31长庆工程院长北气田分支水平井CB11井钻完井液技术

1、长北气田分支水平井CB1-1井钻（完）井液技术杨 斌 陈在君 杨呈德 买炎广（长庆石油勘探局工程技术研究院，710021陕西西安）【摘 要】 CB1-1井是壳牌公司长北项目在长北气田进行长水平段水平开发的第一口水平井，该井为双分支水平井，单枝水平段长设计为2000m，第一枝水平井为筛管完井，第二枝水平井为裸眼完井。本文主要介绍了据甲方要求而研制和改进的用于斜井段的低固相不混油甲酸盐生物聚合物钻井液体系和用于水平段的无粘土低伤害钻井（完井）液体系的现场应用情况及效果。该井在整个斜井段施工过程中，井眼始终处于良好净化状态，起下钻不阻、不卡，安全顺利，井底无沉砂，很好的解决了大井眼尺寸、长裸眼段下存

2、在的井壁坍塌、润滑防卡、携带岩屑等难技术题、244.5mm技术套管安全顺利下达井深3386m。水平井段使用无粘土低伤害钻井（完井）液体系表现出性能稳定、密度低、失水低、润滑防卡性能优良、对储层伤害低；两个分支完钻后，气举后仅以储层自然压力反排试气获得长庆气田有史以来的最高试气产量受到甲方的肯定。【关键词】 钻井液 完井液 水平井 储层伤害 防塌 流变性 润滑性前言长北气田开发是壳牌公司迄今为止在中国陆上与中国石油合作的最大石油天然气开发项目。该气田位于陕西省榆林北部和内蒙古自治区境内，气田面积1558km2。壳牌公司计划在23个井场布35口双分枝水平井和18口水平井，设计水平段长2000m。该

3、开发项目分为多个标段，钻井（完井）液技术服务是其中之一，该技术服务合同为“3+2”合同，期限5年，由长庆石油勘探局工程技术研究院中标。该项目是我院第一次单独承担为国际大石油公司提供专业技术服务，这既是一次难得的机遇也是一次严峻的挑战。这种具有国际性的专业化技术服务不仅是我们从未进行过，而且技术难度大、要求高，更重要的是我们没有一点这方面的经验。为此，我们成立了专门项目组，按合同工作内容、完成时间、负责人等编制了项目运行大表，做到了责任主体明确，职责清晰，分头进行技术准备，人员培训，物资设备准备及其他有关准备。CB11井开钻后，现场实际工作中，不仅服务公司众多，协调配合困难，而且技术的适应性、语

4、言交流、文化差异等都给现场工作带来了很大难度；更为重要的是甲方监督刚开始很傲慢，看不起中国的技术，认为我们完成的水平井太少，特别是如此复杂的水平井。尽管问题和困难很多，但我们的工程技术人员始终坚信自己的技术，加强交流和沟通，做多方面的细致工作，最后终于以实际工作业绩克服了种种困难，赢得了壳牌的尊重和认可。1 技术难点分析1.1 井身结构及其潜在问题分析一开406.4mm钻头到600m，下339.73mm套管；二开311.15mm钻头到3386m（窗口），下244.5mm套管。三开215.9mm钻头，两个分支各2000m。从井身结构可以看出，表层仅下深600m，而244.5mm技术套管将要下到井

5、深3400m，裸眼井段将长达2800m，即要用311.15mm钻头将穿过该区主要的复杂层位，包括易井塌、缩径、井漏等地层；2000m的裸眼水平段长，钻井液要有极高的润滑性才有可能促进钻达，而且更为重要的是钻井（完井）液技术对储层的伤害要非常低，才能获得设计的天然气产量。1.2 SHELL公司高标准技术要求所增加的技术难点根据我们已完成的苏平1、2井的研究结果，提出了初步设计，壳牌公司基本采纳了我们的技术设计方案，但提出了更高的要求，如为防卡降阻不许用原油或柴油等成品油，只能使用无萤光环保型的润滑剂；水平井段必须选用可生物降解的、对环境伤害小或无伤害的处理剂。同时在某些技术认识上也存在较大差距，

6、如SHELL公司认为该井区地层是世界上最稳定的地层，不会出现垮塌，不同意使用强抑制性处理剂（如CSJ-1等），所以我们只能对原设计钻井（完井）液体系进行调整更变，由此带来下述技术难题需要重新研究加以解决：（1）长裸眼、长浸泡时间的井壁稳定问题。CB1-1井从定向到进入窗口井段，处于易坍塌的“双石层”，是全井施工的关键井段，也是钻井液技术难度最大的一段；再加上井眼尺寸大（317.5mm钻头），地层可钻性差，机械钻速慢，钻井周期长，因而，全部井眼的不稳定地层长时间浸泡于钻井液中，使得跟容易坍塌，加之又不能有效使用强抑制型的处理剂，防塌问题更加突出。（2）长裸眼井段的润滑降摩阻问题。长达将近2800

7、m的裸眼井段，井眼规则程度差，石盒子上部泥岩易造浆，粘度、切力高，钻井液固相含量不易控制，含砂量高；为了提高防塌能力，必须对钻井液进行适当加重，固相含量更高，润滑性降低，摩阻和扭矩大增大，因而不利于井下安全。并且两个分支水平段各长2000m，除平滑的轨迹外，也需极大地降低钻井液摩阻，才有希望钻达目的段长。（3）长水平井段储层保护问题。水平井段产层裸露面积大，浸泡时间长，完井后不能有效进行压裂，因而钻井（完井）液对产层的伤害问题尤为突出。（4）体系高温稳定问题。水平井段设计使用无土相钻井液体系，该体系抗高温能力有限，长时间的钻进和在较高的井底温度（约100）下对该体系本身的稳定性和抗污染能力都是

8、严峻的考验，也需有应对措施。2 技术难点与对策2.1 311.15mm井眼斜井段的技术难点与对策针对上述新的技术难题，首先考虑所设计的钻井液体系具有较强的防塌能力、良好润滑性能及流变性能，因此，我们决定在311.15mm井眼的大斜度井段选择使用不混油低固相甲酸盐聚合物钻井液体系，在室内进行了一系列的配方优选试验，通过试验，得出了该体系的基本配方，性能如下：表1 斜井段基本钻井液性能参数，g/cm3PV，mPa·sYP，PaAPI FL，mLpHYP/PVGS（10/10）1.031884.480.422.5/62.1.1 防塌试验据甲方要求并结合甲酸盐的优点，我们在实验室选用甲酸盐进

9、行了防塌试验，下表是甲酸钠在聚合物溶液中的页岩回收率试验结果，从表中数据可以看出加入甲酸钠对0.05%PAM溶液的粘度影响不大，粘度也不随甲酸钠加量的增加而变化。甲酸钠可提高PAM溶液的回收率。随着甲酸钠溶液浓度的增加，一次回收率也明显增加，和相同浓度的KCl相比，一次回收率要稍高一些。表2 甲酸盐防塌试验编号配 方密度g/cm3AVmPa·s岩屑量g回收率%10.05%PAM1.002.539.3278.6420.05%PAM+0.5%HCOONa1.002.2539.8779.7430.05%PAM+1.0%HCOONa1.012.2543.6987.3840.05%PAM+2.

10、0%HCOONa1.022.044.8389.6650.05%PAM+3.0%HCOONa1.022.2546.7392.4660.05%PAM+5.0%HCOONa1.032.046.0492.0870.05%PAM+3.0%KCl1.021.7540.2180.4280.05%PAM+3.0%KCl +3.0%HCOONa1.042.047.2894.56因此，本井大斜度段计划在在基本配方的基础上，再配以磺化沥青及甲酸盐等防塌剂做为大斜度井段的防塌配方，试验结果如下表。从试验结果可以看出随甲酸盐浓度增加防塌效果增加，和磺化沥青配合使用效果更佳。表3 回收率试验试验号配 方一次回收率%二次回

11、收率%1基浆*69.356.42基浆+HCOONa 1%73.558.53基浆+HCOONa 2%76.859.64基浆+HCOONa 3%82.461.45基浆+HCOONa 1%+FT-981%80.560.5注：二次回收率用清水做，岩屑样品的清水一次回收率仅为11%。 润滑试验由于不能混油，并要求润滑剂具有环保型无荧光特点，所以我们筛选了各类高效润滑剂，最后选定一种植物油润滑剂DRH。该润滑剂的试验结果见表5。从中可以看出，DRH可有效降低基浆的润滑系数R值，加量1.5%时降低率可达79%以上，除粘度稍有下降外，其他性能基本无影响。值得一提的是该润滑剂在热滚试验后，润滑系数进一步降低，说

12、明该润滑剂在热滚后进一步分散吸附，抗温性能好。表4 润滑试验试验号配 方FLmLAVPV润滑系数RmPa·s14%钠土浆+0.1%PACL+0.1%KPAM+0.5%FL-1+0.1%XCD+0.5%SMK+0.5%SMP-14.426180.19121#0.25%DRH4.524170.16831#0.75%DRH4.822160.14641#1.0%DRH4.822160.07551#1.5%DRH4.820150.0464样热滚（125，16h）5.415130.029 加重试验考虑到大斜度井段井壁稳定的要求，我们进行了一系列的钻井液加重试验，主要观察钻井液加重后，体系的性能变

13、化情况，特别是摩阻的变化。将基本配方用石灰石粉加重后，静置一夜，测上部泥浆密度，基本无变化，加入润滑剂后，泥浆润滑性改善，润滑系数R可降低30%50%，未发现沉淀，热滚后无沉淀。表5 加重试验试验号配 方g/cm3FLmLKmmAVPVYPPaRmPas14%钠土浆+0.1%PACL+0.1%KPAM+0.5%FL-1+0.1%XCD+0.5%SMK+0.5%SMP-11.034.40.5261880.19121#QS-22%DRH1.104.60.5211570.079125×16h5.60.516.5151.50.07031#QS-22%DRH1.2140.5211740.088

14、125×16h8.61.0342680.0782.2 水平井段的技术难点与对策根据设计，CB1-1井将不经过改造直接投产，二个分支采用裸眼完井。所以对完井液要求很苛刻，要求钻井（完井）液必须对产层伤害小。因此，据甲方的要求，在原设计基础上对已经使用证实对储层伤害小并性能优良的ASS-1体系进行改进提高，用XCD代替原配方中的HPG-1，即成为无粘土低伤害暂堵钻井（完井）液体系用于该井水平段钻进，使流变性更为优良；并选用DRH作为润滑剂，降低摩阻与扭矩。 基本配方性能经改进后得出的无粘土低伤害钻井（完井）液体系的性能如下：表6 无粘土低伤害钻井（完井）液体系性能序号性能名称常温指标12

15、016h热滚 后指标1密度，g/cm31.031.081.031.082漏斗粘度，sec.409035603API FL，mL5.08.06.010.04滤饼，mm痕迹0.35PV，mPa·s204015256YP，Pa102510207Kf0.040.070.040.068静切力，Pa12/450.51/25 抗温性评价试验由于CB11井井底温度高达近100，水平段长，长时间钻进对钻井液的抗温性和稳定性要求较高，为增加体系抗温性，我们开展了甲酸盐改善抗温性的试验，结果如下表：表7 甲酸盐对体系抗温性的作用编号配方加量%热滚温度失水mL泥 饼mmpHPVmPa·sYPPa粘

16、度损失率%1原浆加1%甲酸钠90×16h滚前40.5864422滚后1.60.585129.529.43原浆加1%甲酸钠100×16h滚前6135.54滚后20.584421.529.45原浆加1%甲酸钠110×16h滚前5632.56滚后2.80.594523.326.37原浆加1%甲酸钠120×16h滚前4925.58滚后40.593611.536.29原浆加1%甲酸钠130×16h滚前401610滚后3.60.5256.344.211原浆加1%甲酸钠140×16h滚前64.540.512滚后2.40.58163.581.413原

17、浆加1%甲酸钠150×16h滚前3.60.58573814滚后3.80.5818476.815原浆加1%甲酸钠160×16h滚前40.58644216滚后5.20.5815383由表中试验数据可以看出：虽然甲酸钠加量只有1%，110粘度损失率为26.3%，120的粘度损失率为36.2%，130热滚后粘度损失率仍低于50%，3读数为1。在此温度下热滚后颜色无变化，也无明显沉淀。可以认为加入1%的甲酸盐该体系使用温度可达到130。 体系润滑性试验评价由于长水平段钻进，摩阻将会是严重的问题，我们筛选了不同种类润滑剂，和体系比较配伍的且环保符合要求的两种润滑剂对比试验结果如下表：表

18、8 润滑性试验结果编号配 方失水mLpHPVmPa·sYPPaYP/PVR值1原浆4.281413.50.960.18342原浆+0.5%多元聚醚4.481314.51.120.15453原浆+0.5%无荧光DRH47.514130.930.11594原浆+1%多元聚醚5.6813.5151.110.14295原浆+1%无荧光DRH3.67.514.514.81.020.08116原浆+1.5%多元聚醚5.8813151.150.14137原浆+1.5%无荧光DRH3.47.514.514.81.020.08408原浆+2%无荧光DRH47.514.514.81.020.078191

19、#样热滚（100×16h）2.87.51311.50.880.1098102#样热滚（100×16h）7.6812.59.50.760.2704113#样热滚（100×16h）4.27.513.5130.960.0924124#样热滚（100×16h）100910.58.50.810.2330135#样热滚（100×16h）5.07.515130.860.1793146#样热滚（100×16h）7.4813131.00.1889157#样热滚（100×16h）4.47.51412.50.890.1049168#样热滚（100

20、×16h）3.87.514.5130.890.0807由以上试验结果可以看出：无荧光DRH既可和无土相低伤害钻井（完井）液体系配伍，润滑效果又比多元聚醚强，试验中也未出现失水失控现象，还可降低钻井液的失水量，因此选择无荧光DRH作为水平井段润滑剂，加量在0.5%1%之间。润滑系数降低率可降30%75%。 体系伤害试验评价下表是各种完井液体系对气层岩心的伤害评价结果。从表中可以明显看出无粘土低伤害暂堵钻井（完井）液体系对气层伤害很小。表9 钻井液伤害结果井号岩心号地层Ka×10-3m3%Kg1×10-3m3Kg2×10-3m3伤害率%伤害介质Yu 311山

21、西1.9111.50.40090.37885.5无土相低伤害井液E 361山西1.1811.70.0970.09254.6无土相低伤害完井液Yu 39山西1.474.820.12180.095121.9钾盐聚合物泥浆Yu 1313山西1.567.440.17060.060864.4现场取钻井液注：伤害条件压差3.5MPa，时间2.5hr，温度2427。Kg1和Kg2，分别代表伤害前后的气测渗透率。3 现场应用效果表层、二开后直井段采用的钻井液技术基本类似于常规天然气井的钻井（完井）液技术，不同的是钻井液的性能维护方面较为严格。在此重点介绍斜井段和水平井段施工及效果。3.1 斜井段应用效果上部直

22、井段和小斜度井段（井斜小于45°）使用强抑制不分散无固相清水聚合物钻井液；在井深2400m石千峰中部逐步转化为不混油、高润滑性的低固相甲酸盐生物聚合物钻井液体系，安全顺利钻至井深3390.53m进入窗口，该体系在使用中表现出良好的润滑防塌性和良好的井眼净化能力，保证起下作业的安全顺利和长达2800多米的长裸眼井段的井眼稳定，而且确保了244.5mm技术套管顺利到底，受到SHELL公司现场钻井总监的高度赞誉，并授予了“优秀的交流与专业的服务”奖状。（1）井眼稳定：该井的斜井段钻井过程中确保了井壁稳定，基本无坍塌掉块，井下安全。特别是该井由于顶驱故障需要更换顶驱，正好在石盒子大斜度段钻进

23、，造成了超过3d的井下静止，对泥浆的防塌能力是很大的考验，但下钻顺利到底，井壁稳定，甲方称赞不已。 （2）摩阻小：在大斜度段钻进中，钻井液润滑性能良好，泥饼薄而韧、光滑，泥饼摩阻系数控制在0.02620.0437（滑块摩阻仪测，1.5°2.5°）。施工中没有因钻井液润滑性能不好而引起阻、卡，未发生粘卡事故，在井眼轨迹不是很理想的情况下（窗口附近由于气层位置提前，狗腿度最大达7.8°）并因设备问题，244.5mm下技术套管长达5d，最终还是顺利到底。（3）携屑好，井底干净：该井斜井段采用317.5mm井眼，这么大尺寸的斜井段井眼和套管是我油田未曾使用过的，井眼净化问题异常突出，而且由于长段的裸眼井段井壁稳定，钻井液流变性性能优良，无携屑不良问题出现。3.2 水平井段应用效果无粘土低伤害完井液体系在CB11井于2005年11月25日三开钻进，至2006年1月28日第一分支完钻，水平段长1510m，3月18日第二分支完成，水平段长1320m，历时112d，中间经历了悬空侧钻，性能一直保持：密度，1.031.06g/cm3，FV4157s，FL3.55mL，pH89，含砂量<0.5%，PV1015mPa·s，YP618Pa，滤饼摩阻系数小于0.1。并且润滑性、洗井性能及抑制性优良，保证了长水平井段钻进及穿泥岩层的