張志財(cái)， 趙懷珍， 慈國(guó)良， 李 軍， 季一冰

(中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營(yíng) 257017)

樁 129-1HF 井是勝利油田樁西采油廠第一口非常規(guī)頁(yè)巖油水平井，也是國(guó)內(nèi)第一口大位移非常規(guī)水平井[1-2]。該井位于濟(jì)陽(yáng)坳陷沾化凹陷樁西潛山披覆構(gòu)造樁129-斜10塊沙2段構(gòu)造較高部位，采用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，一開(kāi)鉆至井深1 188.00 m，然后定向鉆進(jìn)，完鉆井深5 341.00 m，水平段長(zhǎng)654.39 m，水平位移3 168.78 m。該井鉆遇地層成巖性差，泥頁(yè)巖水敏性強(qiáng)、微裂縫發(fā)育，易發(fā)生井壁失穩(wěn)、起下鉆遇阻等問(wèn)題，而且水平段長(zhǎng)易形成巖屑床，存在摩阻大、攜巖及油層保護(hù)困難等問(wèn)題。國(guó)外在采用大位移井開(kāi)采非常規(guī)油氣時(shí)多采用油基鉆井液或合成基鉆井液鉆井[3-6]，國(guó)內(nèi)雖然成功采用水基鉆井液順利完鉆十余口非常規(guī)油氣水平井，但采用水基鉆井液鉆非常規(guī)油氣大位移井尚屬首例。為此，在分析該井存在的鉆井液技術(shù)難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，合成高效潤(rùn)滑劑 BH-1，引入懸浮劑清潔井眼技術(shù)，優(yōu)選出鋁胺基聚磺鉆井液體系，并在鉆井過(guò)程中采取了一系列維護(hù)處理措施，順利鉆至完井井深，未發(fā)生井下故障，電測(cè)一次成功。

1 技術(shù)難點(diǎn)分析

井眼軌道復(fù)雜，摩阻和扭矩大樁 129-1HF 井井眼軌道復(fù)雜，采用“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—平”7段式軌道，井眼軌道調(diào)整頻繁，鉆具與井壁接觸面積大，易貼在下井壁上形成正壓力，造成鉆具上提下放阻力大，鉆進(jìn)過(guò)程中摩阻和扭矩大、加壓困難；造斜段含大段泥巖，加之鉆井液中的劣質(zhì)固相經(jīng)反復(fù)研磨后粒徑變細(xì)，不易清除，導(dǎo)致鉆井液的黏度和切力升高，濾餅質(zhì)量變差，易造成滑動(dòng)鉆進(jìn)托壓、壓差卡鉆等問(wèn)題，影響鉆井進(jìn)度。

攜巖與井眼清潔困難水平位移、井眼尺寸大，井眼軌跡變化大，井眼清潔及攜巖極為困難，加上地面設(shè)備能力有限，隨著井斜角和位移的增大，循環(huán)壓耗逐漸增大，泵壓升高，低環(huán)空返速下攜巖困難，巖屑易沉積，并極易在下井壁形成巖屑床，使井眼清潔難度加大。

井壁穩(wěn)定性差東營(yíng)組上部地層膠結(jié)疏松，蒙脫石含量高，易吸水膨脹造成縮徑，導(dǎo)致起下鉆遇阻；東營(yíng)組和沙河街組泥頁(yè)巖地層微裂縫發(fā)育，易發(fā)生坍塌掉塊；二開(kāi)裸眼段長(zhǎng)，機(jī)械鉆速慢，鉆井周期長(zhǎng)，井眼失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)較大。

2 鉆井液配方優(yōu)選

根據(jù)樁 129-1HF 井鉆遇地層的特點(diǎn)和技術(shù)難點(diǎn)，要求鉆井液具有良好的懸浮攜巖能力、較強(qiáng)的潤(rùn)滑性以及強(qiáng)抑制性，因此進(jìn)行了鉆井液配方優(yōu)選。

2.1 攜巖與井眼清潔

2.1.1 攜巖相關(guān)參數(shù)計(jì)算

鉆井液的流變參數(shù)是影響鉆井液攜巖能力的重要因素之一，通過(guò)確定鉆井液攜巖所需的最小靜切力和環(huán)空返速以及是否會(huì)產(chǎn)生巖屑床來(lái)指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工。

決定懸浮能力的是鉆井液靜切力和觸變性，假設(shè)巖屑顆粒為球狀體，懸浮巖屑顆粒所需最小靜切力GS的計(jì)算公式[7]為：

(1)

式中：GS為鉆井液剪切10 min時(shí)的靜切力，Pa；dc為顆粒直徑，cm；ρs為顆粒密度，g/cm3；K1為顆粒間摩擦阻力系數(shù)；α為井斜角，(°)；ρm為鉆井液密度，g/cm3。

巖屑床厚度的計(jì)算公式為[8]：

hc=0.015Dh(μe+6.15μe0.5)(1+0.587λ)(vc-va)

(2)

式中：hc為巖屑床厚度，m；Dh為井眼直徑，mm；μe為鉆井液有效黏度，mPa·s；λ為鉆桿偏心度；vc為臨界環(huán)空返速，m/s；va為實(shí)際環(huán)空返速，m/s。

無(wú)論是層流還是紊流，提高環(huán)空返速均會(huì)提高井眼凈化效果。環(huán)空返速大于臨界環(huán)空返速時(shí)，則不易形成巖屑床，臨界環(huán)空返速的計(jì)算公式為：

(3)

根據(jù)式(3)和樁 129-1HF 井的實(shí)際情況，可計(jì)算出不同直徑井眼所需排量及環(huán)空返速，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1樁129-1HF井排量及環(huán)空返速

Table1DischargerateandannularvelocityofWellZhuang129-1HF

井眼直徑/mm排量/(L·s-1)環(huán)空返速/(m·s-1)444.5660.46311.145^550.63^0.87215.928^331.17^1.38

2.1.2 懸浮劑性能試驗(yàn)

懸浮劑CDXW是一種切斷長(zhǎng)度小于20 mm的惰性白色物質(zhì)，密度為1.0 g/cm3，可在鉆井液中潤(rùn)濕，形成纖維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)懸浮巖屑，減緩巖屑沉降速度。在室內(nèi)通過(guò)靜態(tài)懸浮試驗(yàn)評(píng)價(jià)了懸浮劑CDXW的懸浮性能，配制0.2%聚丙烯酰胺溶液，水化24 h后，加入一定量的懸浮劑CDXW，高速攪拌10 min后，分別加入直徑為2、4、6和8 mm的玻璃球和鋼珠；24 h后玻璃球和鋼珠沒(méi)有接觸到杯底，即視為能夠懸浮相應(yīng)直徑的玻璃球和鋼珠。試驗(yàn)結(jié)果為：加入0.1%CDXW時(shí)，只能懸浮直徑不大于2 mm的玻璃球；加入0.2%CDXW時(shí)，能懸浮直徑不大于4 mm的玻璃球和直徑不大于2 mm的鋼珠；加入0.3%CDXW時(shí)，能懸浮直徑不大于8 mm的玻璃球和直徑不大于6 mm的鋼珠；加入0.5%CDXW時(shí)，能懸浮直徑不大于8 mm的玻璃球和直徑不大于6 mm的鋼珠。這表明，當(dāng)懸浮劑加量為0.3%時(shí)具有極好的分散性和懸浮性，在鉆井液中可形成密集的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，大幅提高鉆井液的攜巖能力。

在室內(nèi)還進(jìn)行了CDXW對(duì)鉆井液性能影響評(píng)價(jià)試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表2。由表2可知，隨著CDXW加量的增大，鉆井液的塑性黏度稍有升高，而動(dòng)切力和終切力明顯增大，表明懸浮劑CDXW可以提高鉆井液的攜巖能力。

表2懸浮劑CDXW對(duì)鉆井液性能的影響

Table2InfluenceofCDXWdosagetotheperformanceofdrillingfluid

CDXW加量,%表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/Pa靜切力/PaAPI濾失量/mL038.027.011.03.0/10.54.20.140.027.512.54.5/12.04.60.242.529.013.55.0/14.04.80.346.029.516.55.0/16.05.4

注：鉆井液配方為5.0%膨潤(rùn)土+0.2%NaOH+0.3%PAM+3.0%SD101+2.0%KFT-2+0.5%DSP-2+1.0%LV-CMC。

2.2 潤(rùn)滑劑性能試驗(yàn)

2.2.1 高效潤(rùn)滑劑

研制了一種液體高效潤(rùn)滑劑 BH-1，并與其他潤(rùn)滑劑進(jìn)行了常溫和高溫下的性能對(duì)比試驗(yàn)。將潤(rùn)滑劑 BH-1 和其他幾種常見(jiàn)的潤(rùn)滑劑以相同的加量加入到基漿中，對(duì)其極壓潤(rùn)滑系數(shù)和黏附系數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)圖1。

圖1 不同潤(rùn)滑劑的潤(rùn)滑性能Fig.1 Lubricity of different lubricants

由圖1可知，在相同加量下，基漿中加入潤(rùn)滑劑 BH-1 后的潤(rùn)滑系數(shù)和黏附系數(shù)均最小。

采用 LEM-4100 型高溫高壓潤(rùn)滑評(píng)價(jià)系統(tǒng)對(duì)加入相同加量(2.0%)不同潤(rùn)滑劑的基漿進(jìn)行高溫潤(rùn)滑效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 基漿加入不同潤(rùn)滑劑后的高溫高壓摩擦系數(shù)降低率Fig.2 Reduction rate of HTHP friction coefficient after diffe-rent lubricants added in the base mud

從圖2可知，在高溫條件下，加入高效潤(rùn)滑劑 BH-1 基漿的摩擦系數(shù)降低率最大，說(shuō)明 BH-1 的潤(rùn)滑效果最好。

在基漿內(nèi)加入不同加量的潤(rùn)滑劑 BH-1，測(cè)試其極壓潤(rùn)滑系數(shù)，結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 潤(rùn)滑劑 BH-1 加量與極壓潤(rùn)滑系數(shù)的關(guān)系Fig.3 Relation of dosage of lubricant BH-1 and extreme pressure lubrication coefficient

由圖3可知，隨著潤(rùn)滑劑 BH-1 加量不斷增大，基漿的極壓潤(rùn)滑系數(shù)越來(lái)越低，當(dāng)加量超過(guò)3%時(shí)，極壓潤(rùn)滑系數(shù)逐漸趨于穩(wěn)定。因此，潤(rùn)滑劑 BH-1 的最優(yōu)加量為3%。

2.2.2 優(yōu)化粒度級(jí)配

加強(qiáng)固相控制，及時(shí)清除鉆井液中的有害固相，合理調(diào)整鉆井液粒度級(jí)配，提高濾餅質(zhì)量，改善濾餅的潤(rùn)滑性，可以降低鉆具和濾餅之間的黏附力，提高鉆井液的潤(rùn)滑性。表3為固相粒度級(jí)配對(duì)鉆井液潤(rùn)滑性影響的試驗(yàn)結(jié)果。

表3固相粒度級(jí)配對(duì)鉆井液潤(rùn)滑性的影響

Table3Influenceofsolidparticlepercentagetothelubricityofdrillingfluid

試驗(yàn)漿體粒度中值/μmAPI濾失量/mL潤(rùn)滑系數(shù)基漿10.756.80.135基漿+1.5%1 600目超細(xì)碳酸鈣10.687.00.138基漿+1.5%2 500目超細(xì)碳酸鈣8.254.20.110基漿+2.0%納米材料7.114.40.112基漿+1.5%2 500目超細(xì)碳酸鈣+2.0%納米材料8.063.60.105

由表3可知，通過(guò)調(diào)整鉆井液中固相顆粒的粒度級(jí)配，可形成更加致密、更薄的濾餅，進(jìn)一步降低鉆井液的潤(rùn)滑系數(shù)，提高鉆井液的潤(rùn)滑性。

2.3 頁(yè)巖抑制劑的優(yōu)選

利用勝利油田泥頁(yè)巖巖屑對(duì)胺基抑制劑和鋁基聚合物的抑制性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可知，胺基抑制劑和鋁基聚合物均具有抑制頁(yè)巖巖屑膨脹和鉆屑分散的能力，前者抑制頁(yè)巖巖屑分散的能力優(yōu)于后者，而后者抑制頁(yè)巖巖屑膨脹的能力好于前者。胺基抑制劑具有用量少、吸附能力強(qiáng)、作用周期長(zhǎng)等優(yōu)點(diǎn)，鋁基聚合物具有化學(xué)固壁和封堵作用，二者復(fù)配具有強(qiáng)抑制、強(qiáng)封堵的效果[9-10]，從而達(dá)到穩(wěn)定井壁的目的。

表4 頁(yè)巖抑制劑的性能評(píng)價(jià)Table 4 Evaluation of shale inhibitor

2.4 鉆井液性能評(píng)價(jià)

根據(jù)樁 129-1HF 井鉆遇地層的特點(diǎn)，在研制潤(rùn)滑劑、優(yōu)選頁(yè)巖抑制劑的基礎(chǔ)上，對(duì)鉆井液配方進(jìn)行了優(yōu)化，最終確定鋁胺基聚磺鉆井液的基本配方為3.0%～5.0%膨潤(rùn)土漿+0.3%～0.5%PAM+1.0%～2.0%胺基抑制劑+2.0%～4.0%磺化酚醛樹(shù)脂+0.5%～1.5%磺酸鹽共聚物+0.5%～1.0%鋁基聚合物+1.0%～1.5%超細(xì)碳酸鈣+2.0%～3.0%膠乳瀝青+1.0%～2.0%納米乳液+10.0%～12.0%原油+0.5%～1.0%流型調(diào)節(jié)劑+3.0%～5.0%高效潤(rùn)滑劑 BH-1。在室內(nèi)對(duì)鋁胺基聚磺鉆井液性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 鋁胺基聚磺鉆井液的常規(guī)性能Table 5 Conventional properties of aluminum-amine based polysulfonate drilling fluid

注：鋁胺基聚磺鉆井液的配方為4%膨潤(rùn)土漿+0.3%PAM+1.5%胺基抑制劑+2.0%磺化酚醛樹(shù)脂+1.0%磺酸鹽共聚物+0.5%鋁基聚合物+1.0%超鈣+2.0%膠乳瀝青+1.5%納米乳液+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+12.0%原油+3.0%BH-1+加重劑;老化條件為150 ℃下滾動(dòng)16 h；高溫高壓濾失量測(cè)試溫度為140 ℃。

由表5可知，鋁胺基聚磺鉆井液在150 ℃高溫下老化前后的API濾失量和高溫高壓濾失量均較低，動(dòng)塑比在0.5以上，說(shuō)明其抗溫性能好，攜巖能力強(qiáng)，而且老化前后的黏附系數(shù)均較低，完全滿足大位移井的要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)施工

3.1 井身結(jié)構(gòu)

樁 129-1HF 井鉆遇地層從上至下依次為平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營(yíng)組、沙河街組沙1段和沙2段，完鉆層位為沙2段。該井設(shè)計(jì)井深5 560.42 m，采用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖4。實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)：導(dǎo)眼段，φ660.4 mm鉆頭×52.00 m；下入φ508.00 mm導(dǎo)管；一開(kāi)井段，φ444.5 mm鉆頭×1 552.00 m，φ339.7 mm套管×1 550.48 mm;二開(kāi)井段，φ311.1 mm鉆頭×3 882.00 m,φ244.5 mm套管×3 880.00 m;三開(kāi)井段，φ215.9 mm鉆頭×5 341.00 m，φ139.7 mm套管×(3 600.00～4 677.00 m),4 677.00～5 339.33 m井段采用篩管完井。

3.2 維護(hù)處理措施

1) 東營(yíng)組上部地層膠結(jié)疏松，易坍塌，采用大分子聚合物PAM和少量的胺基抑制劑相配合提高鉆井液的抑制性，抑制地層造漿和水化分散，PAM的含量控制在0.3%左右；進(jìn)入東營(yíng)組后，一次加入1.0%胺基抑制劑，提高鉆井液的抑制性，并以膠液的形式不斷補(bǔ)充，保持胺基抑制劑的有效含量大于1.0%。

圖4 樁 129-1HF 井設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)Fig.4 Designed casing program of Well Zhuang 129-1HF

2) 合理使用好四級(jí)固控設(shè)備，及時(shí)清除有害固相，并通過(guò)膠液的形式加入LV-CMC，降低鉆井液的濾失量，改善濾餅質(zhì)量。

3) 由于三開(kāi)井段井底溫度較高(預(yù)測(cè)井底溫度145.1 ℃)，因此加入抗溫性能較好的磺化酚醛樹(shù)脂、磺酸鹽共聚物、膠乳瀝青等處理劑，降低鉆井液的高溫高壓濾失量，提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性，減少進(jìn)入地層的濾液量。

4) 由于東營(yíng)組及沙河街組地層中的泥巖多含微裂縫，因此加入了鋁基聚合物、膠乳瀝青、超細(xì)碳酸鈣等封堵材料，以增強(qiáng)鉆井液的封堵防塌能力，形成致密的濾餅，提高井壁穩(wěn)定性，同時(shí)有效保護(hù)儲(chǔ)層。

5) 斜井段和水平段是大位移井施工的重點(diǎn)，要保證鉆井液具有良好的潤(rùn)滑性。在井斜角大于30°至水平段前，隨著井斜角的增大，不斷混入原油與高效潤(rùn)滑劑 BH-1、膠乳瀝青和納米乳液等潤(rùn)滑劑，以提高鉆井液的潤(rùn)滑性，同時(shí)可以改善濾餅質(zhì)量，降低濾餅黏附系數(shù)，并在鉆進(jìn)過(guò)程中逐漸提高潤(rùn)滑劑的加量，進(jìn)入水平段前使?jié)櫥瑒┖驮偷目偤坎坏陀?2.0%，控制潤(rùn)滑系數(shù)小于0.1、濾餅黏附系數(shù)小于0.06。鉆井液性能：漏斗黏度40～70 s，API濾失量控制在3.0～5.0 mL，塑性黏度15～25 mPa·s，動(dòng)切力5～15 Pa，動(dòng)塑比控制在0.45～0.65，排量控制在45～55 L/s。

6) 進(jìn)入水平段后，加強(qiáng)固相控制，振動(dòng)篩采用150目篩布，并充分利用離心機(jī)，及時(shí)清除劣質(zhì)固相；磺酸鹽共聚物與胺基抑制劑復(fù)配提高鉆井液的抑制性；按照原油與潤(rùn)滑劑 BH-1之比(5～7)∶1補(bǔ)充原油和潤(rùn)滑劑，保證潤(rùn)滑劑和原油的總含量不低于15.0%；提高鉆井液動(dòng)塑比，將動(dòng)塑比控制在0.55～0.70；排量控制在28～33 L/s，保證具有較高的環(huán)空返速，以利于攜巖。同時(shí)，可根據(jù)鉆進(jìn)時(shí)的返砂情況、摩阻情況，以及巖屑床厚度計(jì)算結(jié)果推斷是否產(chǎn)生巖屑床，以便采取短程起下鉆、配制0.3%的CDXW液清洗井眼等措施清除巖屑床。

3.3 應(yīng)用效果分析

1) 攜巖能力強(qiáng)，井眼清潔效果顯著。該井自二開(kāi)井段開(kāi)始使用鋁胺基聚磺鉆井液鉆進(jìn)，除二開(kāi)完鉆通井過(guò)程中在3 752.00～3 760.00 mm井段上提下放遇阻外，其余井段返砂正常，起下鉆、電測(cè)和下套管均暢通無(wú)阻。二開(kāi)通井遇阻井段，采用0.3%CDXW溶液清洗后，順利解除遇阻等井下故障。該井不同井深處胺基聚磺鉆井液的性能見(jiàn)表6。

表6 樁129-1HF 井鋁胺基聚磺鉆井液的性能Table 6 Aluminum-amine based polysulfonate drilling fluid properties of Well Zhuang 129-1HF

2) 潤(rùn)滑性能優(yōu)良。三開(kāi)套管內(nèi)上提摩阻達(dá)到了400 kN，而裸眼段摩阻僅為50～70 kN，為解決套管內(nèi)摩阻高的問(wèn)題，將鋁胺基聚磺鉆井液中高效潤(rùn)滑劑 BH-1 的含量提至5.0%以上，再配合固體潤(rùn)滑劑石墨粉，改變鉆具與套管之間的摩擦狀態(tài)。同時(shí)調(diào)整鉆井液流變參數(shù)和固相顆粒的粒度級(jí)配，提高鉆井液的潤(rùn)滑性，使套管內(nèi)上提摩阻降至200 kN，為三開(kāi)后期順利鉆進(jìn)提供了保障。

3) 抑制性強(qiáng)，井壁穩(wěn)定效果好。該井鉆井過(guò)程中鉆井液表現(xiàn)出良好的防塌抑制性能，返出鉆屑棱角分明，沒(méi)有出現(xiàn)糊篩布和鉆頭泥包等現(xiàn)象，全井起下鉆順利，三開(kāi)油層段平均井徑擴(kuò)大率僅為3.85%，遠(yuǎn)小于周邊其他井。

4) 機(jī)械鉆速高。該井平均機(jī)械鉆速為6.60 m/h，設(shè)計(jì)鉆井周期130.15 d，實(shí)際鉆井周期108.06 d，與設(shè)計(jì)鉆井周期相比縮短了22.09 d。

4 結(jié)論與建議

1) 利用懸浮劑溶液清洗井眼技術(shù)，可有效改善鉆井液的攜巖能力和清潔井眼的能力，消除巖屑床，提高機(jī)械鉆速。

2) 通過(guò)研制高效潤(rùn)滑劑 BH-1,優(yōu)化固相粒度級(jí)配，提高了鉆井液濾餅的潤(rùn)滑性，大大降低了鉆進(jìn)過(guò)程中的摩阻和扭矩，為樁 129HF-1 井的安全鉆進(jìn)提供了保障。

3) 胺基抑制劑和鋁基聚合物復(fù)配能有效抑制泥頁(yè)巖的水化膨脹，增強(qiáng)對(duì)微裂縫的封堵效果，解決樁 129-1HF 井泥頁(yè)巖地層的井壁失穩(wěn)問(wèn)題。

4) 建議繼續(xù)深入研究鉆井液潤(rùn)滑技術(shù)和攜巖技術(shù)，為今后6 000 m大位移井鉆井提供技術(shù)支持。

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