潿洲油田大位移井井眼清潔技術及應用

趙寶祥 陳江華 李炎軍 陳浩東 王成龍

中海石油(中國)有限公司湛江分公司

潿洲油田受斷裂帶控制，油田內斷裂非常發育，油田以斷塊構造油藏為主。在油田滾動勘探過程中發現諸多邊際小油田，利用周邊已有海上生產設施，采用大位移井開發成為該類油田經濟性開發的有效途徑，但該方式面臨井壁穩定、井眼清潔及摩阻大等諸多難題。油田內潿洲組地層地應力復雜，井壁坍塌壓力高，泥頁巖微裂縫發育，易漏失，經過探索與實踐采用高密度的強封堵型油基鉆井液解決了井壁失穩的難題，但此種油基鉆井液瀝青類封堵劑濃度高，導致低密度固相含量高，鉆井液黏切高，隨著井深的增加，鉆井液排量所受限制也逐漸增加。

在高穩斜角井眼中，巖屑主要靠翻滾作用運移，由于環空返速沿重力方向分量隨井斜增加而減小，鉆井液攜巖能力大幅降低，致使巖屑在環空下井壁沉積，易于形成巖屑床［1-2］；在層流狀態下高黏切的鉆井液致使井壁附近黏滯阻力增大，加劇了巖屑床的形成。針對該油田高穩斜角大位移井井眼清潔存在的難題，通過調整高封堵型油基鉆井液的流變性，配合水力及鉆井參數的優選，采用巖屑床破壞器等技術措施，形成了高穩斜角大位移井井眼清潔技術。

1 井眼清潔難點分析

(1)穩斜角大、穩斜段長加劇井筒巖屑床的形成。海洋油氣開發工程投資高，為了實現盡可能多的井控儲量，潿洲11-4N油田利用一座海上生產裝置開發周邊鄰近的3個邊際油田，因此開發井中高穩斜角大位移井數量多(表1)。在井斜角大于65°的井筒中，鉆井液流動力不容易克服巖屑重力的影響，巖屑下沉軌跡呈一條拋物線，很快沉至井眼低邊，形成巖屑床［3］。

表1 潿洲11-4N油田典型井數據Table 1 Data of typical wells in Weizhou Oilfield

(2)地應力復雜，井壁穩定問題突出，加之高封堵型油基鉆井液的高黏切特性使其在大斜度井段攜巖效果較差。該油田位于潿西南凹陷斷裂帶內，潿洲組地層坍塌壓力高，結合井壁穩定科研成果及現場實踐摸索，維持井壁穩定的鉆井液密度不低于1.40 g/cm3；同時潿二段泥頁巖微裂縫發育，極易水化發生井壁坍塌，經過實踐探索形成強封堵型油基鉆井液能夠克服井壁失穩的難題，但該鉆井液體系需要采用高濃度瀝青類封堵劑，固相含量高，同時為降低成本，重復使用油基鉆井液，導致鉆井液黏切高。當井斜角大于60°時，隨井斜角增大巖屑的軸向沉降速度分量逐漸減小，巖屑床的軸向下滑趨勢逐漸減弱，高黏鉆井液懸浮巖屑的優勢逐漸減弱［4］；同時由于高黏流體黏滯阻力的增大，造成環空流體動能減小，導致高黏切鉆井液攜帶巖屑的能力減弱。

(3)技術井段長，限制機泵設備的排量，加大了井眼清潔難度。為了盡可能釋放產能、簡化井身結構、提升邊際油田的經濟性，目的層采用?215.9 mm井眼代替?152.4 mm井眼以增加泄油面積，致使?311.15 mm技術井段平均裸眼長度超過2 000 m。長穩斜延伸井段使環空流速分層加劇，巖屑在重力作用下易偏離井眼高邊的流體高速區，而沉至井眼低邊形成厚度較大的巖屑床，使井眼清潔更困難。同時，由于?311.15 mm井段鉆遇易垮塌地層、井段長，且采用強封堵型油基鉆井液密度高、黏切高，導致循環壓耗大，而受機泵設備能力影響，鉆井排量受限，環空返速減小，進而影響了鉆井液的攜巖能力。

2 井眼清潔技術對策

2.1 鉆井液攜巖性能的探索

潿洲油田大斜度井鉆井中，在?311.15 mm井段頻繁出現井眼不清潔導致的起下鉆阻卡、憋泵憋扭矩，甚至井漏、卡鉆等事故，嚴重影響大斜度井的鉆井效率與井下安全。針對大斜度井井眼清潔問題，技術人員通過對鉆井液性能的調整嘗試改善大斜度井的井眼凈化程度，表2為現場典型的強封堵型油基鉆井液性能。

表2 典型的強封堵型鉆井液流變性Table 2 Rheological property of typical strong-sealing drilling fluid

針對常規定向井，表2中的1號鉆井液流變性能滿足鉆井過程中的攜巖需求，實現良好的井眼凈化，提高起下鉆效率。但其在長穩斜段的大斜度井中，不能實現持續有效的巖屑攜帶，往往造成起下鉆阻卡嚴重，影響鉆井安全與效率。

大斜度深井受現場機泵條件限制，一般環空鉆井液處于層流狀態，普遍認為在層流狀態下，髙切力、高動塑比鉆井液可以提高攜巖能力［1］。因此現場在固控設備良好運轉下，通過流型調節劑控制塑性黏度、提高動切力，實現較高的動塑比。在大斜度井實際作業中，通過提高鉆井液動塑比(表2中的2號、3號鉆井液)，采用?149 mm大尺寸鉆具提高環空返速，采取高轉速等工程配套措施，仍不能實現有效的井眼凈化。

試驗表明，大斜度井段環空鉆井液處于紊流狀態時，新沉積的巖屑床會被沖蝕破壞，巖屑床厚度極不穩定，處于沉積與沖蝕破壞交迭的動平衡狀態。M. Mortin認為，在井斜角30～70°范圍內，鉆井液觸變性對形成紊流的臨界流速影響較大。觸變性越大，斜井段低邊形成的不動區范圍越寬，不利于沖蝕攜巖［5］。鉆井工況下，處于偏心環空的油基鉆井液紊流區與層流區是同時存在的［6］，因此同等條件下增大環空紊流區范圍，能夠提高攜巖能力。圖1為環空偏心流動示意圖，φ為紊流區域角度，ε為井眼和鉆具中心距，2h為井眼與鉆具環空間隙,ri為鉆具外半徑，ro為井眼內半徑。

圖1 環空偏心流動模型示意圖Fig. 1 Sketch of annulus eccentric flow model

雷諾數是流體流動型態判斷的主要依據，利用冪律流體偏心環空流模型計算雷諾數［7］

式中，n為鉆井液流性指數；K為鉆井液稠度系數，Pa · sn；ρ為鉆井液密度，kg/m3；U為單位環空間隙流速，m/s。

從式(1)可以看出，鉆井液的流性指數及稠度系數均影響雷諾數值。對于強封堵型油基鉆井液，試驗證明稠度系數K相對于流性指數n變化較大，因此降低稠度系數有助于促進偏心環空向紊流態發展。針對強封堵型油基鉆井液沒有有效的降黏劑，通過其結構原理，提高油水體積比降低黏切，進而實現較低的稠度系數。表3為模擬鉆井工況不同油水體積比的強封堵油基鉆井液的流變性，通過提高油水體積比使稠度系數K降低41%。采用該油田?311.15 mm井段的鉆井液性能及工程配套參數，單位環空間隙流速U采用平均流速，依據單一模型模擬計算偏心環空雷諾數(見表4)，流變性優化后偏心環空雷諾數提高40%，大幅促進偏心環空向紊流態發展。

表3 高油水體積比強封堵型鉆井液流變性Table 3 Rheological property of strong-sealing drilling fluid with high oil/water volume ratio

表4 不同油水體積比鉆井液偏心環空綜合雷諾數Table 4 Composite Reynolds number of eccentric annulus for drilling fluid with different oil/water volume ratios

根據流體力學圓管流理論，當環空流雷諾數大于2 300時由層流過渡為紊流，因此假設式(1)中的雷諾數為2 300，當U為定值時反算出h，將h帶入式(2)即可得到紊流區域與層流區域交界的紊流角φ， 2φ 即為井筒中鉆井液呈紊流流動的范圍角。同樣采用該油田?311.15 mm井段的鉆井液性能及工程配套參數，單位環空間隙流速U采用平均流速，依據模型模擬計算偏心環空紊流范圍(見表5)，流變性優化后環空紊流流態區域范圍提高33.1%，有效提升了攜巖能力。

式中，e為鉆具在井眼中的偏心度，取值范圍0～1。

表5 不同油水體積比鉆井液偏心環空紊流角范圍Table 5 Turbulent angle of eccentric annulus for drilling fluid with different oil/water volume ratios

2.2 水力參數的優選

在大斜度井中，由于環空返速沿重力方向分量隨井斜角的增大而減小，鉆井液攜巖能力被降低，在重力作用下巖屑沉積在井筒環空的下井壁，易于形成巖屑床，導致環空形成巖屑床層和懸浮層［8］。因此必須保障足夠大的鉆井排量，提高鉆井液在環空的返速［9］，增加懸浮層流體的速度，提高攜巖能力。

基于鉆機循環系統設備能力限制，通過水力學軟件模擬，選擇適合的大尺寸鉆具，降低鉆具的循環壓耗，提供了盡可能大的循環排量，提高了鉆井液的環空返速。采用優化后的鉆井液性能，假設鉆具在井筒中完全居中，采用?149.22 mm鉆具比?139.7 mm鉆具鉆井排量提高15%，環空綜合雷諾數(利用式(1)計算可得)提高21%，大幅促進了環空鉆井液向紊流流態的轉化，如表6所示。

表6 不同鉆具允許的最大排量及其對應的環空綜合雷諾數Table 6 Allowable maximum displacement of different drilling tools and the corresponding composite Reynolds

2.3 鉆具的旋轉

在大斜度井中，若將懸浮層流體速度修整為軸向返速與鉆桿旋轉引起的流體切向線速度的矢量和，相當于鉆桿旋轉增加了懸浮層流體速度值，懸浮層流體速度增加，導致其巖屑運移量增大［10］。因此鉆井過程中通過鉆具的高速旋轉，能夠提高鉆井液攜巖效率。

同時鉆具不旋轉時巖屑在重力作用下貼在井筒低邊，依據前述式(3)計算鉆具在井眼中的偏心度為1，旋轉鉆具減小了鉆具在井眼中的偏心度，增加環空鉆井液的紊流擾動區域，增加環空紊流角范圍。采用優化后的鉆井液性能，依據不同尺寸鉆具允許的最大排量，計算出3種尺寸鉆具在不同偏心度下的環空紊流角度范圍，如圖2，采用?149.22 mm鉆具顯著提高了偏心環空紊流區域范圍。

圖2 鉆具不同偏心度對應的環空紊流角Fig. 2 Turbulent angle of annulus corresponding to different eccentricities of drilling tool

2.4 井眼清潔工具

大斜度井易形成巖屑床，嚴重影響鉆井安全與效率，國內外研究并應用由螺旋棱和導流槽組成的螺旋式工具隨鉆清除巖屑床，取得了較好的效果。其工作原理是通過螺旋槽的旋轉產生漩渦，漩渦具有一定的能量，促使井筒下環空低速區的巖屑顆粒進入上環空高速區，另一方面是螺旋槽隨鉆柱的旋轉對已經形成的巖屑床造成機械攪動，在漩渦的作用下被攜帶［11-12］，如圖3所示。

圖3 井眼清潔工具工作示意圖Fig. 3 Schematic working process of hole cleaning tool

3 現場應用

潿洲油田使用強封堵型油基鉆井液解決井壁垮塌問題后，在潿洲11-4N油田面對高穩斜角大位移井井眼清潔技術難題，采用上述綜合技術措施，在油田采用大位移開發井作業過程中，節省了用于輔助清潔井眼的起下鉆時間，同時由于井眼清潔程度提高，較好地規避了倒劃眼起鉆的低效時間，實現裸眼井段直接起鉆。

3.1 油基鉆井液性能

沿用成熟的強封堵型油基鉆井液，鉆井液配方：5#白油+2%主乳+1%輔乳+3%石灰+30% CaCl2鹽水(油水體積比90∶10左右)+2%有機土+4% 封堵劑1+10%封堵劑2。鉆井液密度1.4～1.41 g/cm3時各井主要鉆井液性能見表7。

表7 各井油基鉆井液性能Table 7 Performance of oil based drilling fluid in different wells

3.2 配套的施工措施

選擇?149.22 mm鉆具，降低鉆具壓耗，使?311.15 mm井段鉆井排量達到63 L/s以上，增大了環空返速；鎧裝高質量的鉆具耐磨帶，鉆井過程中鉆具轉速保持在130 r/min左右，增加環空鉆井液的紊流度，使處于井筒低邊的鉆屑被攪動進入懸浮層；在易于形成巖屑床的穩斜井段的鉆具中每間隔120 m加裝一個螺旋式井眼清潔工具，實現鉆進過程中對井筒巖屑床的及時清理。

對于大位移井，摩阻和扭矩能夠最直接反映井眼清潔狀況［13］。通過管柱力學軟件結合實鉆軌跡、以不同的摩阻因數模擬鉆具的上提、下放、旋轉工況下的大鉤載荷，鉆進過程中分段進行各種工況下大鉤載荷及扭矩的測量，分別繪制出載荷、扭矩對比圖，通過其變化趨勢能夠快速直觀地判斷出井眼清潔程度。圖4為B11H井模擬與實測上提、下放鉆具大鉤載荷對比，從圖中可以看出，隨著大斜度穩斜井段的延伸，在2 600 m后鉆具下放載荷明顯減小、上提載荷明顯增大，說明環空井眼凈化程度變差。現場及時采取循環清潔井眼的措施，大鉤載荷逐步趨于正常。

圖4 B11H井模擬與實測鉆具大鉤載荷對比Fig. 4 Comparison between the simulated hook load and the measurement data of Well B11H

3.3 實施效果

采用上述綜合井眼清潔技術，該油田8口高穩斜角的大位移井實現安全高效鉆井，與以往相似井對比，平均起鉆效率提高153%，平均機械鉆速提高13.8%，減少起鉆清潔井眼時間，平均單井節約鉆井周期3.7 d，降低了邊際油田的開發成本。

4 結論

(1)針對采用強封堵型油基鉆井液的大斜度井井眼凈化問題，通過提高油水體積比實現降低鉆井液的黏切，能夠提高偏心環空紊流區域范圍，提升其攜巖能力。

(2)通過水力優化，選擇合適的大尺寸鉆具，能夠降低大位移井循環壓耗，增加環空返速；配合鉆具的高轉速，增加環空鉆井液的紊流擾動區域，提高攜巖效率。

(3)通過鉆進過程中的摩阻監測，能夠實時判斷大位移井井眼凈化狀況，及時采取工程措施避免穩定巖屑床的形成。