东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液优化与实践

田宗强 韦龙贵 韩成 鹿传世 王成龙

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

东方1-1气田主要开发莺歌海组二段浅层气藏，钻遇地层依次为乐东组、莺歌海组。表层乐东组及莺歌海一段大套泥岩极易水化分散［1-2］，前期钻井过程中使用包被抑制性钻井液，未能有效防止泥岩碎屑聚结成球；气田经过长期开发，储层存在压力衰竭，且开发层位浅（垂深1 350 m左右），地层破裂压力低，钻井液封堵性能不足导致井壁失稳及井漏频发［3-5］；采用大位移水平井开发，对钻井液的井眼清洁能力及润滑性要求高［6］。针对现场存在的问题，表层Ø444.5 mm井段及Ø311.2 mm井段尝试使用了海水聚合物钻井液体系。储层段Ø215.9 mm井段在前期使用的钻井液基础上引入纳米可变形封堵剂PF-Greenseal，同时配合使用PF-LPF成膜封堵剂及高效润滑剂PF-Greenlube，显著提高了封堵性能、井壁稳定性及润滑性能。该钻井液作业模式在东方1-1气田X平台现场应用取得较好的效果，可为同类油气田开发提供参考。

1 钻井液技术难题

Technical difficulties of drilling fluid

东方1-1气田开发井井身结构如图1所示，Ø762.0 mm隔水导管一般采用桩锤打入，钻井作业从Ø444.5 mm井眼开始，同时由于目的层浅，本文将Ø444.5 mm井段、Ø311.2 mm井段作业称为表层作业。Ø444.5 mm井段为造斜段，Ø339.7 mm套管下至莺歌海组一段，Ø311.2 mm井段为稳斜段，Ø244.5 mm套管下至莺歌海组二段顶部，Ø215.9 mm井段为水平段。

（1）表层钻进出泥球严重。表层主要钻遇乐东组、莺歌海组一段。乐东组主要岩性为厚层灰色泥岩夹灰色泥质粉砂岩，莺歌海组一段为大套灰色泥岩及灰色粉砂质泥岩。表1为东方1-1气田某井钻遇地层的黏土矿物含量及组分信息，可以看出，乐东组、莺歌海组一段地层黏土矿物含量在50%左右，且黏土矿物组成以伊蒙混层为主，阳离子交换容量大，伊蒙混层吸附结合水能力强，泥岩钻屑表面易水化，从而导致泥岩钻屑之间相互粘结形成泥球［7-8］。

前期东方1-1气田X平台开发井Ø444.5 mm井段、Ø311.2 mm井段使用包被PDF-PLUS/KCl钻井液体系的包被抑制性及钻井液携带性不足，井眼清洁较差，产生泥球。同时，浅层钻进机械钻速较快，环空岩屑浓度高，泥岩钻屑更容易聚结成球，经常发生堵塞高架槽、振动筛糊筛、环空憋压、卡钻等情况，严重影响作业时效，现场泥球返出如图2所示。

图1 东方1-1气田开发井井身结构Fig. 1 Casing program of development well in Dongfang 1-1 Gasfield

表1 东方1-1气田浅部地层黏土矿物含量及组分Table 1 Content and composition of clay minerals in shallow layer in Dongfang 1-1 Gasfield

（2）储层压力衰竭，储层保护难度大。东方1-1气田经过长期开发，储层压力存在严重衰竭，部分井段地层压力系数衰竭至0.49，钻进过程中产生较高的压差，容易诱发井漏及压差卡钻等复杂情况；另一方面，地层埋深浅，承压能力弱，也容易憋漏［9-10］。井漏是导致储层污染的主要因素，东方1-1气田前期调整井A9H2井和B8H1井Ø215.9mm水平段钻井时均发生井漏，同时2口井表皮因数测试结果最高达到127，储层污染严重。

图2 东方1-1气田开发井钻进现场返出泥球Fig. 2 Mud ball returned in the drilling site of development well in Dongfang 1-1 Gasfield

（3）携岩要求高，摩阻扭矩大。东方1-1气田多采用大位移水平井开发，调整井基本设计如表2所示，水平段长，最长达到1 005 m，井斜角大，易形成岩屑床，同时前期钻井期间机械钻速快，岩屑不容易被携带出来，经常发生憋泵憋扭矩［11-12］。另外东方1-1气田水平井水垂比一般超过2.0，为提高储层钻遇率，在实钻过程中经常调整井眼轨迹，井斜角变化较大，水平段Ø215.9 mm井眼井斜角达到95 °，大位移水平井轨迹复杂，进一步增大钻井摩阻扭矩［13］。

表2 东方1-1气田3口调整井基本设计参数Table 2 Basic design parameters of 3 adjustment wells in Dongfang 1-1 Gasfield

（4）储层垂深浅，井壁易失稳。东方1-1气田浅层目的层垂深1 300～1 400 m，压实程度低，地层疏松，水平井坍塌地层裸露井段长，裸露面积大，且钻进作业时间越长，钻井液对裸露地层的浸泡时间增加，引起坍塌的可能性就越大。同时在水平段钻进过程中，相对于直井，钻井液流动阻力大，引起的附加压差增大，钻井液滤液对地层侵入量增加，侵入深度加大，引起缩径或垮塌的可能性增加。

2 技术对策

Technical countermeasures

2.1 表层采用海水聚合物钻井液体系

Drilling fluid system of sea water polymer used in the surface layers

表层Ø444.5 mm、Ø311.2 mm井段改变以往钻井液思路，均采用海水聚合物钻井液体系进行钻进，海水聚合物钻井液体系配方为：海水+4%膨润土+0.2%烧碱+0.1%纯碱+0.5%PF-PAC（低黏聚阴离子纤维素）+0.3%PF-FLO（淀粉）+0.1%PF-XC（黄原胶）。不同于前期使用的PDF-PLUS/KCl包被抑制钻井液体系，海水聚合物钻井液体系配方简单，为分散型钻井液体系，确保乐东组泥岩充分水化，避免岩屑抱团出泥球，同时现场使用大排量携带出岩屑，有效解决了出泥球问题。

2.2 储层采用屏蔽暂堵型钻井液

Shielding-temporary blocking drilling fluid used in reservoirs

针对Ø215.9 mm井段因储层压力衰竭引发的井漏问题，室内在现场前期使用的无固相钻井液基础上，引入可嵌入并有效封堵地层微裂缝的纳米级可变形封堵剂PF-Greenseal和碳酸钙PF-Ezcarb。储层最大孔径约37.2～46.5 μm，依据Hands理想充填理论，当PF-Ezcarb累计粒度分布曲线D90约等于储层最大孔径时，可获得较理想的暂堵效果［14-15］，最终选择的碳酸钙PF-Ezcarb粒度分布D90为44.52 μm。PF-Greenseal与PF-Ezcarb结合，进一步降低了孔隙压力传递，加强承压封堵能力。得到优化配方为：钻井水+0.3%烧碱+2%FLOTROL（降滤失剂）+3%PF-Greenseal（封堵剂） + 2.5%PF-Greenlube（润滑剂） + JLX B （聚合醇） + 3%PF-Ezcarb（碳酸钙）+1%PF-LPF（成膜剂）+0.5%PF-XC（黄原胶）+0.1%～0.3%PF-VIS（增黏剂）。

室内选取莺歌海组二段2块垂深1 342 m探井岩心，对比了优化前后无固相钻井液在高压条件下漏失量情况。在26 MPa压差下，优化后的无固相钻井液漏失量由优化前的5.4 mL降低到0.4 mL，说明封堵剂PF-Greenseal及PF-Ezcarb形成了致密的泥饼和封堵带，具有较好的承压效果，满足压力衰竭储层钻井作业要求。同时室内也测试了优化后的无固相钻井液粒径分布，优化后的无固相钻井液体系粒径范围为0.6～250.3 μm，分布范围宽，具有良好的暂堵效果。

3 应用效果分析

Analysis on application effects

3.1 无泥球出现，提速明显

Remarkable ROP improvement without mud ball

东方1-1气田X平台3口调整井X7H、X8H、X10H井表层使用了海水聚合物钻井液体系，效果见表3，相比前期表层Ø444.5 mm、Ø311.2 mm井段使用的PDF-PLUS/KCl聚合物钻井液体系，无泥球堵塞高架槽、振动筛糊筛等情况发生，有效解决了泥球问题，平均机械钻速由前期的39～64 m/h提高到85 m/h左右，提速明显。另一方面，相比Ø444.5 mm、Ø311.2 mm井段全程使用PDF-PLUS/KCl聚合物钻井液体系，使用海水聚合物钻井液体系，单井钻井液成本显著降低，据计算可节约钻井液成本近50%。

表3 X平台各井钻井液综合效果对比Table 3 Comprehensive effect comparison between drilling fluids used in each well of Platform X

3.2 储层保护效果良好

Good reservoir protection effect

东方1-1气田X平台3口调整井X7H、X8H、X10H井Ø215.9 mm目的层钻进使用屏蔽暂堵型无固相钻井液体系，完井清喷结果显示，单井均超配产，整体超配产约20%，3口井测试表皮因数依次为0.45、0.20、0，体现出优良的储层保护效果。

3.3 携岩性能好，摩阻低

Good cuttings carrying performance with low friction

水平段钻进过程通过往循环池缓慢补充聚合物PF-VIS及PF-XC［16］，调整钻井液低剪切速率下的黏度，维持钻井液六速旋转黏度计Φ3读数大于5，动切力保持 9～13 Pa，表观黏度保持 25～30 mPa·s，API滤失量保持在1.0 mL以下，同时适当划眼，保持井眼清洁。图3为3口调整井Ø215.9 mm井段实钻ECD情况，由于3口井钻遇的储层压力衰竭程度不同，所以选择的开钻钻井液密度不同。由图3可以看出，3口井的ECD随着井眼深度的增加而缓慢增加，钻进期间ECD增量分别仅为0.15、0.13、0.11 g/cm3，可见钻进过程中钻井液携岩性能良好。

图3 3口调整井Ø 215.9 mm井段实钻ECD图Fig. 3 ECD diagram of actual drilling in the Ø215.9 mm hole section of 3 adjustment wells

为进一步改善东方1-1气田浅层大位移水平井钻井无固相钻井液润滑能力，调整井Ø215.9 mm井段实钻过程中，在无固相钻井液中加入润滑剂PFGreenlube及JLX B。利用X10H井现场空转扭矩、倒划眼扭矩及钻进扭矩数据，通过软件反算，并对比井深、水平裸眼长度、水垂比等相差不大的前期生产井X5H井，X10H井套管及裸眼摩阻因数在0.2～0.3之间，X5H井套管及裸眼摩阻因数在0.3左右，X10H井扭矩不超过4 000 N·m，X5H井扭矩已超过4 000 N·m。由此可见，使用润滑剂PF-Greenlube及JLX B可显著降低钻进扭矩。这是由于由于润滑剂PFGreenlube为水包油型乳状液，同时利用聚合醇JLX B的浊点效应，其分子可以吸附于井壁泥岩表面，聚集形成乳状颗粒，形成一层润滑膜，具有较强的润滑作用。

3.4 井眼稳定

Borehole stability

3口调整井Ø215.9 mm水平井段钻井过程中没有出现掉块情况，这是由于钻井液加入成膜封堵剂PF-LPF。PF-LPF为多羟基高分子化合物，在钻井液中充分溶解后呈膜状，再通过物理和化学的吸附作用，吸附在黏土、钻屑及井壁裂隙表面，减少了滤失通道面积，尤其是对泥岩段，可阻止钻井液中自由水向井壁渗透，在屏蔽暂堵的基础上进一步增强井壁稳定性［17-18］。其中X10H井水平裸眼段长达1 104 m，最大井斜角为90.5°，现场测试了X10H井水平裸眼井径，井径曲线如图4所示，经过计算井眼扩大率低于3%，表明屏蔽暂堵型无固相钻井液体系具有良好的井壁稳定性能。

图4 X10H井井径曲线Fig. 4 Caliper curve of Well X10H

4 结论

Conclusions

（1）针对东方1-1气田表层泥岩地层易水化出泥球问题，探索性地使用分散型海水聚合物钻井液体系钻进，确保泥岩充分水化，解决出泥球问题，同时使用海水聚合物钻井液能显著提高机械钻速，降低钻井液作业成本。

（2）基于理想充填理论优选架桥粒子碳酸钙粒度分布，可降低孔隙压力传递，加强钻井液承压封堵能力，加入水包油型乳状液润滑剂PF-Greenlube及配合使用聚合醇JLX B能显著降低水平井钻井扭矩，同时使用成膜封堵剂可提高浅层长水平裸眼段的井壁稳定性。

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