低自由水鉆井液體系在大斜度井段中的優化與應用

郭海峰， 付順龍， 陳波， 黃召， 張海山， 王磊， 廖江東

（1.中海油田服務股份有限公司油田化學事業部上海作業公司，上海 200335； 2.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海200335）

低自由水鉆井液體系在大斜度井段中的優化與應用

郭海峰1， 付順龍1， 陳波1， 黃召2， 張海山2， 王磊2， 廖江東2

（1.中海油田服務股份有限公司油田化學事業部上海作業公司，上海 200335； 2.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海200335）

東海某氣田φ311.15 mm井段主要使用低自由水鉆井液體系，總體作業順利，但是由于地層存在大量的泥巖和砂泥巖互層，導致前期鉆井作業過程中存在一定的起下鉆遇阻和憋扭矩問題。后期該氣田鉆井更多地采取了大斜度井方式開發，由于井斜角大、裸眼段長，井壁穩定和井眼清潔問題更加突出。依據泥巖地層失穩機理，通過在低自由水鉆井液體系中引入氯化鈉，降低體系的活度和增強體系的抑制性，減少了濾液侵入和地層泥巖膨脹。現場應用結果顯示，在加入氯化鈉后，優化后的低自由水鉆井液體系性能更加穩定，現場鉆進過程中鉆井液性能變化較小，井壁穩定，實現了直接起下鉆，提高了起下鉆效率，很好地解決了東海大斜度井泥巖段的鉆進問題，縮短了鉆井工期，提高了鉆井時效，為東海類似井型和巖性地層的鉆井提供了良好的技術支持。

低自由水鉆井液；大斜度井；活度；反滲透

東海某氣田開發井設計皆為水平井，該區塊上部地層以砂泥巖互層為主，且井身結構設計該井段主要以大斜度井段φ311.15 mm井眼為主，鉆穿大段泥巖后，于砂巖儲層水平著陸，該大斜度井眼平均井深為4 100 m，平均井底溫度為135 ℃。大斜度井段存在大量的泥巖和砂泥巖互層，對鉆井液的井壁穩定性及井眼清潔能力要求較高，若采用的技術措施不當，將會引起井下復雜情況和事故等問題，進而影響整個氣田的開發進程和開發效果[1-2]。

1 存在問題與鉆井液技術對策

1.1 井身結構難題

該氣田的φ311.15 mm井段以大斜度井眼為主，井斜平均從10°到90°水平著陸；裸眼段長，平均2 300 m進尺；地層巖性又以泥巖和砂泥巖互層為主（井身結構見表1），因此鉆井難度較大，重點存在井眼清潔和井壁穩定問題。

表1 氣田已鉆3口井φ311.15 mm井身結構參數

1.2 已鉆井存在的問題

低自由水鉆井液體系是針對東海地層特點研發的一套鉆井液體系，具有較好的流變性能、濾失造壁性能及攜砂性能，能夠有效提高井壁穩定性及起下鉆效率，提高鉆井的整體時效[3]。低自由水鉆井液通過自由水絡合劑分子結構中疏水基團相互聚集形成聚合物膠束方式，導致分子內和分子間締合，形成連續的網狀結構，使絡合劑具有較強的水束縛能力和封堵能力，同時降低鉆井液中自由水含量，降低整個鉆井液體系對地層巖石的液相侵入和提高鉆井液封堵能力[4-5]。但該氣田前期使用低自由水鉆井液鉆的3口井均出現了井下復雜問題，尤其以起下鉆遇阻和起鉆倒劃眼問題為主，在劃眼起下鉆過程中，依然會出現頻繁遇阻與憋扭矩現象，說明在此種井身結構和地質條件下，現用鉆井液體系需要進一步強化井壁穩定。

1.3 技術對策

目前水基鉆井液井壁穩定措施主要為：①控制濾失量低和加強封堵減少濾液侵入；②采用無機鹽或陽離子抑制劑抑制黏土水化膨脹；③采取活度控制減少鉆井液中自由水向地層的遷移，以減少水相的侵入[6]。從泥巖失穩機理來看[7]，鉆井液濾液侵入地層和侵入濾液與地層中黏土礦物接觸引起水化膨脹，導致地層原始力學狀態發生改變，進而造成膨脹縮徑、剝落掉塊坍塌，是造成阻卡的主要原因。通過分析該區塊地層巖性特征，結合現場實際情況，對大斜度井段鉆井液井壁穩定技術進行了研究。

1）地層泥巖巖性分析。取A5M井井深3 800 m巖屑進行了分析，結果見表2。由表2可知，該井段以泥巖為主，黏土礦物含量達到了65%，并且以伊蒙混層和伊利石為主，雖然不含蒙脫石，但由于黏土礦物總量較高，且黏土礦物中含有較多的伊蒙混層，因此泥巖具有一定的水化膨脹性。

表 2 地層巖性分析 %

2）鉆井液技術對策。前3口井在鉆進過程中，通過使用高效降濾失劑材料、微納米封堵劑及隨鉆封堵材料強化了降濾失性能和封堵性能，同時通過調整體系中氯化鉀的含量加強了抑制性，但是在應用中并不能完全解決起下鉆劃眼等問題。分析認為，這2種措施雖然有助于減少濾液侵入和地層泥巖水化膨脹，但是不能完全解決自由水的遷移，因而鉆井過程中在液柱壓差和毛管自吸等作用下，仍會有液相尤其自由水向地層遷移，從而不利于井壁穩定。

溫航，陳勉等[8]在“硬脆性泥頁巖斜井段井壁穩定力化耦合研究”中提到了對外界濾液活度的控制直接影響地層巖石的吸水量，能夠減少自由水向地層的遷移。因此，在相同地質條件下，如果將鉆井液活度控制在活度窗口內，則有利于保持井壁穩定，所以結合前期3口井作業情況，要解決井壁穩定，必須考慮鉆井液的活度。如表3所示，各類鹽都可能降低溶液的活度，從成本考慮，選擇氯化鈉作為活度調節的材料[9-10]。該區塊地層泥巖活度約為0.92，因此選擇氯化鈉的加量大于12%。

2 低自由水體系優化與評價

1）低自由水體系優化。引入15%的活度調節劑氯化鈉，對低自由水鉆井液進行對比評價，鉆井液配方如下。

基本配方：3%海水膨潤土漿+0.15%Na2CO3+0.2%NaOH+1.0%自由水絡合劑PF-HXY-3+2%降濾失劑PF-SMP-2+2%降濾失劑PF-TEMP+2%封堵劑PF-DYFT-Ⅱ+2%溫壓成膜劑PF-HCM+2%膠束劑PF-HSM+2%納米固壁劑PF-HGW+3%KCl（重晶石加重至鉆井液密度為1.3 g/cm3）。優化配方：基本配方+15%NaCl。

從表4可知，加入氯化鈉對鉆井液的流變性和濾失性能影響不大，且鉆井液的水活度明顯下降。

表3 氯化鈉/氯化鉀不同加量下對活度的影響

表4 優化前后低自由水體系性能對比

2）抑制性能。滾動回收率實驗采用A5M井井深3 800 m處鉆屑，將其粉碎，取粒徑為2.0～3.2 mm的巖屑，熱滾條件為140 ℃、16 h。如表5所示，對現場鉆屑，優化配方的滾動回收率和防膨率均要明顯優于基本配方，這說明優化后的低自由水鉆井液具有更好的抑制性能。

表5 優化前后的鉆井液抑制性能對比

3 現場應用

優化后的低自由水鉆井液在鄰近的A9M井進行了應用。該井井身結構與優化前的3口井（A1H、A4H和A5M井）類似，設計φ311.15 mm井段井深 4 050 m，裸眼段長 2 440 m，最大井斜為 84.5°。

3.1 鉆井液性能穩定

與前期3口井相比，A9M井的低自由水鉆井液優化后的漏斗黏度、塑性黏度更低，而動切力保持相當，隨井深變化平緩，說明該體系性能更穩定。

表6 A9M應用井與優化前3口井的低自由水鉆井液性能

3.2 降低了區塊鉆井液的密度

優化后的低自由水體系能夠在穩定井壁的同時，降低該區塊鉆井液的密度，避免了因過高的密度而導致的壓漏地層的風險。優化后4口井的低自由水鉆井液密度與井深的關系見圖1。如圖1所示，與A1H和A4H井相比而言，A9M井的鉆井液密度要小很多，A9M井的井壁也非常穩定，井徑規則，說明優化后的低自由水鉆井液體系通過引入活度控制劑，結合常規性能控制措施，解決了井壁穩定問題。需要說明的是，由于A5M井是第1口開鉆井，實際密度過低，作業中出現了井壁垮塌，而A1H與A4H井密度相對較高，但是還是存在井壁失穩和阻卡，說明密度并非解決該區塊地層井壁穩定的根本措施。

圖1 A9M應用井與優化前3口井的低自由水鉆井液密度與井深的關系

3.3 提高了起下鉆時效

如圖2所示，A9M井的平均起下鉆速度明顯要高于其他幾口井，尤其是后續的3趟起下鉆，效率達到了前2口井的一倍以上，并且A9M井為直接起鉆，其他3口井無法直接起鉆，需要倒劃眼起鉆。這說明了優化后的低自由水鉆井液體系適合該區塊地層特征。

圖2 A9M應用井與優化前3口井的低自由水鉆井液起下鉆效率對比

4 結論與認識

1.氯化鈉能夠降低低自由水鉆井液體系的活度，并且提高體系的抑制性能，從而有利于減少自由水的遷移，有利于井壁穩定。

2.優化后的低自由水鉆井液體系性能更加穩定，現場鉆進過程中鉆井液性能變化較小，井壁穩定，實現了直接起下鉆，提高了起下鉆效率。

3.優化后的低自由水鉆井液體系很好地解決了東海大斜度井泥巖段的鉆進問題，縮短了鉆井工期，提高了鉆井時效，為東海類似的井型和巖性地層鉆井提供了良好的技術支持。

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Optimization and Application of Drilling Fluid with Low Free Water in High Angle Well Section

GUO Haifeng1, FU Shunlong1, CHEN Bo1, HUANG Zhao2, ZHANG Haishan2, WANG Lei2, LIAO Jiangdong2
(1. Shanghai Division of the Oilf i eld Chemistry Department of COSL, Shanghai 200335;2. Shanghai Branch of CNOOC, Shanghai 200335)

Low free water drilling f l uid was required to drill the φ311.15 mm hole section in a gas f i eld in East China Sea. The drilling operation was successful, but the existence of interbedded mudstone and sandstone has resulted in high friction when RIH and excessive torque in the early stage of development. In later stage development of the oilf i eld, more and more highly deviated wells were drilled,borehole wall instability and borehole cleaning were becoming increasingly urgent because of high well angle and long open hole. In dealing with these problems, sodium chloride was introduced into the low free water drilling f l uid to reduce the activity of water base and to enhance the inhibitive capacity of the drilling f l uid. Other measures taken included reducing f i ltration rate to minimize shale swelling. Field operation showed that after the introduction of sodium chloride, the property of the low free water drilling f l uid became more stable, and the stability of wellbore was improved, realizing smooth tripping of drill pipes. With these measures, problems in drilling high angle well section through thick shale formation have been resolved, drilling time saved, and the eff i ciency of drilling operation increased. The technology has provided good technological support for drilling wells with similar borehole prof i le through formations of the same rock type in East China Sea area.

Low free water drilling f l uid; High angle well; Activity; Reverse osmosis

郭海峰，付順龍，陳波，等.自由水鉆井液體系在大斜度井段中的優化與應用[J].鉆井液與完井液，2017，34（5）：50-53.

GUO Haifeng, FU Shunlong, CHEN Bo, et al. Optimization and application of drilling f l uid with low free water in high angle well section[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（5）：50-53.

TE254.3

A

1001-5620（2017）05-0050-04

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.009

郭海峰，工程師，2005年畢業于中國石油大學（華東）應用化學專業，現任中海油田服務股份有限公司油化事業部上海作業公司泥漿作業主管。電話13821255209；E-mail：guohf@cosl.com.cn。

2017-7-22；HGF=1703N7；編輯 王小娜）