陶紅勝，馬振鋒，楊全枝，李紅梅，趙 毅

(陜西延長(zhǎng)石油〈集團(tuán)〉有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075)

七平1井是延長(zhǎng)石油首口淺層大位移水平井，完鉆井深1366 m，垂深499.16 m，水平位移1003.58 m，位垂比2.01，創(chuàng)造了延長(zhǎng)石油鄂爾多斯盆地位垂比最大記錄。大位移水平井能大范圍控制含油面積、提高油氣采收率［1］、降低油田開發(fā)成本、突破油田“開發(fā)禁區(qū)”。

延長(zhǎng)油田地處鄂爾多斯盆地，是典型的低孔低滲油田，油層埋藏淺，且粘土含量高，因而很容易因各種流體侵入造成水敏、水鎖等損害。而鉆井液作為影響鉆井成敗的關(guān)鍵因素，是淺層大位移水平井技術(shù)的核心內(nèi)容［1］。

1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

七里村油區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部，主要為西傾單斜背景上由差異壓實(shí)作用形成的一系列由東向西傾沒的低幅鼻狀隆起，鼻狀隆起軸線近于東西向。主要目的層為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2和長(zhǎng)6油組。長(zhǎng)6油層在西傾單斜的背景之上，主要發(fā)育2個(gè)鼻狀隆起。

長(zhǎng)6地層以灰色細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，其次為中—細(xì)粒、中粒及粉—細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖。礦物成分以長(zhǎng)石、石英為主。油層孔隙度最小為1.8%，最大13.2%，平均9.18%;滲透率在(0.04～28.1)×10－3μm2之間，平均 0.79 ×10－3μm2，主要分布在(0.1～1.0)×10－3μm2之間，非均質(zhì)性嚴(yán)重。

儲(chǔ)集空間主要為孔隙式，孔隙類型為原生孔隙、剩余粒間孔和粒間溶孔;孔喉分布較寬，以細(xì)孔喉為主成單峰形狀，孔喉半徑一般為0.1～1.2 μm。儲(chǔ)層裂縫發(fā)育較差且形態(tài)不規(guī)則。粘土含量在8%左右，主要為綠泥石、伊利石、伊蒙混層等敏感性礦物。具體巖心礦物含量為:綠泥石 69.58%，伊利石13.64%，伊蒙混層9.62%，高嶺石7.16%。

綜合分析儲(chǔ)層特征，七里村油區(qū)儲(chǔ)層具有孔隙度低、滲透性差、孔喉細(xì)小、裂縫不發(fā)育且非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn);儲(chǔ)集層中粘土含量較高，其中以綠泥石含量最高，會(huì)導(dǎo)致一定程度的水敏損害［2］。

2 淺層大位移水平井鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

2．1 井壁穩(wěn)定問題

七里村油區(qū)井眼失穩(wěn)嚴(yán)重，主要表現(xiàn)在水平段的鉆探過程中，由于儲(chǔ)層長(zhǎng)時(shí)間暴露在鉆井液中，其中的水敏性泥巖會(huì)發(fā)生膨脹縮徑，硬脆性泥巖發(fā)生水化剝落、掉塊。先前施工的鄭027井和鄭027－2井在鉆至延長(zhǎng)組時(shí)發(fā)生嚴(yán)重掉塊，分析認(rèn)為是井壁發(fā)生剝落引起。

2．2 井眼清潔問題

大位移水平井普遍存在井眼凈化問題，由于井眼上大下小，上部井眼環(huán)空返速低，加上井斜大、環(huán)空鉆井液不能滿眼流動(dòng)，在大斜度井段極易形成巖屑床;該地區(qū)水平井的井徑擴(kuò)大率一般都＞15%，且極易形成“大肚子”井眼，增加了巖屑的上返難度，特別在大斜度井段和水平段發(fā)生巖屑堆積的可能性大，嚴(yán)重影響鉆井安全。

2．3 潤(rùn)滑減阻問題

管柱的摩阻扭矩問題是大位移井技術(shù)的核心問題之一，它決定水平位移的最大延伸［3］。鉆進(jìn)過程中，隨著井斜和位移不斷增加，裸眼段不斷增長(zhǎng)，鉆具與井壁接觸面積越來越大，鉆進(jìn)過程中的扭矩和摩阻也越來越大，特別是定向鉆進(jìn)時(shí)，鉆具與井壁緊貼，極易發(fā)生“托壓”現(xiàn)象［4］。特別是泥質(zhì)含量較高的地層，增加了發(fā)生粘附卡鉆和泥包卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)。

2．4 儲(chǔ)層保護(hù)問題

低滲透儲(chǔ)層中，由于孔道狹窄，毛細(xì)管效應(yīng)十分顯著，當(dāng)油水兩相在地層孔隙中流動(dòng)時(shí)，水滴流經(jīng)孔喉細(xì)處會(huì)發(fā)生遇阻，導(dǎo)致滲透率降低，發(fā)生水鎖效應(yīng)，如圖1所示。水鎖是低滲透儲(chǔ)層的主要損害類型，一般損害率在70% ～90%［5］。大位移水平井，由于儲(chǔ)層裸露時(shí)間長(zhǎng)，對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)要求更高［6］。

3 淺層大位移水平井鉆井液體系優(yōu)化及性能評(píng)價(jià)

圖1 水鎖效應(yīng)示意

聚合物鉆井液體系是陜北地區(qū)常用的儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液體系，針對(duì)該鉆井液體系在淺層大位移水平井中的不足，在調(diào)研國(guó)內(nèi)外淺層大位移水平井鉆井液技術(shù)的基礎(chǔ)上［1，7－9］，對(duì)原鉆井液體系進(jìn)行優(yōu)化，選擇性地加入流型調(diào)節(jié)劑MC－VIS、表面活性劑ABSN、納米石蠟乳液和理想充填暫堵劑，提高鉆井液的抑制性、潤(rùn)滑性、攜巖性和儲(chǔ)層保護(hù)性能。

3．1 鉆井液體系優(yōu)選

3．1．1 MC －VIS 加量?jī)?yōu)化

提高大位移水平井的井眼清潔程度，主要方法是提高低剪切速率下的鉆井液粘度，控制塑性粘度和動(dòng)塑比在合理的范圍之內(nèi)。通過實(shí)驗(yàn)分析MCVIS加量對(duì)鉆井液性能的影響，優(yōu)選出流型調(diào)節(jié)劑MC－VIS的最佳加量。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 MC－VIS加量對(duì)鉆井液性能的影響

由表1可以看出，MC－VIS能大幅提高鉆井液的屈服值，并不會(huì)對(duì)塑性粘度產(chǎn)生太大影響，具有良好流型調(diào)節(jié)性能?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用發(fā)現(xiàn)，當(dāng)MC－VIS加量達(dá)到0.3%時(shí)，鉆井液的攜巖性有較大提高;當(dāng)MC－VIS含量超過0.3%以后，雖然鉆井液仍具有良好的攜巖性，但機(jī)械鉆速明顯降低。因此，優(yōu)選MCVIS加量為0.3%。

3．1．2 表面活性劑ABSN加量?jī)?yōu)化

在鉆井液中使用能夠有效降低油/水界面張力的表面活性劑，可以防止或及時(shí)解除水鎖傷害。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)量油水界面張力的方法對(duì)ABSN的加量進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

在校門口問過門衛(wèi)，學(xué)校建筑除了翻新了表面之外基本內(nèi)部結(jié)構(gòu)沒有改動(dòng)。而門衛(wèi)說還沒看到馬老師下班，應(yīng)該要么在教室要么在辦公室。我正準(zhǔn)備走向教學(xué)樓時(shí)，門衛(wèi)喊住我，叫我把傘放在門口就行。

圖2 ABSN加量對(duì)界面張力的影響

由圖2可知，ABSN能顯著降低油水分子的向心收縮力，當(dāng)ABSN加量達(dá)到0.2%時(shí)，油/水界面張力0.68 mN/m，說明ABSN在極低的濃度下就能有效降低油/水的表面張力，從而降低水滴兩側(cè)的界面壓差，防止水鎖發(fā)生。

3．1．3 納米石蠟乳液加量?jī)?yōu)化

納米石蠟乳液能有效抑制粘土礦物膨脹，提高鉆井液的抑制性;同時(shí)乳液中的石蠟?zāi)芴岣咩@井液的潤(rùn)滑性，可降低鉆井過程中的摩阻，防止“托壓”發(fā)生。為了優(yōu)選出納米石蠟乳液的最佳加量，對(duì)不同加量下鉆井液的抑制性和潤(rùn)滑性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，見圖3、圖4。

圖3 不同體系中巖石膨脹量隨時(shí)間變化

圖4 納米乳液加量與摩擦系數(shù)的關(guān)系

從圖3、圖4可以看出，隨著納米乳液加量的增加，鉆井液體系的抑制性逐漸增強(qiáng)，摩擦系數(shù)逐漸降低，但當(dāng)納米乳液加量達(dá)到2%以后，鉆井液體系的抑制性降幅降低;當(dāng)納米乳液加量達(dá)到1.5%以后，鉆井液體系的摩擦系數(shù)變化很小。綜合以上2組實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出納米乳液的最佳加量為2%。

3．1．4 理想充填暫堵劑優(yōu)選

應(yīng)用理想充填理論和d90規(guī)則，根據(jù)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6儲(chǔ)層的孔喉及裂縫尺寸分布，采取1000目CaCO3和600目CaCO3兩種暫堵劑復(fù)配，復(fù)配比例為4∶1，對(duì)不同加量條件的暫堵劑的封堵效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，優(yōu)選出暫堵劑的最佳加量。理想充填暫堵劑對(duì)鉆井液性能的影響見表2。

表2 理想充填暫堵劑對(duì)鉆井液性能的影響

3．2 鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況，確定納米乳液封堵鉆井液體系的最終配方為:基漿+0.3%MC－VIS+0.4%ABSN+2%納米乳液+2%理想充填暫堵劑。按照GB/T 16783.1—2006(石油天然氣工業(yè)鉆井液現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試第1部分:水基鉆井液)對(duì)納米乳液封堵鉆井液體系進(jìn)行常規(guī)性能評(píng)價(jià)，見表3。由表3可知，該體系流變性、潤(rùn)滑性好，濾失量低，滿足淺層大位移水平井鉆進(jìn)要求。

表3 納米乳液封堵鉆井液體系基本性能數(shù)據(jù)表

為了評(píng)價(jià)納米乳液封堵鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)效果，使用巖心動(dòng)態(tài)污染損害評(píng)價(jià)儀，對(duì)巖心進(jìn)行污染實(shí)驗(yàn)，將納米乳液封堵鉆井液與基漿(聚合物鉆井液)進(jìn)行了比較，見表4。

表4 優(yōu)化前后鉆井液滲透率恢復(fù)對(duì)比

由表4可知，原聚合物鉆井液滲透率恢復(fù)值僅為59.39%，優(yōu)化后的納米乳液封堵鉆井液滲透率恢復(fù)值可達(dá)83.50%，較原聚合物鉆井液有較大提高，儲(chǔ)層保護(hù)效果明顯。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

七平1井是延長(zhǎng)石油首口淺層大位移水平井，為了實(shí)現(xiàn)同時(shí)動(dòng)用2個(gè)目的層，該井水平段設(shè)計(jì)為復(fù)雜的U形軌道。在鉆至臨入窗時(shí)靶點(diǎn)垂深下調(diào)了10 m之多，后期又進(jìn)行了多次靶窗修正，給井壁穩(wěn)定、井眼凈化和摩阻控制帶來了極大的挑戰(zhàn)。現(xiàn)場(chǎng)通過應(yīng)用納米乳化石蠟封堵鉆井液體系，并配合相應(yīng)的鉆井液維護(hù)處理工藝，鉆井過程中井壁穩(wěn)定，井眼凈化效果好，無“托壓”現(xiàn)象發(fā)生，漂浮下套管一次性下放到位。鉆井周期較設(shè)計(jì)減少11天，平均井眼擴(kuò)大率控制在13%以內(nèi)，平均機(jī)械鉆速達(dá)5.68 m/h。最終七平1井完鉆井深1366 m，垂深499.16 m，水平位移1003.58 m，位垂比達(dá)2.01，創(chuàng)下了延長(zhǎng)石油水平井位垂比的最大記錄。

5 結(jié)論

(1)七里村油區(qū)長(zhǎng)6油層具有低孔隙度、非均質(zhì)性強(qiáng)等低滲透儲(chǔ)層的基本特征，鉆井過程中鉆井液濾液易污染儲(chǔ)層，并引起水鎖。

(2)針對(duì)淺層大位移水平井鉆井過程中，造斜點(diǎn)淺、井眼清潔難度大、扭矩摩阻大的特點(diǎn)，優(yōu)化研究出納米乳化石蠟封堵鉆井液體系，降低了鉆井過程中的摩阻，提高了井眼凈化能力，保證鉆井順利進(jìn)行。

(3)納米乳液鉆井液中應(yīng)用理想充填技術(shù)，能有效克服納米乳液顆粒偏小，不能在儲(chǔ)層孔喉中形成架橋的特點(diǎn)，可將鉆井液失水量降至4.6 mL/30 min，減少鉆井液濾液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

(4)實(shí)驗(yàn)表明，納米乳液封堵鉆井液體系具有良好的流變性，攜巖性，其滲透率恢復(fù)值高達(dá)83.50%，儲(chǔ)層保護(hù)效果顯著。

(5)納米乳液封堵鉆井液體系成功在七平1井應(yīng)用，鉆井過程中井壁穩(wěn)定，井眼凈化效果好，無“托壓”現(xiàn)象發(fā)生，鉆井周期減少11天，未發(fā)生各種復(fù)雜事故。

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