王 維

(西安石油大學，陜西 西安 710065)

南堡13-1706井四開鉆井液技術(shù)

王 維

(西安石油大學，陜西 西安 710065)

南堡13-1706井是一口大位移大斜度深井，四開井段存在井眼凈化困難、摩阻扭矩大、井壁失穩(wěn)、井下漏失、井底高溫等問題。研究問題產(chǎn)生的機理，提出運用井眼凈化和井壁穩(wěn)定技術(shù)的相應(yīng)對策，在現(xiàn)場施工中優(yōu)化鉆井液配方、優(yōu)選流變參數(shù)，使鉆井液具有良好的攜巖性、潤滑性、井壁穩(wěn)定性和高溫穩(wěn)定性。在實鉆中，配合合理的鉆井工程措施，順利完成了該井四開鉆進及完井施工。

大位移井 鉆井液 摩阻 漏失 井眼清潔 井壁穩(wěn)定 側(cè)鉆

南堡13-1706井位于南堡油田1號構(gòu)造，該井完鉆井深6 387m，井身結(jié)構(gòu)為：φ660.4 mm×251.00 m+φ444.5 mm×1 803.00 m+φ311.1 mm×4 373.00 m+φ215.9 mm×5 967.00 m+φ152.4 mm×6 387.00 m，井眼軌跡為：0～279 m直井段～1093 m增斜至57.24°～穩(wěn)斜至5 192 m～5 350 m增斜至71.32°～5 814 m穩(wěn)斜段～5 925m增斜至84°～6387穩(wěn)斜段。四開井底位移為4 522.51 m，鉆遇東營組和沙河街組地層，在原井眼鉆進至5 992 m進入中完施工階段后，井壁坍塌，填眼側(cè)鉆，側(cè)鉆井段為5 192～5 967 m。該井四開裸眼段長、井斜位移大、井眼深度深、尺寸??；且沙河街組地層溫度高、井壁易失穩(wěn)，探潛山時易漏失,對鉆井液的高溫穩(wěn)定性、井壁穩(wěn)定性、攜巖性、潤滑性、井眼清潔以及防漏能力都有較高的要求。

1 難點分析[1-5]

(1)井眼凈化困難。

四開井段長1 594 m，井斜大、位移長，且多次增斜，在原井眼中第二增斜段為5 310～5 586.82 m，此處最大井斜76.02°，極易在鉆進、停泵時造成巖屑堆積，形成巖屑床。

(2)摩阻扭矩大。

四開完鉆時井底最大水平位移達到4 522.51 m，連續(xù)的增斜井段以及井眼軌跡不光滑，在作業(yè)過程中摩阻扭矩問題非常突出。

(3)井壁失穩(wěn)問題突出。

沙河街組地層發(fā)育大段層理、裂縫性泥巖，粘土礦物含量高。由于濾液對泥巖長時間浸泡，井底壓差和泥巖裂縫自吸水引發(fā)的泥巖水化膨脹，極易導(dǎo)致井壁泥巖剝落掉塊，嚴重時發(fā)生周期性井壁失穩(wěn)。

(4)潛山頂部易漏失。

奧陶系為碳酸鹽巖儲層，裂縫發(fā)育，地層壓力系數(shù)低，僅為0.99～1.01。而四開鉆井液密度最高可達1.38 g/cm3，有害固相含量高，環(huán)空壓耗大，在探取潛山頂部時大壓差易導(dǎo)致漏失。

(5)井底溫度高。

該井在沙河街地層底部預(yù)計溫度可達140℃，且由于鉆井周期長，該對鉆井液的其他性能參數(shù)要求嚴格，所以鉆井液的高溫穩(wěn)定性至關(guān)重要。

2 鉆井液技術(shù)

2.1 井眼清潔技術(shù)

井眼清潔[6，7]是大位移井順利完成的關(guān)鍵技術(shù)之一。采取高鉆速、高排量、攜巖劑、巖屑床破壞器、短起下鉆循環(huán)、機械除砂等技術(shù)措施，同時提高鉆井液的動塑比、低剪切速率值等，是改善井眼凈化效果的主要可控因素。

王文廣等[8，9]關(guān)于計算大位移井環(huán)空巖屑床厚度，用冪律模式描述鉆井液流變性的半經(jīng)驗?zāi)Ｊ?，對冀東油田大斜度長位移井施工中應(yīng)對巖屑床問題具有指導(dǎo)意義。

2.2 井壁穩(wěn)定技術(shù)

2.2.1 井壁穩(wěn)定性的力學分析[10-12]

地層巖石應(yīng)力一般有水平方向主應(yīng)力和垂向應(yīng)力。對于大位移井，井壁受力與井斜角、方位角密切相關(guān)。井壁巖石在鉆開后發(fā)生彈性變形，但未立即坍塌破壞，而是隨著濾液滲入巖石，巖石的黏聚力和內(nèi)摩擦角與原地層相比有降低，井壁圍巖強度隨之降低，隨著時間推移而發(fā)生井壁巖石掉塊。通過受力情況分析，該井四開鉆井是依據(jù)最優(yōu)鉆井方位設(shè)計，影響井壁穩(wěn)定性的主要力學因素是鉆井液液柱壓力和滲透系數(shù)。

2.2.2 井壁穩(wěn)定性的化學分析

沙河街地層泥巖[13]中黏土礦物含量較高，以伊利石和伊蒙混層為主，屬于弱分散中等膨脹的泥巖，裂縫和微裂縫發(fā)育，自吸水能力強，隨著吸水量的增多，微裂縫逐步變大引發(fā)次裂縫。所以，在鉆井過程中，鉆井液與泥巖存在化學勢差以及液柱壓力與孔隙壓力勢差，易導(dǎo)致鉆井液中的濾液進入泥巖裂縫中，引起泥巖吸水膨脹，出現(xiàn)井壁剝落掉塊。

2.2.3 井壁穩(wěn)定對策

針對該井段，鉆井液應(yīng)同時實現(xiàn)宏觀力學平衡和微觀化學平衡：

(1)選擇合理的鉆井液密度，避免鉆井液液柱壓力過大或過小，確保液柱壓力平衡地層最大主應(yīng)力；

(2)通過添加納米—微納米級和瀝青類封堵劑，提高鉆井液濾餅的致密性，并進一步封堵泥巖裂縫和微裂縫，使其能在近井壁形成滲透率接近0的封堵層，阻止鉆井液濾液對泥巖井壁的侵入；

(3)提高鉆井液的礦化度，使鉆井液與泥巖化學勢平衡，最大程度降低泥巖裂縫的自吸能力，同時利用K+、NH4+的鑲嵌作用，提高黏土礦物的穩(wěn)定性。

3 現(xiàn)場施工

3.1 鉆井液配制與維護

(1)鉆井液配制。為了滿足四開長裸眼段井壁穩(wěn)定、大斜度長位移井段攜巖、井眼潤滑和鉆井液高溫穩(wěn)定性，對原有的KCl抗高溫鉆井液體系進行優(yōu)化，配方為：膨潤土漿(45～55g/L)+0.3%PMHA-2+3%SMP-2+2%SPNH+3%HLJS-3+0.8%DSP+3%FT-3000+1%HPA+2%FT-346+3%特制乳化瀝青+2%HLB+7%～9%原油+0.1%乳化劑+1.5%超低滲處理劑+8%氯化鉀+燒堿+加重劑。新配漿鉆井液密度1.25g/cm3，pH值為10。

(2)鉆井液維護。①用HPA、FT-3000、SMP-2、KJ-1、LHJS-3、DSP、FT-346按比例配成膠液，降低鉆井液濾失量，改善泥餅質(zhì)量，提高護膠能力；②保持pH值在9～11之間；③全井采用一級重晶石粉加重，密度隨著地層加深逐步提高，避免大幅度調(diào)整；④進入沙河街組地層后，逐步提高抑制劑和封堵劑含量，確保井壁穩(wěn)定；⑤進入沙河街組地層后，不再加入抗溫性差的處理劑，且盡量減少處理劑種類，提高鉆井液高溫穩(wěn)定性；⑥根據(jù)扭矩和動載情況，采用固、液復(fù)合潤滑方式，補加原油、極壓潤滑劑、特制乳化瀝青和石墨，控制鉆井液摩阻系數(shù)小于0.08；⑦合理使用四級固控設(shè)備，及時清除鉆井液中的有害固相，確保井眼清潔和鉆井液性能穩(wěn)定。

通過以上措施的實施，鉆井液各項性能良好、穩(wěn)定，側(cè)鉆前鉆井液性能見表1、高溫穩(wěn)定性見表2。

表1 四開原井眼鉆井液性能

表2 鉆井液抗穩(wěn)性能

3.2 井眼清潔

為了能及時有效地清除巖屑，避免巖屑沉積形成巖屑床，采取措施有：①合理選用鉆井液流型和流變參數(shù)，保證鉆井液良好的流變性能，動切力不低于10 Pa，動塑比0.45～0.63，φ3值不低于3 Pa和φ6值不低于10 Pa，增強鉆井液懸浮攜帶能力；②優(yōu)選排量，提高環(huán)空返速，排量保持在34 L/s以上，在泵壓允許的情況下盡可能提高排量，環(huán)空返速達到1.15 m/s以上，提高井眼凈化效果；③適當控制鉆速，每鉆進一個立柱采取正、倒劃眼修正井壁，堅持短起下操作，并采用重稠塞、攜巖劑等方式洗井，盡量采取旋轉(zhuǎn)鉆進方式；④四級固控設(shè)備合理運用，振動篩篩布150目以上，除砂器篩布200目，運轉(zhuǎn)率100%，離心機運轉(zhuǎn)率達到90%以上。

3.3 井壁穩(wěn)定

四開井段東營組、沙河街組脆性泥巖發(fā)育，泥巖中微裂縫和自吸水現(xiàn)象嚴重，井筒與地層壓差越大，侵入微裂縫的濾液越多，井壁越不易穩(wěn)定，施工過程中對泥巖的封堵不僅要考慮微米級封堵還應(yīng)考慮納米級封堵，且封堵材料中可變形粒子和性能應(yīng)與地層溫度相適應(yīng)。采取的措施有：①合理使用鉆井液密度，嚴格控制井底當量密度，保持合理壓差；②膠液按比例加入DSP、SPNH、LHJS-3、SMP-2等抗高溫降濾失劑，提高膠液護膠能力，控制API濾失量在3mL以內(nèi)，高溫高壓濾失量在8 mL以內(nèi)；③進入沙河街組地層，保證FT-3000封堵防塌處理劑含量，提高鉆井液封堵能力，減小濾液滲透至地層；④強化鉆井液抑制性，鉆井液中保持8%KCl、0.8%～1%HPA，防止泥巖中伊蒙混層吸水產(chǎn)生不同膨脹壓，引起井壁失穩(wěn)；⑤控制大段硬脆性泥巖和軟硬地層交錯段的起下鉆速度，合理選擇循環(huán)井段，防止井壁坍塌。

3.4 減摩和防卡

保持良好的鉆井液性能，井壁穩(wěn)定、韌而光滑的泥餅質(zhì)量和井筒清潔是潤滑防卡的前提條件；采用原油、極壓液體潤滑劑和固體潤滑劑復(fù)合潤滑方案，確保原油含量>6%，極壓潤滑劑含量1.5%～2.0%，根據(jù)井下情況配合石墨類潤滑劑，提高潤滑防卡能力，控制摩阻系數(shù)小于0.08，根據(jù)扭矩和上提拉力的變化，及時調(diào)整潤滑方案；配合技術(shù)劃眼、短起下、大排量循環(huán)、常規(guī)鉆具通井等工程技術(shù)措施，采取大排量循環(huán)和攜巖劑稠塞等方式清潔井眼；優(yōu)化鉆具組合，減少鉆具與井壁的接觸面積，活動鉆具時，活動范圍盡量不低于2個單根，鉆具靜止時間盡量不超過2 min。

4 井漏及井眼側(cè)鉆

4.1 井漏處理

鉆進至井深5 992 m時發(fā)現(xiàn)漏失，鉆井液密度1.35 g/cm3、漏斗粘度92 s，將鉆井泵排量由32 L/s降至21.5 L/s，循環(huán)測得漏速20.4 m3/h。再次降排量至16 L/s，循環(huán)測得漏速14.4 m3/h。保持循環(huán)，打入堵漏泥漿(14%隨鉆果殼+12%單封)16 m3，漏失3.2 m3。循環(huán)期間共漏失鉆井液56.6 m3。起鉆至4 265 m(技套內(nèi))，起鉆過程正常無漏失，技套內(nèi)循環(huán)無漏失，井漏問題解除。

4.2 四開井眼側(cè)鉆

井漏問題解除后，下鉆循環(huán)通井并驗證堵漏效果，在下鉆過程中，遇阻卡嚴重，多次憋泵、蹩停頂驅(qū)。后更換常規(guī)鉆具下鉆劃眼，劃眼至5 468.3 m，下劃困難，測多點數(shù)據(jù)并對比分析，判斷在井深5 317～5 493 m劃出新井眼，之后在井深5 200 m處打塞側(cè)鉆(實際側(cè)鉆點5 192 m)，側(cè)鉆井眼軌跡實鉆剖面見表3。

側(cè)鉆井段采用原井眼鉆井液維護措施以外，還采取了以下措施：

表3 四開側(cè)鉆井眼軌跡實鉆剖面數(shù)據(jù)

表4 四開側(cè)鉆后鉆井液性能

(1)配方中增加了2%HGW、2%HSm和1.5%陽離子瀝青粉，其中HGW、HSm對微納米級縫孔形成有效封堵，能在近井壁形成滲透率接近為0的封堵層，降低鉆井液的壓力傳遞，有效阻止鉆井液對泥頁巖井壁的侵入，軟化點為120～140℃的陽離子瀝青粉，與地層溫度相匹配，有效封堵硬脆性泥巖微裂縫，提高防塌能力；

(2)密度保持相對穩(wěn)定，避免大幅度調(diào)整，鑒于原井眼出現(xiàn)井壁失穩(wěn)，提前提高鉆井液密度，至沙河街井段提高至1.38 g/cm3；

(3)進一步降低鉆井液的濾失性，控制API濾失量在1 mL以內(nèi)，高溫高壓濾失量在6 mL以內(nèi)；

(4)鉆井液的動塑比提高至0.54～0.76，φ3值提高至8Pa和φ6提高至16 Pa；

(5)鉆進中密切監(jiān)視井下扭矩和動載情況，采用固液復(fù)合潤滑方式，及時補充原油、HLB極壓潤滑劑、特制乳化瀝青和石墨，將鉆井液摩阻系數(shù)控制在0.06以下；

(6)排量提高3～5 L/s，泵壓提高4～6 MPa，增強鉆井液巖屑懸浮攜帶能力，降低鉆進扭矩，以防止巖屑床形成。側(cè)鉆后鉆井液性能見表4。

4.3 效果分析

與原井眼相比，側(cè)鉆井眼中的轉(zhuǎn)速從60～80 r/min提高至90～100 r/min，扭矩從37～44 kN·m下降至29～35 kN·m；在5 925～5 967 m井段，轉(zhuǎn)速增至90 r/min，扭矩降至35kN·m。完井、通井、下尾管直至固井各環(huán)節(jié)均順利進行，無復(fù)雜事故發(fā)生。

5 結(jié)論和認識

(1)井眼清潔技術(shù)和井壁穩(wěn)定技術(shù)是大位移井鉆井成功的關(guān)鍵技術(shù)。針對影響攜巖效果和導(dǎo)致井壁失穩(wěn)的因素，提出相應(yīng)的技術(shù)措施，在南堡13-1 706井四開井段實鉆過程中實施效果良好。

(2)在原井眼鉆井液性能控制和維護措施基礎(chǔ)上，側(cè)鉆井段進一步提高了鉆井液的密度、封堵能力和流變參數(shù)，應(yīng)用巖屑床破壞器和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，提高循環(huán)排量，井壁穩(wěn)定和井眼清潔效果有了明顯的改善。

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Drilling fluid technology for the forth spudding of Nanpu 13-1706 well

Wang Wei

(Xi’anShiyouUniversity,Xi’an710065,China)

Nanpu 13-1706 well is a large displacement and highly-deviated one. There are problems of hard to clean borehole, big friction torque, instability of borehole, borehole leakage, high temperature of downhole, etc. in the well section of the forth spudding. According to the mechanism of generating problems, the countermeasures for the borehole cleaning and the wellbore stability were proposed. In the drilling, the drilling fluid formulation and rheological parameters were optimized. As a result, the optimized drilling fluid has good carrying capacity and lubricity, wellbore stability, and high temperature stability. During actual drilling process, integrating reasonable measures, the forth spudding and drilling was successfully completed.

large displacement well; drilling fluid; friction; loss circulation; borehole cleaning; wellbore stability; sidetracking

TE242

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.03.014

2017-04-24；改回日期：2017-07-17。

王維(1989—)，工程師，西安石油大學油氣田開發(fā)專業(yè)研究生在讀。E-mail:527880533@qq.com。

(編輯 韓 楓)