低黏高切油基钻井液在东海大位移井的应用

严维锋，张海山，和鹏飞，袁则名，付顺龙，陈 波

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；3.中海油服油田化学事业部上海分公司，上海 200335）

大位移井是定向钻达的目的层与井口初始点水平位移大于或等于2且测深大于3 000 m的油气井[1-5]。具有大斜度稳斜延伸段的特点，因此井眼清洁、摩阻等问题是大位移井的普遍问题，而钻井液作为钻井的“血液”直接影响钻井工程的成功与否，尤其在大位移井中[6-10]。本文针对东海G-1大位移井钻井液优选分析及工程应用得出低黏高切油基钻井液体系，应用效果良好。

1 东海G-1井概况及作业难点

G-1井位于中国东海海域，平均水深88.88 m。目的层位于平湖组，储层岩性为砂泥岩，平均孔隙度19.7%，属中孔高渗储层，地温梯度分布范围为3.07℃/100m～3.42℃/100m，井底温度预计120.38℃，属于正常的温度系统。中一断块花港组及平湖组上部地层为正常压力体系，平湖组下部存在因生烃作用形成的异常高压，最高压力系数可达1.41。G-1井完钻井深为6 866 m，水垂比2。

1.1 高摩阻和扭矩

由于水平位移长、井斜角大以及裸眼稳斜段长的特点，钻井过程中易出现摩阻和扭矩偏大、井眼轨迹控制难度大、拖压现象严重等问题。

1.2 井壁稳定

钻遇地层以砂泥岩互层为主，且12-1/4in井眼段裸眼段最长达到3 614 m以上，随着钻井液作业时间的延长，井壁在钻井液中的浸泡时间较长，长时间的浸泡会造成井眼的不稳定，且花港组以下地层中存在很多强度较低的煤夹层，易发生坍塌。

1.3 井眼净化

大位移水平井由于井段较长，且具有一定的倾角或水平段，钻屑容易沉积在井眼底部，一旦沉积，再冲刷起来将非常困难。因此，要求钻井液的流变性具有良好的携砂与井眼清洁的能力。

1.4 泵压与压耗

G-1大位移井延伸较长，随着不断的钻进，泵压持续升高，带来压力激动，甚至压漏地层等问题。因此要求钻井液必须具有较低的塑性黏度，同时为了满足携砂的要求，要求高动切力，即要求具有较高的动塑比。

2 低黏高切油基钻井液性能评价

2.1 油基钻井液的流变性能

塑性黏度反应了在层流情况下，钻井液中网架结构的破坏与恢复处于动态平衡时，悬浮的固相颗粒之间，固相颗粒与液相颗粒之间以及连续相内部的内摩擦作用的强弱；动切力则反应钻井液在层流流动时，形成空间网架结构能力的强弱[10]。结合以上性质，为解决井眼净化、井壁稳定以及高摩阻等问题，决定采用油基钻井液进行钻进，但普遍油基钻井液存在切力低等问题，无法满足大位移井对井眼清洁的要求。为此室内通过试剂优选，最终配制成具有低塑性黏度，高动切力的油基钻井液。

从表1可以看出，研制的低黏高切油基钻井液其动塑比达到0.56，而普通的油基钻井液动塑比仅为0.2，且高的动塑比以及较低的塑性黏度有利于降低泵压，减小环空压耗。

表1 低黏高切油基钻井液性能特点

2.2 润滑抑制性能

抑制性主要反映的是钻井液稳定井壁的能力，室内通过滚动回收率进行了抑制性评价，取6～10目钻屑在105℃烘箱内烘干，放入该钻井液内，150℃老化16 h后，用40目筛余在105℃烘干，即为回收率，测定第一次回收率为99.5%；再将回收后的钻屑继续放入钻井液中，测定第二次回收率为92.4%，说明体系具有较强的抑制性能。钻井液的润滑性反映了现场扭矩的大小，摩阻因数越低，扭矩越小。室内采用Fann公司的EP极压润滑仪评价体系的润滑性，计算摩阻因数为0.07，可以满足大位移井对润滑的要求。

2.3 成膜封堵性能

由于钻井液在泥饼形成过程中，能够使得所形成的泥饼具有较好的韧性，并且可以在一定程度上控制泥饼内外流体的交换，在井眼规则的情况下，保证井眼的稳定。油基钻井液本身具有强抑制能力，其成膜封堵性能，使其在具有大量微孔地层的地层，提高泥饼质量，解决地层渗漏问题，降低油基钻井液的滤失。

室内采用填砂管（20～40目和40～60目）实验，评价了油基钻井液体系的成膜封堵性能（见图1）。

图1 油基钻井液成膜封堵效果

从图1可以看出，该油基钻井液体系具有较好的成膜封堵效果，能够有效的降低砂床的侵入深度。

2.4 储层保护性能

室内采用油基钻井液污染岩心后，去除污染端泥饼，直接返排后，测定岩心的渗透率，并计算渗透率恢复值（见表 2）。

从表2可以看出，经过油基钻井液污染的岩心，渗透率恢复值均达到了85%以上，具有较好的储层保护效果。

3 现场应用

G-1井12-1/4in井眼和8-1/2in井眼，均使用该低黏高切油基钻井液体系，钻井工程非常顺利，未出现井下复杂情况。

在G-1井1 856 m至5 470 m井段，属于稳斜段，裸眼段长，地层岩性以泥岩和煤层为主，具有易失稳的特点，同时还具有井眼净化困难的问题。

在G-1井5 470 m至6 866 m井段，具有密度窗口窄；摩阻扭矩大；完井管柱下入难；储层保护的问题。

3.1 低黏高切实现井眼净化

该低黏高切油基钻井液体系在G-1的钻井过程中，塑性黏度PV值一直控制在30 mPa·s以下，同时动切力YP控制在10 Pa左右，漏斗黏度控制在70 s以下，较好的动切力有效提高了钻井液的携砂性能，保证了良好的井眼净化效果，且黏度值的有效控制，使体系不会出现过高的凝胶强度和较大的当量循环密度，保证钻井的安全；同时采用大排量、高转速，控速钻进，变相加长循环时间，最大限度地保证井眼清洁。G-1井钻至中完井深5 470 m后，直接起钻至井口，在未通井的情况下，直接下入9-5/8套管，并一次到位，均体现了低黏高切油基钻井液良好的井眼净化性能和井壁稳定性能。

3.2 窄密度窗口安全作业

该井在8-1/2井段钻进时，随着井深的增加，井下ECD逐渐增大，密度窗口变得非常窄，当钻至5 966 m时，井下发生漏失，经过反复实验，地漏当量密度为1.4 g/cm3，高于该值就会发生漏失。在油基钻井液堵漏和提承压难度大的情况下，通过对油基钻井液流变性的调控，来降低井下ECD，达到防止井漏的发生，同时采用合适的排量和密度，控制漏斗黏度低于70 s，塑性黏度低于28 mPa·s（见图2），有效降低了环空压耗；控制终切低于12 Pa（见图3），防止激动压力；全程采用软件模拟实时跟踪ECD，维持较低密度钻进，保证了井眼稳定，减少了井下漏失。

表2 油基钻井液的储层保护效果

图2 塑性黏度随井深变化曲线

图3 终切随井深变化曲线

图4 扭矩随井深变化情况

3.3 润滑抗磨好实现低扭矩

扭矩随井深的变化情况（见图4），随着井深的加深，扭矩逐渐增大，但增大趋势较小，且趋于稳定，反算旋转摩阻系数：CF＜0.25，OF＜0.30，这说明该油基钻井液体系的润滑性能较好。

3.4 储层保护好顺利投产

该油基钻井液体系在钻进过程中严格执行了室内推荐的储层保护措施，加入了粒径匹配的碳酸钙进行封堵，完井后，经过返排9 h后，一次性试气成功，产量超过配产，达到了保护储层的目的。

4 结论

（1）研究的低黏高切油基钻井液体系具有较好的流变性能、较低的滤失量、较好的封堵性能、较好的润滑性能和储层保护性能；动塑比达到了0.5以上，低黏高切效果明显。

（2）G-1井应用表明，该体系实现了低黏高切携岩的效果，达到了井眼净化的目的，钻进期间起下钻顺利，在未通井的情况下，下入套管顺利。

（3）该低黏高切油基钻井液体系很好的控制了塑性黏度和终切，进而实现了井下ECD的控制，达到了窄密度窗口条件下的安全作业。

（4）该低黏高切油基钻井液体系具有较好的润滑和抗磨效果，钻进期间扭矩和套管磨损均正常。

（5）该低黏高切油基钻井液体系具有较好的储层保护效果，返排效果好，产量超配产。

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