在無固相鉆井液中加入潤滑劑PFGreenlube及JLX B。利用X10H井現(xiàn)場空轉扭矩、倒劃眼扭矩及鉆進扭矩數(shù)據(jù)，通過軟件反算，并對比井深、水平裸眼長度、水垂比等相差不大的前期生產(chǎn)井X5H井，X10H井套管及裸眼摩阻因數(shù)在0.2～0.3之間，X5H井套管及裸眼摩阻因數(shù)在0.3左右，X10H井扭矩不超過4 000 N·m，X5H井扭矩已超過4 000 N·m。由此可見，使用潤滑劑PF-Greenlube及JLX B可顯著降低鉆進扭矩。這是由于由于潤滑劑PFGreenlube為水包油型乳狀液，同時利用聚合醇JLX B的濁點效應，其分子可以吸附于井壁泥巖表面，聚集形成乳狀顆粒，形成一層潤滑膜，具有較強的潤滑作用。

3.4 井眼穩(wěn)定

Borehole stability

3口調整井?215.9 mm水平井段鉆井過程中沒有出現(xiàn)掉塊情況，這是由于鉆井液加入成膜封堵劑PF-LPF。PF-LPF為多羥基高分子化合物，在鉆井液中充分溶解后呈膜狀，再通過物理和化學的吸附作用，吸附在黏土、鉆屑及井壁裂隙表面，減少了濾失通道面積，尤其是對泥巖段，可阻止鉆井液中自由水向井壁滲透，在屏蔽暫堵的基礎上進一步增強井壁穩(wěn)定性［17-18］。其中X10H井水平裸眼段長達1 104 m，最大井斜角為90.5°，現(xiàn)場測試了X10H井水平裸眼井徑，井徑曲線如圖4所示，經(jīng)過計算井眼擴大率低于3%，表明屏蔽暫堵型無固相鉆井液體系具有良好的井壁穩(wěn)定性能。

圖4 X10H井井徑曲線Fig. 4 Caliper curve of Well X10H

4 結論

Conclusions

（1）針對東方1-1氣田表層泥巖地層易水化出泥球問題，探索性地使用分散型海水聚合物鉆井液體系鉆進，確保泥巖充分水化，解決出泥球問題，同時使用海水聚合物鉆井液能顯著提高機械鉆速，降低鉆井液作業(yè)成本。

（2）基于理想充填理論優(yōu)選架橋粒子碳酸鈣粒度分布，可降低孔隙壓力傳遞，加強鉆井液承壓封堵能力，加入水包油型乳狀液潤滑劑PF-Greenlube及配合使用聚合醇JLX B能顯著降低水平井鉆井扭矩，同時使用成膜封堵劑可提高淺層長水平裸眼段的井壁穩(wěn)定性。

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