東方某氣田淺部軟泥巖地層抑制泥球生成技術

楊玉豪，張萬棟，王成龍，韓成，吳江，張超

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

東方某氣田Z平臺（下稱Z平臺）非儲層段主要經過樂東組、鶯歌海組一段、鶯歌海組二段上部大套質純而軟的泥巖地層，該地層蒙脫石含量高，泥巖極易造漿，在表層快速鉆進中鉆屑易聚結成泥球[1-2]。針對大套軟泥巖段鉆進中易起泥球的問題，大量學者開展過專項研究，主要從不同角度提高鉆井液體系的抑制包被性，并研發了多種抑制劑[3-8]，防止在大套泥巖層段發生水化膨脹而造成井壁坍塌失穩。而在東方區域前期鉆井過程中，表層鉆進采用具有包被抑制性的PLUS/KCl或PEM聚合物鉆井液體系，泥球問題突出，出現憋扭矩、憋泵壓、起下鉆困難、套管無法下至設計深度等復雜情況，增加了區域勘探開發成本。經過在該區域長期鉆井實踐探索，突破以往的區域鉆井液使用思路，將表層鉆井液“化繁為簡”，在水平著陸前的整個非儲層段均采用分散型鉆井液體系，并配套相應的工藝，解決了該區域淺層起泥球、時效低的問題，有效釋放了機械鉆速，降低了鉆井成本，為類似區域表層快速鉆進提供了新的更低成本的技術方案。

1 鉆井難點分析

Z平臺地質分層自上而下為樂東組、鶯歌海組一段、鶯歌海組二段，主要開發垂深1300 m左右鶯歌海組二段淺部氣層。Z平臺5口井的井身結構基本數據見表1。

表1 Z平臺各井基本數據

1.1 表層井斜大且裸眼段長

Z平臺水垂比均超過2.0，最高為2.73，屬于大位移水平井。一開φ444.5 mm井段為表層大井眼增斜井段，最深為1506 m，中途完鉆井斜在72°～77°，高井斜使得巖屑在自重作用下下沉，極易形成巖屑床。同時，一開φ444.5 mm井段使用馬達滑動造斜和旋轉鉆進，為保證高的造斜率而使滑動井段較長，通常會使用較小的排量，巖屑環空上返速度降低，難以及時返出。二開φ311.15 mm井段為長裸眼穩斜段和二次增斜扭方位段，至著陸段通常井斜達85°，扭方位最高45°，其中Z5H井裸眼段最長達2074 m。一開φ444.5 mm井段和二開φ311.15 mm井段為整個項目提速的關鍵井段。表層大套泥巖快速鉆進中，面臨著高井斜長裸眼段攜巖困難、摩阻扭矩大等難題。

1.2 區域前期泥巖極易造漿、鉆屑易聚集成泥球

Z平臺表層φ444.5 mm和φ311.15 mm井段樂東組、鶯歌海組一段、鶯歌海組二段上部泥巖地層，成巖性雖由上到下有所好轉，但鉆進過程中，泥巖極易水化分散，造成鉆井液黏度和膨潤土含量陡增。前期開發中多口井出現泥球，φ311.15 mm井段尤為嚴重。最初采用PLUS/KCl體系，鉆進期間井口返出泥團堵塞高架槽，體系潤滑性差，滑動鉆進困難。更換為性能較優的PEM體系，潤滑性、機械鉆速有所提高，但攜巖能力仍然欠佳，井眼清潔效果差，導致系列復雜情況發生（見表2）。同時，由于泥球問題，現場被迫主動控制鉆進速度[1-2]。

表2 東方某氣田Z平臺區域前期井淺部地層復雜情況

2 非儲層軟泥巖段抑制泥球生成技術

2.1 泥球生成原因分析

關于起泥球原因，相關研究[9-10]認為有以下方面：①鉆屑黏土礦物組成和表面性質；②鉆屑黏土發生水化；③井眼凈化能力較差；④鉆屑顆粒級配差；⑤鉆井液黏度和切力較高；⑥導致鉆屑顆粒相互吸引的電化學環境存在。同時，也認為單純加入KCl提高鉆井液抑制性的方式，在淺層機械鉆速較快，井段中難以有效抑制泥球生成，甚至KCl加量過多會造成井壁硬化，加劇軟泥巖井眼的縮徑。

表3為該區域鄰井淺部地層黏土礦物含量及組分數據。由表3可知，鶯歌海組二段上部以上地層大套泥巖伊/蒙間層含量高，平均為48%～60%，且混層比為45%～50%，鉆屑吸附結合水能力強，鉆屑之間易相互碰撞、黏結成球。

表3 區域鄰井淺部地層黏土礦物含量及組分數據

對于泥球的治理，在該區域開展過大量的鉆井實踐，通過梳理該區域淺部地層鄰井資料得出，表層泥巖段使用鉆井液的包被抑制性越強，泥球問題越突出。從工程角度而言，對此現象分析如下：①前期井采用強包被抑制性的PDF-PLUS/KCl鉆井液體系，理論上雖能抑制泥巖水化，但鉆頭切削出的巖屑相對成型，泥球生成與鉆屑大小有關，即切削出的鉆屑直徑越大，泥球更易生成；②當存在較大直徑與小顆粒鉆屑時，根據顆粒級配原理，形成的泥球直徑更大且結實[11-12]；③鉆屑在上返過程中，尤其在大斜度井段變徑處，由于環空返速降低而產生堆積，造成環空間隙變窄。高速旋轉的鉆桿不斷拍打上返巖屑，在定向鉆進過程中由于井眼清潔能力不佳，會進一步加劇鉆屑在局部環空變徑處的堆積，并由于鉆桿旋轉拍打作用對軟的泥球形成壓實。

2.2 泥球防治技術思路

基于泥球形成與鉆屑顆粒級配情況等分析，Z平臺作業中φ444.5 mm和φ311.15 mm整個井段采用全分散鉆井液體系鉆進，不加入包被抑制劑，將泥巖鉆屑充分水化打散，配合高排量等攜帶被打散的鉆屑。同時，通過放漿和補充海水及膨潤土漿的方式來置換井內鉆井液，保持鉆井液的清潔，給巖屑足夠的分散空間。表層井段鉆井液技術以及典型性能（見表4）如下。

海水膨潤土漿 （10%～12%）膨潤土+（0.15%～0.25%）燒堿+（0.1%～0.2%）純堿。

海水聚合物鉆井液 （2%～4%）膨潤土+（0.15%～0.25%）燒 堿 +（0.1%～0.2%） 純 堿 +（0.1%～0.5%）降濾失劑PF-PAC+（0.1%～0.5%）降濾失劑PF-FLO

表4 表層井段設計的鉆井液性能

2.3 全分散鉆井液體系應用可行性分析

該區域淺層非儲層段為常壓地層，在φ444.5 mm和φ311.15 mm井段分別采用海水膨潤土漿、海水聚合物體系不存在井控問題。結合前期井存在的問題，主要從井壁穩定以及泥球生成實驗方面，來論證分析該區域采用分散鉆井液體系應對大套泥巖地層起泥球的可行性。

1）井壁穩定性分析。考慮到全分散體系鉆進過程中對表層軟泥巖浸泡，可能造成井壁失穩垮塌的問題。在鉆井前研究了該區域不同井斜方位鉆進時地層的坍塌壓力和破裂壓力（見圖1）。Z平臺5口井表層鉆進過程中最大井斜約86°，通過分析不同井斜方位的坍塌與破裂壓力變化情況，可知表層坍塌壓力為1.0～1.12 g/cm3、破裂壓力為1.4～1.9 g/cm3，Z平臺5口井坍塌風險低。

此外，在φ444.5 mm和φ311.15 mm井段中途完鉆后均會對鉆井液體系進行轉化，降低鉆井液濾失量、增強抑制性。同時，根據實際鉆進情況，適當提高鉆井液密度，從化學方面和巖石力學方面來共同維持井壁穩定。

圖1 淺部地層坍塌壓力（左）、破裂壓力（右）變化圖

2）泥球生成評價模擬實驗分析。利用翻轉老化罐實驗評價泥球生成難易程度[10]。選取鄰井樂東組800 m和鶯歌海組一段1198 m處的地層巖屑，將巖屑和海水聚合物鉆井液一起倒入老化罐中，通過巖樣在老化罐中上下翻滾來模擬鉆進過程中鉆屑的碰撞。巖屑熱滾前過80目篩子，巖屑濃度為10%，熱滾5 h后，巖屑過80目篩子。熱滾實驗溫度為85 ℃，熱滾時間根據鉆進的遲到時間來設定。由于實驗用滾子爐轉速為20 r/min，實際鉆井時鉆桿轉速為60～120 r/min。實驗中增加熱滾時間以達到相同的剪切效果。800 m、1198 m處地層巖屑泥球實驗對比見圖2和圖3。

圖2 樂東組800 m處地層巖屑熱滾前后實驗對比

圖3 鶯歌海組一段1198 m處地層巖屑熱滾前后實驗對比

通過實驗可知，加入海水聚合物鉆井液中，經過5 h熱滾后，沒有泥球生成。

2.4 配套技術

1）特殊流體段塞清巖技術。表層井段是該區域提速的關鍵井段。在表層高的機械鉆速鉆進中，產生大量鉆屑。為保證井眼凈化能力，采用特殊流體段塞清巖技術[11]。清巖的特殊流體段塞在流變性上不同于鉆進時的鉆井液。每鉆完一個立柱，采用高黏流體段塞（膨潤土漿）掃井眼，每鉆進200～300 m采用低黏流體段塞+高黏流體段塞“串聯”清掃巖屑床。低黏流體把巖屑沖刷、攪動、舉升和再懸浮，高黏流體使巖屑保持懸浮狀態，并循環帶出。

2）下套管前井筒潤滑性控制技術。Z平臺一開φ444.5 mm井段和二開φ311.15 mm井段為長裸眼穩斜和增斜段，其中二開裸眼段最長達2074 m。為保證后續套管能順利到位，二開φ311.15 mm井段中途完鉆后替入PDF-PLUS/KCl鉆井液。表5為PDF-PLUS/KCl基漿中加入不同種類潤滑材料的潤滑性能。實驗評價用基漿配方如下。

（1.5%～3%）膨潤土+（0.15%～0.25%）燒堿+（0.1%～0.2%）純堿 +（0.3%～0.5%）降濾失劑（PF-PACLV）+（1.0%～2.0%）降濾失劑 PF-FLO+（0.3%～0.5%）包被劑PF-PLUS+（0.2%～0.5%）流型調節劑 PF-VIS+（2%～3%）抑制劑（KCl）。

表5 不同流體潤滑性評價

由表5可知，加入1%～2%的PF-GREENLUBE、PF-GRA、PF-BLA后， 潤 滑 系 數 由 0.16降低至0.10～0.13，黏滯系數由0.2035降低至0.1468～0.1673；同時組合應用PF-GREENLUBE、PF-GRA、PF-BLA，潤滑系數、黏滯系數均為最低。

2.5 現場控制工藝

1）φ444.5 mm井段控制要求。海水開路鉆進，每柱替入10 m3稠膨潤土漿清掃井眼，每鉆進200～300 m替入20～30 m3膨潤土漿清掃井眼。

鉆進至中完深度后，替入50 m3稠膨潤土漿+10 m3井漿+80 m3稠膨潤土漿大排量循環清掃井眼。補充PF-FLOTROL和PF-PACLV膠液轉化為海水聚合物體系，控制鉆井液濾失量小于8 mL，加入PF-XC調整鉆井液黏度，調整鉆井液密度至1.08～1.12 g/cm3。鉆井液性能滿足要求后，在最后1個遲到時間快速補充高濃度PF-GRA和PFGREENLUBE膠液，在井斜大于30°的裸眼段墊入潤滑漿。

2）φ311.15 mm井段控制要求。海水開路鉆進，每鉆一柱替入10 m3稠膨潤土漿清掃井眼，同時用PF-FLO TROL配合PF-VIS提高動切力大于10 Pa，φ6和φ3讀數大于8和6。每隔200～250 m替入15～20 m3膨潤土漿清潔井眼。鉆進至中途完鉆深度后，循環清掃30～40 m3稠漿+10 m3井漿+50～70 m3膨潤土漿，補充PF-FLOTROL、PF-PACLV、PF-VIS等聚合物材料和PF-GREENLUBE、PFGRA、PF-BLA等潤滑材料，將體系轉化為強潤滑PDF-PLUS/KCl鉆井液體系。

3 現場應用

Z平臺5口井在φ444.5mm和φ311.15mm整個井段分別采用全分散海水膨潤土漿體系和海水聚合物體系，沒有出現起泥球現象，φ311.15mm井段機械鉆速得到極大釋放。同時，通過在中途完鉆后井筒內替入強潤滑的PDF-PLUS/KCl鉆井液體系，確保了后續起下鉆、下套管無阻掛[12]。該區域采用不同鉆井液模式下平均機械鉆速如表6所示。由表6可以看出，相對該區域前2種表層井段鉆井液模式，通過在整個非儲層表層井段應用全分散鉆井液體系，Z平臺5口井平均機械鉆速分別提高了180.78%、62.69%。

相較于前期，非儲層全井段采用海水膨潤土漿體系或海水聚合物的配方更簡單，成本優勢顯著。在不包括機械鉆速以及起下鉆時效提高等帶來的效益情況下，僅表層鉆井液費用節約近50%。

表6 Z平臺采用不同鉆井液模式機械鉆速對比

4 結論

1.基于井史、井控、表層井壁穩定性以及泥球生成實驗模擬等分析，東方區域表層泥球防治思路“化繁為簡”，首次在東方區域Z平臺淺部整個非儲層段采用分散型海水膨潤土漿、海水聚合物體系鉆進，配套特殊流體段塞清巖以及起鉆前轉化為強潤滑的鉆井液體系等措施，成功解決了該區域表層起泥球問題，大幅提高作業時效。

2. Z平臺實施的5口井非儲層段提速顯著，φ311.2 mm井段平均機械鉆速為141.32 m/h，較前期最快的機械鉆速提速達62.69%，創造東方區域類似淺部氣藏開發大位移水平井的作業紀錄。