冀东油田水平井钻井液技术.doc

冀东油田水平井钻井液技术邓增库 左洪国 夏景刚 杨文权 赵增春 蒋平（华北石油管理局第三钻井工程公司 河北河间）摘要 依据水平井钻井的要求和冀东油田的地层特点，采用强包被、强抑制、强封堵的技术思路，上部地层用聚合物钻井液体系，定向井段和水平井段用聚磺硅氟乳化原油钻井液体系，使钻井液具有较强的防塌能力、良好的清洁井眼能力和润滑防卡能力，解决了上部地层和水平段砂岩储层的井塌以及大斜度井段、水平井段的携砂、润滑性问题以及疏松砂层的油层保护问题，22口井的实践表明该体系能够满足冀东油田垂深3000米以内水平井钻井的需要。关键词：水平井 聚磺硅氟钻井液性能优良的钻井液是水平井井下安全的重要保证，甚至会成为施工成败的关键因素。为满足水平井钻井的要求，2003年下半年对水平井钻井液技术进行了调研，结合冀东油田的地层特点，从抑制防塌能力、流变性、润滑性、油层保护等方面进行室内评价，优选出聚磺硅氟乳化原油钻井液配方，2003年10月首次在G36-P4井进行试验，获得成功，随着水平井技术的开展，水平井钻井液技术不断得到完善，22口水平井的实践表明：该体系具备较强的防塌能力、良好的流变性和润滑性，油层保护效果好，满足了冀东油田垂深3000米以内水平井钻井的需要。一、冀东油田水平井施工技术难点分析1、井壁稳定造成井壁失稳的因素如下：馆陶组下部有不同厚度的玄武岩地层，胶结物少，地层破碎，表现为大块塌落；东营组泥页岩地层易吸水造成不均质剥落坍塌；储层砂岩胶结差，返出岩屑类似流沙，储层砂岩裸露段长达几百米，上井壁失去垂向支撑使坍塌趋势加剧。同时，水平井前端钻具与井口钻具运动方向成900角，钻具与井壁的摩檫力进一步增大，更加剧了井壁的不稳定性。2、井眼清洁影响井眼清洁的因素有：着陆前往往多次调整井斜、方位，井眼轨迹差，给携砂带来困难；水平段处于砂岩产层，钻速快，钻时为0.8-2分钟/米，钻井液中岩屑浓度大；一般水平井段的井径比常规井径大，同时钻具不能居中，在重力作用下，岩屑运移过程中产生沉降，在钻具周边淤积。如果钻井液的携砂能力不好，或工程措施不当，极易形成岩屑床，造成卡钻。3、润滑防卡由于油层埋深较浅，井眼轨迹半径较小，造斜率有时达30/100米以上，大斜度井段地层较软，地层与钻具的接触面大，固相润滑作用较小，主要依赖液相润滑，增加了润滑防卡难度。4、油层保护冀东油田水平井油层保护的难点是：储层多为高孔高渗型，易受到固相和液相损害；储层砂岩胶结很差，易发生井漏，从而污染油层；油层水平井段一般较长，薄油层钻进中地质方面往往多次调整施工方案，延长了施工周期，加重了油层污染。二、钻井液方案的制定根据技术难点的分析，通过室内试验优选出满足冀东油田浅层水平井和中深水平井施工要求的聚磺硅氟乳化原油钻井液体系。其配方为：膨润土浆（4045g/l）+0.30.4%PMHA（或KPAM）+0.51.0%NPAN+1.01.5%JGYJ+1.02.0%JGWJ+0.51.0%GXJ+1.02.0%GT-98+1.01.5%KJ-1+1.02.0%QSAM-K+1.02.0%YL-1+0.10.3%MMH+810%原油+0.1%乳化剂%+1.52.0%液体润滑剂+石墨类润滑剂+810%油层保护剂。聚磺硅氟乳化原油钻井液体系的室内评价数据列入表1。表1 聚磺硅氟乳化原油钻井液室内评价数据表PV(mPa.s)YP（Pa）APL-FL（ml）HPHT-FL（120oC,ml）泥页岩滚动回收率（%）页岩膨胀率（%）渗透率恢复值（%）189. 52.89.59235%88%体系中的PMHA（或KPAM）与JGYJ配合使用能进一步提高抑制泥页岩水化分散的能力；GT-98、KJ-1与NPAN三者复配使用可使HTHP失水（120oC）降至10ml以下，显著改善了泥饼质量；QSAM-K、YL-1与JGWJ复配使用可显著提高钻井液的封堵能力，通过以上三方面的作用使防塌能力得到提高。体系中的MMH，用以改善钻井液的悬浮和携带能力，必要时也可加入少量的生物聚合物。为最大限度地提高泥饼润滑性，采用原油、普通液体润滑剂、极压润滑剂和石墨类润滑剂多种润滑剂组成的复合润滑方案。根据储层孔隙的最大贡献率原理和广谱暂堵技术原理及地质提供的单井储层孔隙度的分布资料，添加不同粒径的超细碳酸钙和与油层温度相匹配的软化点的沥青类材料对油层孔隙进行快速封堵，避免液相和固相对油层的损害。一般使用4种不同粒径的超细碳酸钙及一种低软化点沥青复配做为油层保护剂，每一口井都有不同的配比，油层保护剂的加量为810%。三、钻井液的配置和维护处理（一）上部直井段钻井夜维护处理1、 在MBT为2025g/l的膨润土浆中加入0.30.4%PMHA和0.51.0%NPAN后开钻，钻进中用PMHA、NPAN维护，保持钻井液的低粘度和低切力（粘度3035s），适当失水量（58ml），使用好四级净化设备，使泥浆密度控制在1.12g/cm3以下。2、 深水平井钻入玄武岩地层前加入GT-98 1.0%，并在钻进中逐步增至2.0%，加入YL-1 0.5%。3、钻至造斜点前，控制钻井液中的固相含量和膨润土含量分别低于8%和45g/1。（二）斜井段钻井夜维护处理1、钻至造斜点起钻前，将钻井液转型为聚磺硅氟乳化原油钻井液体系，方法为：起钻前50100米，先用离心机降低固相含量和膨润土含量，控制MBT45g/l，通过小型试验在钻进中均匀加入JGWJ、JGYJ、GXJ各1.01.5%、0.71.0%和0.71.0%；使用PMHA（或KPAM）、NPAN、GT-98、KJ-1 、QSAM-K 等配成胶液维护钻井液，根据性能变化不断调整配比；钻进过程中将JGWJ、JGYJ、GXJ的有效含量逐步增加至1.02.0%、11.5%和0.51.0%，钻入水平井段前将YL-1的有效含量增至1.52.0%，使钻井液具有较强的抑制性、优质的泥饼、尽量低的失水量。2、施工中可添加0.10.3%MMH ，也可加入少量的生物聚合物改善钻井液的流变性，满足井眼清洁的需要。3、当井斜达30O前加入原油57%，当井斜达45O以上时将原油的有效含量增加至810%，并用0.1%乳化剂使原油充分乳化，维持其含量到完钻。随井斜角的增加，逐步增大液体润滑剂（中深井采用极压润滑剂）和石墨类润滑剂的用量，进一步提高泥浆的润滑性，降低摩阻系数至0.040.07，确保施工顺利。（三）水平段钻井夜维护处理和油层保护措施1、着陆前50100米，用胶液稀释或开动离心机，将膨润土含量控制在55g/l以内，分23周均匀加入油层保护剂810%，着陆后随钻补加以保持其有效含量；各种主要处理剂的含量，在着陆前必须达到配方要求，着陆后严格控制API失水3.5ml，HTHP失水9ml，膨润含量60g/l，动塑比值控制在0.40.7，初终切比值控制在1:31:5，n值控制在0.5以上，循环排量达到32 l/s，使泥浆具有较强抑制性悬浮携砂能力，避免水平段井塌岩屑床的形成。2、水平井段易发生漏失，故进入水平段起下钻、短程起下钻或下套管时，先用1个凡尔小排量开泵再逐步增大排量，适当延长循环时间；控制起下钻和下套管速度，避免压力激动；钻井液的粘切不宜过高，一般粘度不超过50s，终切不大于9Pa。四、技术措施为保证井壁光滑，避免岩屑床的形成，采取以下技术措施：1、钻进时一般每打完一单根技术划眼12次；钻进150200米短起下钻一次，井斜大于45O时根据返砂情况和钻井负荷加密短程起下钻次数。2、可根据井下情况采用提高泵排量或泵入稀（或稠、高密度）钻井液段塞的方法清扫井眼，避免或延缓岩屑床的形成。五、钻井液性能指标和钻井效果一年来，我公司在冀东油田共完成水平井22口，水平井钻井液技术在应用中得到了进一步完善。应用证明，聚磺硅氟乳化原油钻井液体系具有流变性好、携岩能力强、泥饼质量好、润滑性好、封堵护壁效果好等特点，满足了冀东油田水平井钻井施工的需要。下列表2是中深水平井LB-P5井和分支水平井G29-ZP1井施工时的钻井液性能参数。表2 LB-P5井、 G29-ZP1井钻井液性能表井号密度(g/cm3)PV(mPa.s)API-FL(ml)HPHT-FL(ml)MBT(g/l)滚动回收率(%)渗透率恢复值(%)备注LB-P51.23202.89.0551.23212.58.06092.088.0G29-ZP11.15183.29.54588.586.5第一 分支1.15183.49.04790.088.0第二分支2003年10月至2004年11月，我公司使用聚磺硅氟乳化原油钻井液体系在冀东油田完成水平井22口，其中井深在2500米以内的浅层水平井20口，井深在3000米左右的中深水平井2口，钻井总进尺52916米。所钻井未发生相关事故和复杂情况，完井电测一次成功率100%，井眼质量合格率100%，油层保护合格率100%，固井质量合格率100%。表3 水平井综合技术指标井数（米）平均斜深（米）平均垂深（米）平均水平段长（米）最大井斜（）电测成功率(%)事故时效 (%)井眼质量合格率(%)油层保护合格率(%)2223741908157.5995.581000100100六、认识与结论1、聚磺硅氟乳化原油钻井液体系具有较强的防塌能力、良好的清洁井眼能力、良好的润滑防卡能力，完全满足了冀东地区垂深3000米以内水平井钻井的需要。2、聚磺硅氟钻井液体系是适合冀东油田浅层水平井和中深水平井的理想体系，但体系中磺化处理剂含量必须足够才能获得好的泥饼质量和满意的携砂效果。3、形成优质的泥饼是润滑防卡的基础，同时也可获得防塌、防漏和油层保护的多重功效，而形成优质泥饼的关键是处理剂的合理复配和固控设备的有效使用。4、边打边划和短起下钻是水平井施工必须坚持的有效措施，可收到减轻液柱压力预防浅