喬 軍， 于 雷， 張守文， 劉寶鋒， 張志財， 楊景利

(中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257017)

勝利油田渤南洼陷濁積巖油藏長水平段水平井鉆井液技術(shù)

喬 軍， 于 雷， 張守文， 劉寶鋒， 張志財， 楊景利

(中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257017)

針對勝利油田渤南洼陷濁積巖油藏水平井鉆井中存在的井壁易失穩(wěn)、滑動摩阻大、攜巖困難等問題，通過線性膨脹試驗評價了有機胺的抑制性，通過高溫高壓濾失試驗評價了“原油+極壓潤滑劑”的封堵效果，并分析了原油加量對鉆井液流變性和潤滑性的影響規(guī)律，最終研制出高混油有機胺聚磺鉆井液。室內(nèi)研究表明，高混油有機胺聚磺鉆井液的抗溫性、流變性及抑制性好且性能穩(wěn)定、潤滑性能優(yōu)良，可以達到現(xiàn)場要求。該鉆井液在渤南區(qū)塊應用了9口井，均未出現(xiàn)井壁坍塌和黏卡事故。其中，義123-9HF井三開井段平均井徑擴大率5.8%，三開水平段鉆進摩阻保持在60～80 kN，顯示出良好的抑制防塌和潤滑性能。由此可見，高混油有機胺聚磺鉆井液可有效解決勝利油田渤南洼陷濁積巖油藏長水平段水平井鉆井中存在的問題，也可為同類儲層的提速鉆進提供新的技術(shù)支持。

聚磺鉆井液 濁積巖 長水平段 水平井 勝利油田

義123-1 區(qū)塊位于濟陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷渤南油田八區(qū)，含油層系為沙三下9砂組，埋深3 384.00～3 757.00 m，儲層厚度35.00～45.00 m，為深水濁積扇沉積油藏。根據(jù)已鉆井資料，該區(qū)塊原始地層壓力43.89 MPa，地層溫度140 ℃，折算地層壓力系數(shù)1.26，屬于常溫、高壓系統(tǒng)。自2011年12月開始，勝利油田陸續(xù)在該區(qū)塊部署了多口長水平段水平開發(fā)井，但是鉆井中常發(fā)生井壁失穩(wěn)坍塌、滑動摩阻大等問題。雖然聚磺防塌潤滑鉆井液在勝利油田普通定向井、水平井中應用效果良好，但在目的層埋藏較深、大段泥巖發(fā)育的濁積巖油藏鉆井時，存在抑制防塌能力不足、潤滑性能差等問題，而其他一些常見類型的鉆井液也存在性能達不到要求或成本偏高等問題[1-4]。為此，筆者在普通聚磺防塌潤滑鉆井液的基礎(chǔ)上，通過優(yōu)化調(diào)整其配方，研制了高混油有機胺聚磺鉆井液，并在勝利油田渤南洼陷非常規(guī)油藏長水平段水平井中進行了應用。

1 鉆井液技術(shù)難點

1) 井壁不穩(wěn)定。東營組上部地層成巖性差，膠結(jié)疏松，易發(fā)生坍塌；東營組地層以泥巖為主，脆性大、強度低、微裂縫發(fā)育，常見掉塊，容易發(fā)生井壁失穩(wěn)；東營組下部及沙河街組地層含有大段泥巖，井壁失穩(wěn)風險較大[5-8]。

2) 摩阻大，滑動鉆進托壓現(xiàn)象嚴重。二開裸眼段長，定向造斜段地層含有大段泥巖，沙三段中部含有大段油斑性泥巖，同時由于地層巖石壓實程度較高，鉆時較長，進入鉆井液中的劣質(zhì)固相經(jīng)反復研磨后粒徑變小，很難從鉆井液中清除，導致二開后期鉆井液黏度較高、切力較大，泥餅較粗糙，易造成滑動鉆進托壓，滑動摩阻達120～150 kN。同時，該區(qū)塊大多數(shù)水平井水平段較長，平均達到了1 130.00 m，增大了裸眼井段的摩阻。一些井設(shè)計方位變化較大，對鉆井液的潤滑性也提出了更高要求[9]。

3) 流變性調(diào)控難度大。東營組地層含有大段泥巖，水化分散能力強，定向滑動鉆進較多，鉆時較長，導致鉆井液中低密度固相含量迅速增大，黏度和切力迅速升高，同時由于井底溫度高，鉆井液老化增稠現(xiàn)象突出，從而使鉆井液流變性的調(diào)控難度增大。

4) 三開小井眼段凈化難度大。三開為φ152.4 mm小井眼，環(huán)空間隙小，同時鉆進過程中受泵壓限制，鉆井液排量小，環(huán)空返速低，給井眼凈化帶來較大困難[10]。

2 高混油有機胺聚磺鉆井液配方優(yōu)化

針對濁積巖油藏鉆井中存在的技術(shù)難題，通過室內(nèi)試驗，優(yōu)選了有機胺抑制劑、封堵劑，考察了原油加量對鉆井液性能的影響，確定了高混油有機胺聚磺鉆井液的配方，并對其基本性能進行了評價。

2.1 有機胺抑制性能評價

取義 123-1 區(qū)塊沙三段泥巖巖屑，分別進行了巖屑滾動回收試驗和線性膨脹率試驗，考察了有機胺的抑制膨脹和抑制分散性能，并與其他抑制劑進行了對比，結(jié)果見表1。

由表1可知，“清水+2.0%有機胺”的線性膨脹率小于“清水+3.0%KCl”和“清水+3.0%KCl+2.0%聚合醇”，一次回收率也明顯高于這2種混合物。這說明有機胺抑制劑具有較好的頁巖抑制性，能夠有效抑制泥頁巖的水化膨脹和分散。

2.2 封堵劑的優(yōu)選和評價

泥頁巖大多層理和微裂縫比較發(fā)育，因此，快速封堵裂縫是穩(wěn)定井壁的關(guān)鍵。利用封堵性顆?；蚰z體在裂縫內(nèi)迅速架橋、填充、封堵，在井壁表面建立不滲透的保護層，可以達到阻止鉆井液濾液沿裂縫迅速深入地層的目的。為此，室內(nèi)優(yōu)選了幾種納米級封堵材料并進行了評價試驗，結(jié)果見表2。

注：基漿A的配方為5.0%膨潤土漿+0.2%燒堿+0.3%PAM+3.0%磺甲基酚醛樹脂+2.0%防塌降濾失劑+0.5%磺酸鹽共聚物+0.5%LV-CMC。

從表2可以看出，膠乳瀝青和納米乳液復配可以明顯改善鉆井液的封堵性能，使鉆井液高溫高壓濾失量大幅度降低。分析認為，這是因為通過不同粒徑的封堵顆粒進行架橋封堵地層孔隙，瀝青類材料在高溫軟化后擠入封堵顆粒之間的縫隙，并在井壁表面建立一層疏水性不滲透保護層，從而減小了水相侵入泥頁巖的量。

2.3 原油加量對鉆井液性能的影響

室內(nèi)考察了原油加量對基漿性能的影響，并與極壓潤滑劑進行了復配試驗，確定了原油與極壓潤滑劑的合理加量，結(jié)果見表3。

由表3可知：隨著原油加量的增大，塑性黏度及動切力增大，原油加量超過25.0%時，鉆井液的終切力迅速上升；20.0%原油與2.0%極壓潤滑劑復配使用時，黏度和切力略有增大，黏滯系數(shù)明顯減小。綜合考慮，20.0%原油與2.0%極壓潤滑劑復配可使鉆井液具有較好的流變性及潤滑性。

2.4 鉆井液配方確定與性能評價

根據(jù)義123區(qū)塊的地質(zhì)特點和部署在該區(qū)塊水平井的井身結(jié)構(gòu)，最終確定高混油有機胺聚磺鉆井液的基本配方為3.0%～5.0%膨潤土漿+0.3%～0.5%聚丙烯酰胺干粉+0.5%～1.0%LV-CMC+1.0%～1.5%有機胺+1.0%～2.0%抗高溫防塌降黏降濾失劑+2.0%～3.0%磺化酚醛樹脂+0.5%～1.0%磺酸鹽共聚物+2.0%～3.0%膠乳瀝青+1.0%～2.0%納米乳液+0.5%～1.0%流性調(diào)節(jié)劑+8.0%～20.0%原油+2.0%～4.0%極壓潤滑劑。室內(nèi)對該鉆井液進行了性能評價，結(jié)果見表4。

表3 不同原油加量對鉆井液流變性的影響

Table 3 Influence of different contents of crude oil on drilling fluid rheology

注：基漿B的配方為4.0%膨潤土漿+0.3%PAM+1.0%有機胺+2.0%磺化酚醛樹脂+2.0%膠乳瀝青+0.5%流性調(diào)節(jié)劑+乳化劑(原油加量的0.5%)；配方1為基漿B+10.0%原油；配方2為基漿B+15.0%原油；配方3為基漿B+20.0%原油；配方4為基漿B+25.0%原油；配方5為基漿B+30.0%原油；配方6為基漿B+20.0%原油+1.0%極壓潤滑劑；配方7為基漿B+20.0%原油+2.0%極壓潤滑劑。

注：配方1為4.0%膨潤土漿+0.4%PAM+0.5% LV-CMC+1.0%有機胺+2.0%抗高溫防塌降黏降濾失劑+2.0%磺化酚醛樹脂+0.8%磺酸鹽共聚物+2.0%膠乳瀝青+1.5%納米乳液+0.5%流性調(diào)節(jié)劑+10.0%原油+2.0%極壓潤滑劑+加重劑；配方2為4.0%膨潤土漿+0.3%PAM+0.5% LV-CMC +1.5%有機胺+2.0%抗高溫防塌降黏降濾失劑+2.0%磺化酚醛樹脂+1.0%磺酸鹽共聚物+2.0%膠乳瀝青+1.5%納米乳液+0.5%流性調(diào)節(jié)劑+20.0%原油+2.0%極壓潤滑劑+加重劑；老化條件為120 ℃/16h，高溫高壓濾失試驗溫度為140 ℃。

由表4可知，有機胺高混油鉆井液的抗溫性和流變性好，隨著密度和原油含量的增大，其性能穩(wěn)定，潤滑性能優(yōu)良。

3 現(xiàn)場應用

3.1 應用概況

2011年12月至2013年5月，高混油有機胺聚磺鉆井液在勝利油田渤南區(qū)塊9口井進行了應用。9口井在鉆進過程中均未發(fā)生任何與井壁失穩(wěn)相關(guān)的井下故障，除義 34-1HF 井等幾口井因找油層側(cè)鉆使建井周期長于設(shè)計建井周期外，其余井均在設(shè)計建井周期之內(nèi)(見表5)，其中義 123-10HF 井創(chuàng)該區(qū)塊同類型井鉆井周期最短紀錄(62.38 d)，義 123-9HF 井創(chuàng)勝利油田非常規(guī)水平井井深最深紀錄(5 340.00 m)、三開小井眼水平段最長(1 450.00 m)2項紀錄。下面以義 123-9HF 井二開、三開井段為例，

介紹高混油有機胺聚磺鉆井液在該區(qū)塊的應用情況。

3.2 鉆井液配方

義 123-9HF 井應用的高混油有機胺聚磺鉆井液的配方為0.3%聚丙烯酰胺干粉+0.5%LV-CMC+1.5%有機胺+1.5%抗高溫防塌降黏降濾失劑+2.0%磺化酚醛樹脂+1.0%磺酸鹽共聚物+2.0%膠乳瀝青+0.5%流性調(diào)節(jié)劑+10.0%原油(隨水平段延伸增大加量)+3.0%極壓潤滑劑+加重劑(根據(jù)密度確定加量)。

3.3 維護處理措施

3.3.1 二開井段(401.00～3 890.00 m)

1) 鉆進東營組地層時，在低固相不分散聚合物鉆井液的基礎(chǔ)上，加入有機胺并將其含量控制在1.0%以上，通過膠液的形式加入LV-CMC，降低濾失量的同時可以對鉆井液有效護膠。同時，加入改性銨鹽調(diào)節(jié)鉆井液流性，加入防塌降黏降濾失劑將鉆井液濾失量降至8 mL以下，并配合加入2.0%～3.0%的改性瀝青或膠乳瀝青，提高鉆井液的封堵防塌能力。

2) 鉆至東營組地層底部，進入沙河街組地層前，逐漸將鉆井液的密度提至1.25 kg/L以上。為有效清除固相，應保證良好的固控設(shè)備利用率，使用高目數(shù)篩布，全程開啟鉆井液除砂除泥一體機，并適時開啟離心機，充分清除無用固相，使鉆井液保持較低固相含量。

3) 鉆進定向造斜段時，繼續(xù)用有機胺和聚丙烯酰胺干粉膠液維護，保證鉆井液中抑制劑的有效含量，提高其抑制性；利用磺化酚醛樹脂和磺酸鹽共聚物降低鉆井液的高溫高壓濾失量，并配合改性瀝青改善泥餅質(zhì)量；進入造斜段后，為滿足滑動鉆進的需要，混入原油，以提高鉆井液的潤滑性，有效降低鉆井液的高溫高壓濾失量。

3.3.2 三開井段(3 890.00～5 340.00 m)

1) 掃完二開水泥塞后，在套管內(nèi)對二開斜井段井漿采用聚丙烯酰胺干粉膠液進行稀釋，并補充有機胺，增強鉆井液的抑制性能，同時通過補充、置換二開儲備的低黏土含量鉆井液的方法，將鉆井液性能調(diào)整至設(shè)計范圍。

2) 隨著水平段增長，補充聚丙烯酰胺干粉膠液，保持其有效含量，提高鉆井液的抑制性能控制泥巖夾層的水化分散，并加入磺化瀝青和超細碳酸鈣以形成致密泥餅，同時提高原油的加量并配合加入極壓潤滑劑、納米乳液等來降低摩阻扭矩。

3.4 應用效果

3.4.1 鉆井液性能穩(wěn)定且井眼清潔效果好

義 123-9HF 井在鉆進過程中，鉆井液的漏斗黏度、塑性黏度及動切力隨井深增加均有所增大，但基本保持穩(wěn)定(見圖1，圖中密度突變點為處理溢流前后的密度變化情況)。

由圖1可見，整個鉆井過程中鉆井液性能穩(wěn)定，流變性好，三開小井眼水平段動塑比始終控制在0.36～0.50 Pa/(mPa·s)，攜巖性能優(yōu)良，保證了井眼清潔，減少了巖屑床的形成，為該井的安全快速鉆進提供了保障。

3.4.2 抑制防塌性能好

義 123-9HF 井在鉆井過程中沒有出現(xiàn)坍塌掉塊及阻卡現(xiàn)象，井壁穩(wěn)定性好，井眼規(guī)則，三開井段平均井徑擴大率為5.8%，表明該鉆井液具有良好的抑制防塌性能。

3.4.3 潤滑性能優(yōu)良

定向造斜段和水平段鉆進過程中，鉆井液濾餅的黏滯系數(shù)一直保持在0.052 4～0.061 2，二開斜井段鉆進摩阻為80～100 kN，三開水平段鉆進摩阻保持在60～80 kN，平均扭矩在10 kN·m以下，顯示出良好的潤滑性。

4 結(jié)論與建議

1) 在優(yōu)選乳化劑的基礎(chǔ)上，通過提高鉆井液中原油的含量，并配合極壓潤滑劑等潤滑材料，大大增強了其潤滑性能，保證了斜井段和水平段的安全快速鉆進。

2) 研制的高混油有機胺聚磺鉆井液，可有效抑制東營組、沙河街組地層泥巖層段的水化，防止井眼坍塌。

3) 高混油有機胺聚磺鉆井液具有較強的抑制防塌性、優(yōu)良的潤滑性和較高的抗溫能力，解決了濁積巖長水平段井底溫度高、鉆井液的調(diào)滑性和穩(wěn)定性差的問題，可為同類儲層的勘探開發(fā)提供支持，建議在該類儲層推廣應用。

4) 高混油比情況下原油乳化效果不理想，隨著原油含量的增大，乳化效果明顯變差，需進一步進行室內(nèi)試驗研究，研制或優(yōu)選高效乳化劑，提高高混油鉆井液中原油的乳化效果。

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[編輯 令文學]

Drilling Fluid Technology for a Long Horizontal Section in a Turbidite Reservoir of the Bonan Depression, Shengli Oilfield

Qiao Jun, Yu Lei, Zhang Shouwen, Liu Baofeng, Zhang Zhicai, Yang Jingli

(DrillingTechnologyResearchInstitute,SinopecShengliOilfieldServiceCorporation,Dongying,Shandong，257017,China)

To address problems such as hole instability,high sliding friction and poor cuttings transport encountered in drilling horizontal well in a turbidite reservoir of the Bonan Depression,Shengli Oilfield,the inhibition of organic amine drilling fluids was evaluated by linear expansion test in laboratory,the plugging effect of both“crude oil and extreme-pressure lubricant” was evaluated by a HTHP filtration experiment.Then the effect of the oil content on drilling fluids performance was also evaluated,by which an organic amine sulphonated polymer drilling fluid containing a high content of crude oil was developed.Lab test results demonstrated that organic amine sulphonated polymer drilling fluids with high contents of crude oil possess satisfactory temperature tolerance,rheology,inhibitive behavior,lubricity and stable performance,which can meet field requirements.This drilling fluid system has been applied in 9 wells in Bonan Block,with no hole collapse or pipe sticking.Typically in Well Yi 123-9HF,the average hole enlargement rate at the third spud section was 5.8%,the friction at the horizontal section remained at 60-80 kN,which demonstrates the good hole collapse prevention ability and the lubricity of the drilling fluids.Therefore,organic amine sulphonated polymer drilling fluids with high contents of crude oil can effectively resolve problems in drilling horizontal wells in a turbidite reservoir of the Bonan Depression, Shengli Oilfield, and provide new technical support for raising penetration rate in drilling similar reservoirs.

sulphonated polymer drilling fluid；turbidite；long horizontal section；horizontal well；Shengli Oilfield

2014-05-06；改回日期：2014-11-26。

喬軍(1968—)，男，山東肥城人，1989年畢業(yè)于山東大學化學專業(yè)，高級工程師，主要從事鉆井液技術(shù)研究和相關(guān)管理工作。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”課題“薄互層低滲透油藏水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)”(編號 2011ZX05051-002)的部分研究成果。

?鉆井完井?

10.3969/syztjs.201501010

TE254+.6

A

1001-0890(2015)01-0058-05

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