无黏土相聚合物钻井液在番禺35-2区块的应用

姚磊

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东 深圳 518067)

程晓宁

无黏土相聚合物钻井液在番禺35-2区块的应用

姚磊

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东 深圳 518067)

程晓宁

(中石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西 西安 710000 )

[摘要]无黏土相钻井液体系在陆地钻井中应用已经较为广泛，技术相对较为成熟。无黏土相钻井液体系具备低密度固相含量低、流变性调节范围大、利于提高机械钻速等特点，多用作钻开液。针对南海番禺35-2区块1井的地层特点，选择使用无黏土相聚合物钻井液，从技术难点入手，在室内配方研究的基础上，结合现场钻井液处理措施，成功解决了番禺35-2区块1井311.15m井段容易出现泥岩水化造浆、携砂困难、珠江组中段泥岩容易垮塌等问题，保证起下钻过程顺利，套管顺利下到位。

[关键词]无黏土相；聚合物钻井液；动塑比；南海；应用

无黏土钻井液体系是根据屏蔽暂堵理论，选用粒度适合目的层空隙大小的CaCO3为暂堵剂和加重剂，改性淀粉为变型粒子和降失水剂，并选用优质的生物聚合物作为提黏提切剂、适需要而定的pH值调节剂、润滑剂组成，整个体系属于环保型钻井液体系[1]。无黏土相钻井液体系在陆地钻井中应用已经较为广泛，技术相对较为成熟。无黏土相钻井液体系包括无黏土相聚合物钻井液、无黏土相正电胶钻井液、无黏土相盐水钻井液和PRD(无固相弱凝剂)体系，均具备低密度固相含量低、流变性调节范围大、利于提高机械钻速、保护储层等特点，该体系一般多用作钻开液[2]。

中海油继番禺30-1大气田开发之后，着手针对番禺35-2区块开发天然气，番禺35-2区块气藏埋藏较深，垂深超过3500m，作业水深最大近400m，以水下井口的方式开发。该区块作业风险大，主要表现在裸眼段长井斜大导致携砂困难、井壁容易失稳等方面。为了满足钻井需求，在南海东部常用的PLUS/KCl(PLUS为聚合物钾盐钻井液体系)体系基础上通过改良，不加入预水化膨润土浆和聚阴离子纤维素，引进交联淀粉，提高黄原胶XC的加量，形成了一套无黏土相聚合物钻井液体系。下面，笔者介绍无黏土相聚合物钻井液在番禺35-2区块的具体应用。

1室内评价

1.1与常规PLUS/KCl体系性能对比

南海东部常用PLUS/KCl体系基础配方为：2%海水膨润土浆+0.3%烧碱+0.2%纯碱+0.5%聚阴离子纤维素+3%复合型成膜封堵剂+5%KCl+0.3%PLUS+0.15%黄原胶(XC)。

无黏土相聚合物钻井液体系基础配方为：海水+0.3%烧碱+0.2%纯碱+1.5%交联淀粉+3%复合型成膜封堵剂+5%KCl+0.3%PLUS+0.15%XC。

在常规钻井液处理剂相同加量下，热滚100℃×16h后，2种钻井液体系基础配方性能对比如表1所示。与PLUS/KCl钻井液体系相比，无黏土相聚合物钻井液具有塑性黏度低、动塑比高等优越的流变性特点。由于无黏土相聚合物钻井液体系没有使用优质膨润土，在同等复合型成膜封堵剂加量下，常温常压失水要大，实际应用中可以提高复合型成膜封堵剂的加量来降低失水。

表1　2种钻井液基础配方性能对比

注：ρ为密度；AV为表观黏度；PV为塑性黏度；YP为动切力；Φ6、Φ3分别为六速旋转黏度计6、3r/min读数；FLAPI为API滤失量。

1.2不同XC加量对流变性能的影响

在无黏土相聚合物体系的基础配方上，通过调整XC的加量，测得流变性的变化趋势(见图1、图2)。随着XC的加量增加，无黏土相聚合物钻井液体系的动切力的增长趋势明显大于塑性黏度的增长趋势，直观表现在动塑比逐渐增大。

图1　AV、PV、YP随XC加量变化趋势　　　　　　　　　　　　图2　动塑比、Φ6、Φ3随XC加量变化趋势

1.3抗岩屑污染能力评价

取番禺35-2区块现场韩江组下部泥岩岩屑烘干样，粉碎后过80目筛，过筛后岩屑粉末加入基浆，热滚100℃×16h后，测得无黏土相聚合物钻井液性能变化如表2所示。

表2　抗岩屑污染能力评价

从表2可以看出，无黏土相聚合物钻井液受岩屑污染的影响较大，主要表现在塑性黏度增长趋势较大，但在3%岩屑侵污以内，动塑比仍然可高于0.8，流变性可控。在一定的泥岩岩屑侵污下，触变能力增强，失水也有降低的趋势，主要原因是黏土颗粒参与了空间网状结构的形成。

1.4润滑性室内评价

表3　润滑性系数

用Fann EP212型极压润滑仪对无黏土相聚合物钻井液基浆以及不同润滑剂加量下的钻井液进行润滑性评价。基浆配方如下：海水+0.3%烧碱+0.2%纯碱+1.5%交联淀粉+3%复合型成膜封堵剂+5%KCl+0.3%PLUS+0.3%XC。

基浆经100℃×16h热滚后，测得其润滑性系数；分别在基浆中加入3%和4%绿色环保润滑剂，测得其润滑性系数(见表3)。

从表3可以看出，加入3%和4%绿色环保润滑剂可以使无黏土相聚合物钻井液体系的润滑性系数分别降低29.4%和35.3%，加入4%绿色环保润滑剂后润滑性系数仅为0.11。与常规水基钻井液润滑系数0.15～0.25相比[3]，无黏土相聚合物钻井液表现出其优越性。

2应用

番禺35-2区块1井设计垂深3689m，完钻斜深4732m。一开用海水/膨润土浆、∅660.4牙轮钻头+∅914.4mm扩眼器钻至井深330m，下入∅762mm导管至井深329.9m；二开用海水/膨润土浆、∅444.5mm钻头钻至井深1105m，下入∅339.725mm套管至1099m；三开使用无黏土相聚合物钻井液体系、∅311.15mm钻头钻至4116m(井斜87°着陆)，下入∅244.475mm技术套管至井深4110m；四开水平段使用PRD钻井液体系、∅215.9mm钻头钻至4732m完钻。

2.1作业难点

1)番禺35-2区块1井311.15mm井段钻遇大套灰色泥岩，韩江组泥岩成岩性差，泥岩容易水化造浆；

2)该井311.15mm井段裸眼段长3000m以上，井斜大，携砂困难，容易形成岩屑床；

3)钻进扭矩高；

4)珠江组中段泥岩(垂直深度3250～3400m)容易垮塌，造成起下钻阻卡、套管下不到位等复杂情况出现。

2.2现场处理措施

1)在室内评价的配方基础上，提高包被剂PLUS的浓度至0.5%；提高复合型成膜封堵剂的浓度至5%，改善泥饼质量，降低体系的失水至4.4ml；KCl的加量提高到8%，能有效地包被抑制韩江组泥岩。

2)在室内评价的配方基础上，逐步提高黄原胶XC的加量至0.4%～0.5%，动塑比最高达0.94，Ф6转值15，Ф3转值11，利用平板型层流以及高的低剪切速率下的黏度使井眼清洁度达90%，分井段钻井液流变性能如表4所示。

表4　分井段.钻井液流变性能

表4中把∅311.15mm井段分为4段，前3段由于井斜小，对钻井液流变性能要求低，即可满足现场的携砂需求；在15°井斜稳斜段后期，逐步提高动塑比至0.89左右，提Φ6/Φ3至13/10；3200～4116m连续从15°增斜至87°着陆，为满足井眼清洁的需要，提高动塑比至0.94左右，提Φ6/Φ3至15/11；在钻进至井斜为40～87°井段，间歇性泵稀塞，利用紊流原理辅助携砂效果很好。

3)无黏土相聚合物钻井液体系良好的包被抑制性降低了劣质固相进入钻井液中，利用好现场的固控设备，短起下钻过程中排放沉砂池，补充新浆，严格控制低密度固相含量和含砂量，在保持了良好的流变性的同时降低了摩阻；现场润滑剂加量为4%，实际钻进过程中的最大扭矩29klb·ft，钻井过程顺利。

4)针对珠江组中段泥岩容易垮塌，在钻入该地层前，密度由1.35g/cm3逐步提至1.42g/cm3，平衡地层压力；同时利用复合型成膜剂的成膜效应封堵泥岩微裂缝，降低失水至2.8ml，有效地预防井壁失稳。在该井段完钻之前，再次提高钻井液密度至循环时井底ECD(当量循环密度)值1.47g/cm3，防止在短起下钻过程中出现井壁失稳，最终使套管顺利下到位。

2.3现场应用评价

无黏土相聚合物钻井液体系在该井非产层段成功应用表明，无黏土聚合物钻井液密度在1.07～1.5g/cm3范围内能保持好良好的流变性，动塑比高，利于井眼清洁。在多次调整井斜、裸眼进尺长的情况下，短起下钻过程中仍都较顺利。无黏土相聚合物钻井液体系包被抑制性强，劣质固相低，有利于改善泥饼质量，降低摩阻。

3结论

1)与常规PLUS/KCl钻井液体系相比，无黏土相聚合物钻井液具有塑性黏度低、动塑比高等优越的流变性特点，可操作性强，能满足海上大斜度井或水平井的携砂要求。

2)无黏土相聚合物钻井液体系抗岩屑污染能力较弱，为了保持良好的流变性能，现场需要加强固相控制，使钻井液中的有害固相侵入量控制在3%范围内。

3)无黏土相聚合物钻井液体系具有良好的润滑性，有利于长裸眼段钻进和起下钻摩阻的控制。

4)实际应用表明，无黏土相聚合物钻井液体系用于非储层段钻进也突显其优越性，对海上钻井技术来说是一次革新。

[参考文献]

[1]金祥哲，陈在君，杨斌.无黏土钻井液体系优化及在靖平09-14井的应用[A].第十届石油钻井院所长会议论文集[C].北京：石油工业出版社，2010：281～284.

[2] 杨鹏.抗高温无黏土相钻井液研究[D].北京：中国石油大学，2011.

[3] 沈伟.大位移井钻井液润滑性研究的现状与思考[J].石油钻探技术，2012，29(1)：26～28.

[编辑]辛长静

[引著格式]姚磊，程晓宁.无黏土相聚合物钻井液在番禺35-2区块的应用[J].长江大学学报(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

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)16-0014-04

[中图分类号]TE254.3