水平井快速钻井液技术在长南区块的应用

骆胜伟，刘波

(中石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西 西安 713200)

黄光辉

(中石化江汉油田分公司技术监督中心，湖北 潜江 433124)



水平井快速钻井液技术在长南区块的应用

骆胜伟，刘波

(中石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西 西安 713200)

黄光辉

(中石化江汉油田分公司技术监督中心，湖北 潜江 433124)

水平井是长南区块天然气开发的重要手段之一，安全快速钻井是提高水平井开发效益的关键。在CQSP-1钻井液体系的基础上，优化低黏切、低固相的钻井液配方。应用随钻防漏堵漏技术，改进承压堵漏工艺；针对延长组和“双石层”的防塌试验，提高钻井液防塌能力；形成一套水平井快速钻井液技术。长南区块使用快速钻井液技术完成了4口水平井，平均机械钻速提高了2.34%，平均钻机月速提高了29.04%。解决了长南区块三开天然气水平井施工中的井漏、井塌频繁，钻速慢等难题。

长南区块；上古水平井；快速钻井；三开

长庆油田长南区块上古天然气水平井设计为三开井身结构，延长组下部和刘家沟组承压弱，且与下部需加重井段同处在二开裸眼段，极易发生井漏。延长组下部、石千峰组、石盒子组存在多层位坍塌，直井段和斜井段钻速慢。水平段产层砂岩连续性差，钻遇易塌泥岩夹层的几率很高[1]。针对诸多难点，对CQSP-1钻井液体系进行优化，以实现快速钻井和预防井下复杂。

1　配方优化试验研究

1.1钻井液转化配方

钻井液的低密度、低黏切性能是快速钻井的保障，泥岩防塌需控制适当的滤失量，故对钻井液转化配方的优化是钻井提速的一个关键因素。试验中通过逐步减少增黏性处理剂的材料，选取性能最优的配方，见表1。可以看出，配方3与配方1、2比较，配方3黏度和动切力明显低；配方3与配方4比较，配方3的API滤失量和动塑比更优，故优选配方3作为钻井液的转化配方。

表1　钻井液转化配方优选试验

注：μa为表观黏度；μp为塑性黏度；τd为动切力；Rdp为动塑比；VAPI为API滤失量。配方中的百分数均为质量分数。下同。

1.2复合盐加量优化

表2　复合盐加量优化试验

注：直罗岩样，试验条件为90℃×16h。

NaCl和HCOONa的加入既保证了钻井液体系的抑制性，达到稳定井壁和预防泥包的目的，同时也能提高钻井液密度，减少重晶石等固相的加入，试验结果见表2。可以看出，配方2回收率最高，配方3其次，但是配方2较配方3加量大，故优选配方3：15%NaCl+7%HCOONa作为复合盐的参考加量。

1.3掉块浸泡

井壁的稳定受地层力学与化学耦合因素的双重影响[2]，钻井液中滤液的侵入对井壁稳定性有较大的影响。对收集的长南区块延长组、石千峰-石盒子组的掉块进行碱液(0.1%NaOH+生产水)浸泡试验，以确定性能优化的方向。

1)延长组通过对延长组掉块的浸泡发现，紫色和灰绿色泥岩均易吸水膨胀破碎(图1)，显示其对钻井液滤液较敏感。故延长组下部的防塌需从控制滤失量方面进行优化。

图1　长南区块延长组掉快浸泡试验

2)石千峰-石盒子组斜井段处在石千峰-石盒子组，通过对石千峰组的棕红色泥岩和石盒子组的杂色泥岩掉块进行浸泡试验发现，杂色泥岩极易水化分散，棕红色泥岩不易吸水膨胀破碎(图2)，故“双石层”防塌需兼顾失水控制和力学平衡两方面。

图2　长南区块“双石层”泥岩浸泡试验

2　现场应用

2.1工艺堵漏优化

对工艺堵漏配方(桥塞堵漏剂GD-3、QD-1)进行改进，加入细封堵材料(乳化沥青SFT、无渗透剂DF-NIN)，增加堵漏材料种类，调整比例，使堵漏浆能更有效地封堵地层孔隙。如表3所示。通过现场试验情况来看，优化后，地层承压能力得到提高。

表3　工艺堵漏优化试验前后对比

2.2水平段处理剂优选

水平段钻井液随着淀粉降滤失剂GD-K加入量的增加，增黏快，不利于低黏切性能的控制，试验水平段以磺化酚醛树脂SMP替代GD-K控制滤失量。试验显示(表4)，相同质量分数的情况下，SMP降滤失效果优于GD-K，同时黏度相对低，更利于性能的控制。

表4　GD-K与SMP性能对比试验

3　应用效果

3.1速度指标提高

钻井液固相含量、黏切低，防塌和防漏效果理想，井下复杂减少，钻井速度能得到有效提高[3,4]。通过试验优化后，长南区块使用快速钻井液技术完成的4口水平井，平均机械钻速提高了2.34%；平均钻机月速提高了29.04%。

3.2防漏与堵漏有效

1)延长下部和刘家沟易漏井段应用随钻防漏堵漏技术。钻进过程中，钻遇易漏井段时，提前加入随钻堵漏剂，封堵地层细小孔隙，减少漏失量[5]。以高桥35-59H1井为例，二开井段中漏失有2个明显的峰值，即延长组下部(井深2310m，漏失3.5m3/h)和刘家沟组(井深3020m，漏失5m3/h)，通过对应地提高随钻堵漏剂加量，漏失量明显减小至正常，显示出了随钻堵漏良好的效果。

2)在3口井中应用改进后的工艺堵漏技术(表5)，随着挤入量的增加，承压能力逐步提高，在挤压末期，停泵5min压降小于1MPa，即可判断为稳压效果良好。工艺堵漏完成后，3口井承压当量密度由1.20g/cm3提高至1.25～1.26g/cm3。后期逐步提高钻井液密度至1.28～1.30g/cm3无漏失。

3.3井壁稳定性

1)延长组下部根据掉块的碱液浸泡试验，延长下部在无固相聚合物钻井液中加入GD-K和SFT控制失水。钻井液密度1.01～1.03g/cm3，漏斗黏度30～32s，中压滤失量12～16mL。与常规井对比，水平井延长组控制滤失和防塌效果好，钻进时井下正常，起下钻顺利。故建议延长组下部严格控制滤失量。

表5　长南3口井工艺堵漏效果统计

2)斜井段“双石层”石千峰组开始逐步转化钻井液，转化配方为0.05%NaOH+0.1%PAC+2%SFT+ 2%GD-K+6%超细碳酸钙，钻井液密度1.03～1.05g/cm3，漏斗黏度35～40s，中压滤失量4～5mL。转化完成后根据井斜控制滤失量和密度，井斜30°以下宽松(密度1.05～1.10g/cm3，滤失量5.0～6.0mL)，井斜60°以上严格(密度≥1.20g/cm3，滤失量≤4mL)。完成井“双石层”防塌效果良好，钻进时井下正常，地面振动筛显示无坍塌掉块，中途电测时均能吊测至45°左右，且电测均一次成功。

3)水平段性能控制在滤失量控制相当的情况下，SMP使用量少，控失水效果更好，且黏度低，有利于水平段机械钻速的提高，高桥35-59H2井水平段机械钻速较高桥35-59H1井提高了16.67%。

4　结论及建议

1)长南区块低黏切、低固相的优快钻井液技术的优化与应用，提高了上古三开天然气水平井的钻井速度，保障了井下安全。

2)随钻防漏堵漏技术的应用，对延长组下部和刘家沟组有较好的防漏效果，应用优化的工艺堵漏技术，能够更有效提高地层承压能力。

3)延长下部适当控制失水，“双石层”按井斜控制密度和滤失量，防塌效果良好。

4)水平段处理剂的优选，有利于性能控制和提高钻井速度，同时降低成本。

[1]刘兆利，李晓明，张建卿，等.无土相复合盐水钻井液的研究与应用[J].钻井液与完井液，2010，27(6):34～37.

[2]邓虎,孟英峰.泥页岩稳定性的化学与力学偶合研究[J].石油钻探技术，2003,31(1):33～36.

[3]屈沅治,孙金声,苏义脑.快速钻进钻井液技术新进展[J].钻井液与完井液，2006,23(3):68～70.

[4]孙金声，杨宇平，苏义脑.提高机械钻速的钻井液理论与技术研究[J].钻井液与完井液，2009，26(2):1～6.

[5]李家学，黄建军，罗平亚，等.随钻防漏堵漏技术研究[J].钻井液与完井液，2008，25(3):25～28.

[编辑]帅群

2016-03-08

骆胜伟(1983-)，男，工程师，主要从事油气井钻井液技术管理与服务工作，luoshengwei2008@sohu.com。

TE254

A

1673-1409(2016)14-0041-04

[引著格式]骆胜伟，刘波，黄光辉.水平井快速钻井液技术在长南区块的应用[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(14):41～44.