姚磊

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部，廣東 深圳 518067)

程曉寧

無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區(qū)塊的應(yīng)用

姚磊

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部，廣東 深圳 518067)

程曉寧

(中石油川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西 西安 710000 )

[摘要]無黏土相鉆井液體系在陸地鉆井中應(yīng)用已經(jīng)較為廣泛，技術(shù)相對較為成熟。無黏土相鉆井液體系具備低密度固相含量低、流變性調(diào)節(jié)范圍大、利于提高機械鉆速等特點，多用作鉆開液。針對南海番禺35-2區(qū)塊1井的地層特點，選擇使用無黏土相聚合物鉆井液，從技術(shù)難點入手，在室內(nèi)配方研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)場鉆井液處理措施，成功解決了番禺35-2區(qū)塊1井311.15m井段容易出現(xiàn)泥巖水化造漿、攜砂困難、珠江組中段泥巖容易垮塌等問題，保證起下鉆過程順利，套管順利下到位。

[關(guān)鍵詞]無黏土相；聚合物鉆井液；動塑比；南海；應(yīng)用

無黏土鉆井液體系是根據(jù)屏蔽暫堵理論，選用粒度適合目的層空隙大小的CaCO3為暫堵劑和加重劑，改性淀粉為變型粒子和降失水劑，并選用優(yōu)質(zhì)的生物聚合物作為提黏提切劑、適需要而定的pH值調(diào)節(jié)劑、潤滑劑組成，整個體系屬于環(huán)保型鉆井液體系[1]。無黏土相鉆井液體系在陸地鉆井中應(yīng)用已經(jīng)較為廣泛，技術(shù)相對較為成熟。無黏土相鉆井液體系包括無黏土相聚合物鉆井液、無黏土相正電膠鉆井液、無黏土相鹽水鉆井液和PRD(無固相弱凝劑)體系，均具備低密度固相含量低、流變性調(diào)節(jié)范圍大、利于提高機械鉆速、保護儲層等特點，該體系一般多用作鉆開液[2]。

中海油繼番禺30-1大氣田開發(fā)之后，著手針對番禺35-2區(qū)塊開發(fā)天然氣，番禺35-2區(qū)塊氣藏埋藏較深，垂深超過3500m，作業(yè)水深最大近400m，以水下井口的方式開發(fā)。該區(qū)塊作業(yè)風(fēng)險大，主要表現(xiàn)在裸眼段長井斜大導(dǎo)致攜砂困難、井壁容易失穩(wěn)等方面。為了滿足鉆井需求，在南海東部常用的PLUS/KCl(PLUS為聚合物鉀鹽鉆井液體系)體系基礎(chǔ)上通過改良，不加入預(yù)水化膨潤土漿和聚陰離子纖維素，引進交聯(lián)淀粉，提高黃原膠XC的加量，形成了一套無黏土相聚合物鉆井液體系。下面，筆者介紹無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區(qū)塊的具體應(yīng)用。

1室內(nèi)評價

1.1與常規(guī)PLUS/KCl體系性能對比

南海東部常用PLUS/KCl體系基礎(chǔ)配方為：2%海水膨潤土漿+0.3%燒堿+0.2%純堿+0.5%聚陰離子纖維素+3%復(fù)合型成膜封堵劑+5%KCl+0.3%PLUS+0.15%黃原膠(XC)。

無黏土相聚合物鉆井液體系基礎(chǔ)配方為：海水+0.3%燒堿+0.2%純堿+1.5%交聯(lián)淀粉+3%復(fù)合型成膜封堵劑+5%KCl+0.3%PLUS+0.15%XC。

在常規(guī)鉆井液處理劑相同加量下，熱滾100℃×16h后，2種鉆井液體系基礎(chǔ)配方性能對比如表1所示。與PLUS/KCl鉆井液體系相比，無黏土相聚合物鉆井液具有塑性黏度低、動塑比高等優(yōu)越的流變性特點。由于無黏土相聚合物鉆井液體系沒有使用優(yōu)質(zhì)膨潤土，在同等復(fù)合型成膜封堵劑加量下，常溫常壓失水要大，實際應(yīng)用中可以提高復(fù)合型成膜封堵劑的加量來降低失水。

表1　2種鉆井液基礎(chǔ)配方性能對比

注：ρ為密度；AV為表觀黏度；PV為塑性黏度；YP為動切力；Φ6、Φ3分別為六速旋轉(zhuǎn)黏度計6、3r/min讀數(shù)；FLAPI為API濾失量。

1.2不同XC加量對流變性能的影響

在無黏土相聚合物體系的基礎(chǔ)配方上，通過調(diào)整XC的加量，測得流變性的變化趨勢(見圖1、圖2)。隨著XC的加量增加，無黏土相聚合物鉆井液體系的動切力的增長趨勢明顯大于塑性黏度的增長趨勢，直觀表現(xiàn)在動塑比逐漸增大。

圖1　AV、PV、YP隨XC加量變化趨勢　　　　　　　　　　　　圖2　動塑比、Φ6、Φ3隨XC加量變化趨勢

1.3抗巖屑污染能力評價

取番禺35-2區(qū)塊現(xiàn)場韓江組下部泥巖巖屑烘干樣，粉碎后過80目篩，過篩后巖屑粉末加入基漿，熱滾100℃×16h后，測得無黏土相聚合物鉆井液性能變化如表2所示。

表2　抗巖屑污染能力評價

從表2可以看出，無黏土相聚合物鉆井液受巖屑污染的影響較大，主要表現(xiàn)在塑性黏度增長趨勢較大，但在3%巖屑侵污以內(nèi)，動塑比仍然可高于0.8，流變性可控。在一定的泥巖巖屑侵污下，觸變能力增強，失水也有降低的趨勢，主要原因是黏土顆粒參與了空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的形成。

1.4潤滑性室內(nèi)評價

表3　潤滑性系數(shù)

用Fann EP212型極壓潤滑儀對無黏土相聚合物鉆井液基漿以及不同潤滑劑加量下的鉆井液進行潤滑性評價?；鶟{配方如下：海水+0.3%燒堿+0.2%純堿+1.5%交聯(lián)淀粉+3%復(fù)合型成膜封堵劑+5%KCl+0.3%PLUS+0.3%XC。

基漿經(jīng)100℃×16h熱滾后，測得其潤滑性系數(shù)；分別在基漿中加入3%和4%綠色環(huán)保潤滑劑，測得其潤滑性系數(shù)(見表3)。

從表3可以看出，加入3%和4%綠色環(huán)保潤滑劑可以使無黏土相聚合物鉆井液體系的潤滑性系數(shù)分別降低29.4%和35.3%，加入4%綠色環(huán)保潤滑劑后潤滑性系數(shù)僅為0.11。與常規(guī)水基鉆井液潤滑系數(shù)0.15～0.25相比[3]，無黏土相聚合物鉆井液表現(xiàn)出其優(yōu)越性。

2應(yīng)用

番禺35-2區(qū)塊1井設(shè)計垂深3689m，完鉆斜深4732m。一開用海水/膨潤土漿、?660.4牙輪鉆頭+?914.4mm擴眼器鉆至井深330m，下入?762mm導(dǎo)管至井深329.9m；二開用海水/膨潤土漿、?444.5mm鉆頭鉆至井深1105m，下入?339.725mm套管至1099m；三開使用無黏土相聚合物鉆井液體系、?311.15mm鉆頭鉆至4116m(井斜87°著陸)，下入?244.475mm技術(shù)套管至井深4110m；四開水平段使用PRD鉆井液體系、?215.9mm鉆頭鉆至4732m完鉆。

2.1作業(yè)難點

1)番禺35-2區(qū)塊1井311.15mm井段鉆遇大套灰色泥巖，韓江組泥巖成巖性差，泥巖容易水化造漿；

2)該井311.15mm井段裸眼段長3000m以上，井斜大，攜砂困難，容易形成巖屑床；

3)鉆進扭矩高；

4)珠江組中段泥巖(垂直深度3250～3400m)容易垮塌，造成起下鉆阻卡、套管下不到位等復(fù)雜情況出現(xiàn)。

2.2現(xiàn)場處理措施

1)在室內(nèi)評價的配方基礎(chǔ)上，提高包被劑PLUS的濃度至0.5%；提高復(fù)合型成膜封堵劑的濃度至5%，改善泥餅質(zhì)量，降低體系的失水至4.4ml；KCl的加量提高到8%，能有效地包被抑制韓江組泥巖。

2)在室內(nèi)評價的配方基礎(chǔ)上，逐步提高黃原膠XC的加量至0.4%～0.5%，動塑比最高達0.94，Ф6轉(zhuǎn)值15，Ф3轉(zhuǎn)值11，利用平板型層流以及高的低剪切速率下的黏度使井眼清潔度達90%，分井段鉆井液流變性能如表4所示。

表4　分井段.鉆井液流變性能

表4中把?311.15mm井段分為4段，前3段由于井斜小，對鉆井液流變性能要求低，即可滿足現(xiàn)場的攜砂需求；在15°井斜穩(wěn)斜段后期，逐步提高動塑比至0.89左右，提Φ6/Φ3至13/10；3200～4116m連續(xù)從15°增斜至87°著陸，為滿足井眼清潔的需要，提高動塑比至0.94左右，提Φ6/Φ3至15/11；在鉆進至井斜為40～87°井段，間歇性泵稀塞，利用紊流原理輔助攜砂效果很好。

3)無黏土相聚合物鉆井液體系良好的包被抑制性降低了劣質(zhì)固相進入鉆井液中，利用好現(xiàn)場的固控設(shè)備，短起下鉆過程中排放沉砂池，補充新漿，嚴(yán)格控制低密度固相含量和含砂量，在保持了良好的流變性的同時降低了摩阻；現(xiàn)場潤滑劑加量為4%，實際鉆進過程中的最大扭矩29klb·ft，鉆井過程順利。

4)針對珠江組中段泥巖容易垮塌，在鉆入該地層前，密度由1.35g/cm3逐步提至1.42g/cm3，平衡地層壓力；同時利用復(fù)合型成膜劑的成膜效應(yīng)封堵泥巖微裂縫，降低失水至2.8ml，有效地預(yù)防井壁失穩(wěn)。在該井段完鉆之前，再次提高鉆井液密度至循環(huán)時井底ECD(當(dāng)量循環(huán)密度)值1.47g/cm3，防止在短起下鉆過程中出現(xiàn)井壁失穩(wěn)，最終使套管順利下到位。

2.3現(xiàn)場應(yīng)用評價

無黏土相聚合物鉆井液體系在該井非產(chǎn)層段成功應(yīng)用表明，無黏土聚合物鉆井液密度在1.07～1.5g/cm3范圍內(nèi)能保持好良好的流變性，動塑比高，利于井眼清潔。在多次調(diào)整井斜、裸眼進尺長的情況下，短起下鉆過程中仍都較順利。無黏土相聚合物鉆井液體系包被抑制性強，劣質(zhì)固相低，有利于改善泥餅質(zhì)量，降低摩阻。

3結(jié)論

1)與常規(guī)PLUS/KCl鉆井液體系相比，無黏土相聚合物鉆井液具有塑性黏度低、動塑比高等優(yōu)越的流變性特點，可操作性強，能滿足海上大斜度井或水平井的攜砂要求。

2)無黏土相聚合物鉆井液體系抗巖屑污染能力較弱，為了保持良好的流變性能，現(xiàn)場需要加強固相控制，使鉆井液中的有害固相侵入量控制在3%范圍內(nèi)。

3)無黏土相聚合物鉆井液體系具有良好的潤滑性，有利于長裸眼段鉆進和起下鉆摩阻的控制。

4)實際應(yīng)用表明，無黏土相聚合物鉆井液體系用于非儲層段鉆進也突顯其優(yōu)越性，對海上鉆井技術(shù)來說是一次革新。

[參考文獻]

[1]金祥哲，陳在君，楊斌.無黏土鉆井液體系優(yōu)化及在靖平09-14井的應(yīng)用[A].第十屆石油鉆井院所長會議論文集[C].北京：石油工業(yè)出版社，2010：281～284.

[2] 楊鵬.抗高溫?zé)o黏土相鉆井液研究[D].北京：中國石油大學(xué)，2011.

[3] 沈偉.大位移井鉆井液潤滑性研究的現(xiàn)狀與思考[J].石油鉆探技術(shù)，2012，29(1)：26～28.

[編輯]辛長靜

[引著格式]姚磊，程曉寧.無黏土相聚合物鉆井液在番禺35-2區(qū)塊的應(yīng)用[J].長江大學(xué)學(xué)報(自科版)，2015,12(16)：14~17.

11 Research of Pressure Reducing and Augmented Injection Agent Used in Low Permeability Reservoirs

Lu Xiaobing, Yao Bin,Song Zhaojie,Sui Lei(ResearchInstituteofOilandGasTechnology,ChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Xi’an710018)

Abstract：In Chang4+5 and Chang 6 Reservoirs of Block Geng 83 of Jiyuan Oilfield, due to the low permeability, small porosity throat, overpressure and underbalanced injection resulted in water flooding process in some of the wells, serious influence is induced to the oilfield production.The stimulation measures of mud acid and multi-hydrogen acid are used and proper effect of augmented injection and pressure reduction is obtained.But the problems of short effective period and low efficiency exist in some of the wells.In consideration of the situation, a pressure reduction and augmented injection agent with function of erosion,scaling inhibition and dispersing and clay stabilizing is chosen and evaluated in laboratory, and it is used for field testing.The results indicate that it is erosive，scaling inhibition and dispersing and clay stabilizing and it has also better wettability and demulsification performance with obvious effect of pressure reduction and augmented injection, it provides a new way for solving the problem of high pressure and underbalanced water injection in low permeability reservoirs.

Key words:low permeability reservoir；pressure reduction and augmented injection; performance evaluation

[文獻標(biāo)志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)16-0014-04

[中圖分類號]TE254.3