低黏高切油基鉆井液在東海大位移井的應用

嚴維鋒，張海山，和鵬飛，袁則名，付順龍，陳 波

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；3.中海油服油田化學事業部上海分公司，上海 200335）

大位移井是定向鉆達的目的層與井口初始點水平位移大于或等于2且測深大于3 000 m的油氣井[1-5]。具有大斜度穩斜延伸段的特點，因此井眼清潔、摩阻等問題是大位移井的普遍問題，而鉆井液作為鉆井的“血液”直接影響鉆井工程的成功與否，尤其在大位移井中[6-10]。本文針對東海G-1大位移井鉆井液優選分析及工程應用得出低黏高切油基鉆井液體系，應用效果良好。

1 東海G-1井概況及作業難點

G-1井位于中國東海海域，平均水深88.88 m。目的層位于平湖組，儲層巖性為砂泥巖，平均孔隙度19.7%，屬中孔高滲儲層，地溫梯度分布范圍為3.07℃/100m～3.42℃/100m，井底溫度預計120.38℃，屬于正常的溫度系統。中一斷塊花港組及平湖組上部地層為正常壓力體系，平湖組下部存在因生烴作用形成的異常高壓，最高壓力系數可達1.41。G-1井完鉆井深為6 866 m，水垂比2。

1.1 高摩阻和扭矩

由于水平位移長、井斜角大以及裸眼穩斜段長的特點，鉆井過程中易出現摩阻和扭矩偏大、井眼軌跡控制難度大、拖壓現象嚴重等問題。

1.2 井壁穩定

鉆遇地層以砂泥巖互層為主，且12-1/4in井眼段裸眼段最長達到3 614 m以上，隨著鉆井液作業時間的延長，井壁在鉆井液中的浸泡時間較長，長時間的浸泡會造成井眼的不穩定，且花港組以下地層中存在很多強度較低的煤夾層，易發生坍塌。

1.3 井眼凈化

大位移水平井由于井段較長，且具有一定的傾角或水平段，鉆屑容易沉積在井眼底部，一旦沉積，再沖刷起來將非常困難。因此，要求鉆井液的流變性具有良好的攜砂與井眼清潔的能力。

1.4 泵壓與壓耗

G-1大位移井延伸較長，隨著不斷的鉆進，泵壓持續升高，帶來壓力激動，甚至壓漏地層等問題。因此要求鉆井液必須具有較低的塑性黏度，同時為了滿足攜砂的要求，要求高動切力，即要求具有較高的動塑比。

2 低黏高切油基鉆井液性能評價

2.1 油基鉆井液的流變性能

塑性黏度反應了在層流情況下，鉆井液中網架結構的破壞與恢復處于動態平衡時，懸浮的固相顆粒之間，固相顆粒與液相顆粒之間以及連續相內部的內摩擦作用的強弱；動切力則反應鉆井液在層流流動時，形成空間網架結構能力的強弱[10]。結合以上性質，為解決井眼凈化、井壁穩定以及高摩阻等問題，決定采用油基鉆井液進行鉆進，但普遍油基鉆井液存在切力低等問題，無法滿足大位移井對井眼清潔的要求。為此室內通過試劑優選，最終配制成具有低塑性黏度，高動切力的油基鉆井液。

從表1可以看出，研制的低黏高切油基鉆井液其動塑比達到0.56，而普通的油基鉆井液動塑比僅為0.2，且高的動塑比以及較低的塑性黏度有利于降低泵壓，減小環空壓耗。

表1 低黏高切油基鉆井液性能特點

2.2 潤滑抑制性能

抑制性主要反映的是鉆井液穩定井壁的能力，室內通過滾動回收率進行了抑制性評價，取6～10目鉆屑在105℃烘箱內烘干，放入該鉆井液內，150℃老化16 h后，用40目篩余在105℃烘干，即為回收率，測定第一次回收率為99.5%；再將回收后的鉆屑繼續放入鉆井液中，測定第二次回收率為92.4%，說明體系具有較強的抑制性能。鉆井液的潤滑性反映了現場扭矩的大小，摩阻因數越低，扭矩越小。室內采用Fann公司的EP極壓潤滑儀評價體系的潤滑性，計算摩阻因數為0.07，可以滿足大位移井對潤滑的要求。

2.3 成膜封堵性能

由于鉆井液在泥餅形成過程中，能夠使得所形成的泥餅具有較好的韌性，并且可以在一定程度上控制泥餅內外流體的交換，在井眼規則的情況下，保證井眼的穩定。油基鉆井液本身具有強抑制能力，其成膜封堵性能，使其在具有大量微孔地層的地層，提高泥餅質量，解決地層滲漏問題，降低油基鉆井液的濾失。

室內采用填砂管（20～40目和40～60目）實驗，評價了油基鉆井液體系的成膜封堵性能（見圖1）。

圖1 油基鉆井液成膜封堵效果

從圖1可以看出，該油基鉆井液體系具有較好的成膜封堵效果，能夠有效的降低砂床的侵入深度。

2.4 儲層保護性能

室內采用油基鉆井液污染巖心后，去除污染端泥餅，直接返排后，測定巖心的滲透率，并計算滲透率恢復值（見表 2）。

從表2可以看出，經過油基鉆井液污染的巖心，滲透率恢復值均達到了85%以上，具有較好的儲層保護效果。

3 現場應用

G-1井12-1/4in井眼和8-1/2in井眼，均使用該低黏高切油基鉆井液體系，鉆井工程非常順利，未出現井下復雜情況。

在G-1井1 856 m至5 470 m井段，屬于穩斜段，裸眼段長，地層巖性以泥巖和煤層為主，具有易失穩的特點，同時還具有井眼凈化困難的問題。

在G-1井5 470 m至6 866 m井段，具有密度窗口窄；摩阻扭矩大；完井管柱下入難；儲層保護的問題。

3.1 低黏高切實現井眼凈化

該低黏高切油基鉆井液體系在G-1的鉆井過程中，塑性黏度PV值一直控制在30 mPa·s以下，同時動切力YP控制在10 Pa左右，漏斗黏度控制在70 s以下，較好的動切力有效提高了鉆井液的攜砂性能，保證了良好的井眼凈化效果，且黏度值的有效控制，使體系不會出現過高的凝膠強度和較大的當量循環密度，保證鉆井的安全；同時采用大排量、高轉速，控速鉆進，變相加長循環時間，最大限度地保證井眼清潔。G-1井鉆至中完井深5 470 m后，直接起鉆至井口，在未通井的情況下，直接下入9-5/8套管，并一次到位，均體現了低黏高切油基鉆井液良好的井眼凈化性能和井壁穩定性能。

3.2 窄密度窗口安全作業

該井在8-1/2井段鉆進時，隨著井深的增加，井下ECD逐漸增大，密度窗口變得非常窄，當鉆至5 966 m時，井下發生漏失，經過反復實驗，地漏當量密度為1.4 g/cm3，高于該值就會發生漏失。在油基鉆井液堵漏和提承壓難度大的情況下，通過對油基鉆井液流變性的調控，來降低井下ECD，達到防止井漏的發生，同時采用合適的排量和密度，控制漏斗黏度低于70 s，塑性黏度低于28 mPa·s（見圖2），有效降低了環空壓耗；控制終切低于12 Pa（見圖3），防止激動壓力；全程采用軟件模擬實時跟蹤ECD，維持較低密度鉆進，保證了井眼穩定，減少了井下漏失。

表2 油基鉆井液的儲層保護效果

圖2 塑性黏度隨井深變化曲線

圖3 終切隨井深變化曲線

圖4 扭矩隨井深變化情況

3.3 潤滑抗磨好實現低扭矩

扭矩隨井深的變化情況（見圖4），隨著井深的加深，扭矩逐漸增大，但增大趨勢較小，且趨于穩定，反算旋轉摩阻系數：CF＜0.25，OF＜0.30，這說明該油基鉆井液體系的潤滑性能較好。

3.4 儲層保護好順利投產

該油基鉆井液體系在鉆進過程中嚴格執行了室內推薦的儲層保護措施，加入了粒徑匹配的碳酸鈣進行封堵，完井后，經過返排9 h后，一次性試氣成功，產量超過配產，達到了保護儲層的目的。

4 結論

（1）研究的低黏高切油基鉆井液體系具有較好的流變性能、較低的濾失量、較好的封堵性能、較好的潤滑性能和儲層保護性能；動塑比達到了0.5以上，低黏高切效果明顯。

（2）G-1井應用表明，該體系實現了低黏高切攜巖的效果，達到了井眼凈化的目的，鉆進期間起下鉆順利，在未通井的情況下，下入套管順利。

（3）該低黏高切油基鉆井液體系很好的控制了塑性黏度和終切，進而實現了井下ECD的控制，達到了窄密度窗口條件下的安全作業。

（4）該低黏高切油基鉆井液體系具有較好的潤滑和抗磨效果，鉆進期間扭矩和套管磨損均正常。

（5）該低黏高切油基鉆井液體系具有較好的儲層保護效果，返排效果好，產量超配產。

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