邱 康，雷新超，賈鳳龍，馬 帥

氯化鉀聚合醇鉆井液在潿西區(qū)塊定向井應(yīng)用效果分析

邱 康，雷新超，賈鳳龍，馬 帥

（中石化海洋石油工程有限公司，上海 200120）

針對(duì)潿西區(qū)塊復(fù)雜井段鉆井液的使用要求，基于潿西區(qū)塊定向井鉆井施工現(xiàn)象，對(duì)氯化鉀聚合醇鉆井液在該區(qū)域定向井應(yīng)用效果進(jìn)行了分析，結(jié)果表明：氯化鉀聚合醇鉆井液能夠基本滿足潿西區(qū)塊定向井鉆井施工要求，但沒(méi)有徹底解決潿二段到流二段井壁垮塌問(wèn)題，需要進(jìn)一步對(duì)鉆井液體系及性能進(jìn)行優(yōu)化，以便更好地解決復(fù)雜井段井壁垮塌問(wèn)題，確保后續(xù)定向井及水平井鉆井施工安全。

潿西；聚合醇鉆井液；抑制封堵；井壁垮塌；定向井

2015年，中石化在潿西區(qū)塊部署了2口定向井，其中，潿4井獲得高產(chǎn)工業(yè)油流。針對(duì)潿西區(qū)塊潿二段與流二段復(fù)雜井段井壁嚴(yán)重失穩(wěn)問(wèn)題，通過(guò)調(diào)整鉆井液配方和性能參數(shù)，使2口井鉆井施工順利完成。本文從該區(qū)域施工技術(shù)難點(diǎn)入手，討論了氯化鉀聚合醇鉆井液體系及性能在該區(qū)域的應(yīng)用效果與不足，為后續(xù)施工的鉆井液使用、維護(hù)提供指導(dǎo)。

1 潿西區(qū)塊鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

中石化潿西區(qū)塊位于南海北部大陸架西部的北部灣盆地西部，毗鄰中海油潿洲區(qū)塊，涉及萬(wàn)山隆起、潿西南凹陷、潿西南低凸起、海中凹陷和企西隆起五個(gè)構(gòu)造單元，北部灣盆地是中生代區(qū)域隆起背景下發(fā)育起來(lái)的新生代沉積盆地。依據(jù)地質(zhì)研究成果，地層自下而上可劃分為三個(gè)部分：第一部分為古近系陸相沉積，包括長(zhǎng)流組、流沙港組、潿洲組；第二部分為新近系海相沉積，包括下洋組、角尾組、燈樓角組和望樓港組；第三部分為第四系灰黃色砂層及灰色黏土；主要目的層為潿洲組和流沙港組。

從中海油潿洲、烏石區(qū)塊、中石化徐聞區(qū)塊等周邊區(qū)域鉆井施工情況來(lái)看，該區(qū)域主要復(fù)雜問(wèn)題為潿二段與流二段的井壁垮塌以及由此引發(fā)的卡鉆、起下鉆遇阻嚴(yán)重等[1-3]。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，中海油潿洲區(qū)塊由井壁垮塌引起的工程問(wèn)題占比在60%以上，多次出現(xiàn)埋鉆具、井眼報(bào)廢、側(cè)鉆等重大鉆井復(fù)雜情況或者事故[1-2]。從機(jī)理上看，該區(qū)域井壁垮塌主要由地應(yīng)力差值大、泥頁(yè)巖微裂縫發(fā)育、泥頁(yè)巖水化等原因引起。該區(qū)域使用水基鉆井液時(shí)，雖然對(duì)鉆井液體系、井身結(jié)構(gòu)、井眼軌跡控制、鉆井參數(shù)等多方面進(jìn)行了優(yōu)化，在一定程度上解決了井壁垮塌問(wèn)題，但是近年來(lái)，仍頻繁出現(xiàn)由井壁垮塌引發(fā)的復(fù)雜情況或事故，表明未能根本上解決井壁垮塌問(wèn)題。

目前，潿西區(qū)塊僅有8口已鉆井，其中中石化6口，中海油2口，鉆井工作投入較少。2015年以前，中石化在潿西區(qū)塊實(shí)施了4口直井，其鉆井液體系包括海水聚合物體系、海水聚磺防塌體系、KCl/聚合醇防塌體系等（表1），均未能較好解決該區(qū)域潿二段到流二段井壁失穩(wěn)問(wèn)題（圖1）。從圖1中可以看出，4口井從潿二段到流二段井徑擴(kuò)徑較為嚴(yán)重，均出現(xiàn)了擴(kuò)徑率超過(guò)30%的井段，這一狀況與整個(gè)潿洲地區(qū)基本規(guī)律類似，井徑不規(guī)則引發(fā)起下鉆遇阻頻發(fā)，4口井累計(jì)遇阻95次，占所有復(fù)雜情況的96%（圖2）。

表1 潿西區(qū)塊2015年前鉆井液體系

圖1 潿西區(qū)塊4口直井井徑情況

由于定向井井段井斜角大，且受作業(yè)平臺(tái)（勘探2號(hào)）泥漿泵能力限制，除了重點(diǎn)解決井壁失穩(wěn)問(wèn)題，還需要特別注意斜井段攜巖和潤(rùn)滑問(wèn)題。

2 復(fù)雜井段鉆井液技術(shù)方案

2015年，中石化在潿西區(qū)塊部署了2口探井，均為大斜度定向井，最大井斜角為47°，穩(wěn)斜段穿過(guò)從潿二段到流二段的不穩(wěn)定層段，對(duì)鉆井液性能提出了更高要求；為了解決潿二段與流二段地層的井壁垮塌問(wèn)題，對(duì)鉆井液選型、性能設(shè)計(jì)及鉆井液維護(hù)給出了以下基本思路：

（1）合理設(shè)計(jì)鉆井液密度，提高鉆井液對(duì)井壁支護(hù)能力，降低應(yīng)力性垮塌風(fēng)險(xiǎn)。

（2）提升鉆井液抑制能力，降低黏土礦物水化活性，降低鉆井液濾失量；提高鉆井液對(duì)微裂縫封堵能力，改變裂縫浸潤(rùn)性，減少濾液進(jìn)入地層。

（3）合理調(diào)整鉆井液黏度、切力，提高攜巖能力，必要時(shí)采用劃眼破壞巖屑床；提高鉆井液潤(rùn)滑能力，降低鉆具摩阻和扭矩。

依據(jù)上述思路，對(duì)比潿2井、潿3井與海1井、潿1井鉆井液使用情況。選用了防塌效果較好的“氯化鉀聚合醇鉆井液體系”[4-5]，該體系鉆井液配方如下：0.3% NaOH + 0.2% Na2CO3+ 3%~5% KCl+0.3% PAM + 1.5% PACLV+3%DYFT（磺化瀝青）+ 0.3% LPF-H（成膜劑）+0.3% SH201+ 2%~3 % LSF（非滲透封堵劑），鉆井液性能指標(biāo)要求見(jiàn)表2。

鉆井液密度需要滿足平衡坍塌壓力和地層壓力要求，以潿4井為例（圖3），潿洲組鉆井液密度需要控制在1.25~1.40 g/cm3，流沙港組鉆井液密度需要控制在1.30~1.50 g/cm3。

圖2 潿西已鉆井復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)

3 復(fù)雜井段鉆井液施工措施

潿西區(qū)塊潿二段到流二段對(duì)應(yīng)井段為12-1/4″和8-1/2″井段，這兩個(gè)井段使用的鉆井液參數(shù)見(jiàn)表3，為了達(dá)到鉆井液性能要求，兩個(gè)井段鉆井液施工措施為：

表2 潿西區(qū)塊鉆井液性能要求

圖3 潿4井三個(gè)壓力剖面鉆前預(yù)測(cè)

3.1 12-1/4″井段

（1）為便于鉆井液低密度固相的控制，開(kāi)鉆全部使用新配制鉆井液， 2 500 m以后加入3% SMP，降低高溫高壓失水。

（2）進(jìn)入潿二段時(shí)，嚴(yán)格控制鉆井液液相活度，減少濾液的侵入；降低鉆井液失水至3 mL以下；補(bǔ)充3%~5%超細(xì)碳酸鈣（1 500目、3 000目各半）、3% SMP、3%LSF（配成膠液，1個(gè)循環(huán)周加入），嚴(yán)格控制HTHP（120°，10~12 mL）；無(wú)水聚合醇、聚胺抑制劑和納米乳液的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別大于3%、0.5%和2%，液體處理劑可按循環(huán)周直接加入井漿中。

表3 潿西區(qū)塊定向井鉆井液性能參數(shù)

（3）接近進(jìn)入潿二段前將鉆井液密度提高到1.25 g/cm3，密切觀察振動(dòng)篩返出巖屑狀態(tài)，遇到掉塊，及時(shí)提高密度。

3.2 8-1/2″井段

（1）嚴(yán)格控制鉆井液水活度，減少濾液的侵入，增加抗溫材料，補(bǔ)充3%~5%超細(xì)碳酸鈣（1 500目與3 000目各占一半）+0.2% LPF-H +3% SMP + 3% DYFT + 2% LSF + 0.5%~0.7% SH201 + 2%聚合醇+2%海水降失水劑，配成膠液，1個(gè)循環(huán)周加入，嚴(yán)格控制HTHP（140°，8~10 mL）。

（2）以適當(dāng)提高SH201，復(fù)配KCl來(lái)提高泥漿的抑制能力，提高井眼清潔和穩(wěn)定井壁能力。

（3）接近進(jìn)入流二段前將鉆井液密度提高至1.30 g/cm3，密切觀察振動(dòng)篩返出巖屑狀態(tài)，遇到掉塊則及時(shí)提高密度。

4 鉆井液使用效果鉆后評(píng)價(jià)

海2井、潿4井施工總體情況來(lái)看，氯化鉀聚合醇鉆井液能夠基本滿足這2口井復(fù)雜井段鉆井施工對(duì)井壁穩(wěn)定、攜巖、潤(rùn)滑等需求，與鉆井液相關(guān)的鉆井復(fù)雜情況比先前明顯減少，但是仍然存在以下問(wèn)題需要進(jìn)一步解決：

（1）潿二段處在12-1/4"井段，在該井段施工過(guò)程中，返出大量泥餅（圖4），經(jīng)過(guò)多次使用稠漿清掃井眼，仍未清掃干凈，在井眼大且泥漿泵排量受限情況下，如何提升該井段鉆井液的攜巖能力亟待解決。

圖4 潿4井所見(jiàn)在振動(dòng)篩上返出的泥餅

（2）從12-1/4"井段的井眼狀況看，潿洲組特別是潿二段的井眼擴(kuò)徑情況仍然較為嚴(yán)重（圖5、圖6），從振動(dòng)篩返出的巖屑及泥餅來(lái)看，該區(qū)域潿洲組同時(shí)存在硬脆性和水化膨脹性泥巖，后者吸水膨脹后，導(dǎo)致井眼垮塌，在排量受限情況下，井眼返出大量泥餅狀軟泥。雖然該井段API失水（常溫中壓）控制得較低，總體小于3.6 mL，但是鉆井液在井下實(shí)際溫度下的失水會(huì)比該值高很多，較高失水造成泥巖水化垮塌風(fēng)險(xiǎn)增加。實(shí)際鉆井過(guò)程中，進(jìn)入深部井段以后，應(yīng)該注意參照實(shí)際溫度下的高溫高壓失水來(lái)控制鉆井液的濾失性能，而不是單純地控制API失水。

（3）8-1/2"井段為硬脆性泥巖與砂巖互層（圖7），出現(xiàn)應(yīng)力剝落型片狀掉塊后（圖8），鉆井液密度調(diào)整較為及時(shí)，井徑擴(kuò)大率總體控制尚可，但是鉆井液攜帶巖屑存在遲到時(shí)間，即井口觀察到掉塊時(shí)，已經(jīng)鉆過(guò)顯示的垮塌井段，且鉆井液密度按照巖屑反映階梯狀提高，非一步調(diào)整到位，導(dǎo)致井徑在總體上呈現(xiàn)鋸齒狀，存在較大臺(tái)階，導(dǎo)致起下鉆、電纜電測(cè)仍然多次遇阻，改用PCL鉆桿輸送測(cè)井仍然遇阻嚴(yán)重；仍需進(jìn)一步優(yōu)化鉆井液密度的選擇和調(diào)控策略，減少或者消除井眼鋸齒狀臺(tái)階，降低鉆井后續(xù)作業(yè)的風(fēng)險(xiǎn)。

圖5 潿4井實(shí)鉆井徑與理想井眼尺寸對(duì)比

圖6 潿4井井徑擴(kuò)大率與復(fù)雜情況對(duì)比

5 結(jié)論

通過(guò)分析氯化鉀聚合醇鉆井液在潿西區(qū)塊2口定向井的應(yīng)用情況，可以得出如下結(jié)論：

圖7 潿四井潿二段部分綜合錄井圖

圖8 潿4井8-1/2"井段返出的剝落掉塊

（1）在適當(dāng)?shù)默F(xiàn)場(chǎng)施工措施保障下，氯化鉀聚合醇鉆井液能夠基本滿足潿西區(qū)塊大斜度定向井井壁穩(wěn)定、攜巖和潤(rùn)滑等鉆井需求。

（2）從井壁穩(wěn)定情況來(lái)看，對(duì)比2015年前直井施工情況，12-1/4"井段井眼擴(kuò)徑得到了明顯的改觀，但是還未能從根本上控制好井壁垮塌問(wèn)題，井眼呈現(xiàn)出鋸齒狀階梯，引發(fā)了鉆井、測(cè)井過(guò)程中遇阻較多；從井壁失穩(wěn)機(jī)理來(lái)看，該鉆井液技術(shù)方案在解決泥巖水化上仍然存在欠缺，需要進(jìn)一步控制鉆井液高溫高壓失水、提高鉆井液的抑制性（例如嚴(yán)格控制鉆井液液相活度，降低泥巖相對(duì)于鉆井液液相的“水化勢(shì)”，有效地防止泥巖水化）。

（3）應(yīng)該理清鉆井液密度調(diào)整滯后性造成的嚴(yán)重后果，鉆進(jìn)8-1/2"井段（或者12-1/4"井段）時(shí)，必須設(shè)定明確的鉆井液防塌密度控制目標(biāo)，接近揭開(kāi)流二段（或者潿二段）前，按控制目標(biāo)將鉆井液密度一步調(diào)整到位，防止階梯調(diào)整鉆井密度導(dǎo)致的局部井段垮塌問(wèn)題。

[1]李炎軍，蕭林，黃熠. 井壁穩(wěn)定技術(shù)在潿洲11 - 1油田的應(yīng)用[J]. 石油鉆采工藝，2007，29（6）：19-21.

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Analysis of Application Results of Potassium Chloride/Polyglycol Drilling Fluid Systems Used in Directional Well in Weixi Block

QIU Kang, LEI Xinchao, JIA Fenglong, MA Shuai
（SINOPEC Offshore Oilfield Engineering Company, Shanghai 200120, China）

To meet the requirements for drilling fluid used in complex interval of Weixi block， based on drilling phenomenon of directional well， the application results of potassium chloride/polyglycol drilling fluid system is analyzed for directional well in Weixi block. The study results show that potassium chloride/polyglycol drilling fluid system can meet basically the requirements for drilling directional well in Weixi block. However, the wellbore collapse problem from Wei-2 to Liu-2 Members has not solved completely. Further study and optimization should been conducted to solve complex well borehole collapse problem, and ensure the subsequent operation safety of directional wells and horizontal wells.

Weixi； polyglycol drilling fluid systems； inhibition and sealing； wellbore collapse； directional well

TE254

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.093

1008-2336（2016）03-0093-05

2016-04-28；改回日期：2016-06-04

邱康，男， 1983年生，高級(jí)工程師，2011年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京），從事鉆完井技術(shù)研究工作。

E-mail：qiuk.shhy@sinopec.com。