裸眼水基鉆井液替換油基鉆井液技術(shù)

祝學(xué)飛，嚴(yán)福壽，舒義勇，孫良國(guó)，沈仁東

（川慶鉆探塔里木工程公司，新疆庫(kù)爾勒841000）

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裸眼水基鉆井液替換油基鉆井液技術(shù)

祝學(xué)飛，嚴(yán)福壽，舒義勇，孫良國(guó)，沈仁東

（川慶鉆探塔里木工程公司，新疆庫(kù)爾勒841000）

祝學(xué)飛等.裸眼水基鉆井液替換油基鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2016，33（3）：56-59.

摘要塔里木油田庫(kù)車山前克深區(qū)塊“庫(kù)姆格列木群”層位巖性屬于復(fù)合鹽膏層，該鹽膏層具有壓力系數(shù)高、裸眼長(zhǎng)、易塑性變形等特點(diǎn)，均用油基鉆井液鉆進(jìn)。KS603井鉆遇該層位中途完鉆時(shí)發(fā)生井漏，為避免油基鉆井液在下套管過程中出現(xiàn)惡性井漏，采用欠飽和鹽水鉆井液替換油基鉆井液完成中完作業(yè)。施工過程中，在隔離漿中加入高堿比抗鹽鈣降黏劑堿液，利用堿液的稀釋特性與OH-離子對(duì)油基鉆井液中Ca2+的中和作用，使隔離漿始終保持較低黏切；因隔離漿中不能加入堵漏材料，在隔離漿之后的第一罐井漿中加入8%堵漏劑，提高井漿的防漏能力，避免替漿過程中發(fā)生井漏；為保證鹽膏層井壁穩(wěn)定，替漿密度為2.39 g/cm3，嚴(yán)格控制鉆井液中的Cl-含量不小于1.8×105mg/L,避免鹽晶顆粒過多地溶入鉆井液中，同時(shí)使用鹽重結(jié)晶抑制劑NTA-2；下套管前進(jìn)行承壓堵漏作業(yè)。鉆井液性能穩(wěn)定，在中完作業(yè)過程中光鉆鋌、單扶、三扶、四扶通井、測(cè)鹽層蠕變靜止72 h后四扶通井、下套管、固井作業(yè)均一次性成功，井壁穩(wěn)定、井下安全。

關(guān)鍵詞鹽膏層；井漏；欠飽和鹽水鉆井液；油基鉆井液；高密度鉆井液；克深區(qū)塊

KS603井2 520～3 680 m井段用油基鉆井液鉆進(jìn)，鉆頭尺寸為φ431.8 mm，裸眼段長(zhǎng)1158 m，井筒內(nèi)容積多達(dá)570 m3，鉆遇層位“庫(kù)姆格列木群”，巖性為復(fù)合鹽膏層，在三扶通井起鉆過程中發(fā)生井漏，漏失密度為2.39 g/cm3的油基鉆井液188.3 m3。為避免油基鉆井液在下套管過程中出現(xiàn)惡性井漏而導(dǎo)致井下復(fù)雜與成本過高，采用欠飽和鹽水鉆井液替換油基鉆井液完成中途完鉆作業(yè)，而用欠飽和鹽水鉆井液在裸眼替換出油基鉆井液，目前沒有任何先例可以借鑒，替入欠飽和鹽水鉆井液之后的井下風(fēng)險(xiǎn)也不可預(yù)計(jì)。

1　技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)應(yīng)措施

1.1相溶性

油基鉆井液與水基鉆井液的組分差別較大，2者混合后由于相容性極差，形成果凍狀、絮凝狀混合物，在替漿過程中2者接觸面產(chǎn)生的高黏效應(yīng)易引起泥漿泵高泵壓，甚至憋泵而出現(xiàn)復(fù)雜情況，在復(fù)合鹽膏層復(fù)雜井段更易出現(xiàn)卡鉆等事故。

傳統(tǒng)方法是使用2～3 m3油基鉆井液基液或柴油作為隔離液，但使用井次實(shí)際效果均不理想。分析油基鉆井液中影響水基鉆井液的主要組分為油相與鈣離子含量[4]，濾液中油相含量為35%～40%，Ca2+含量為6 000～7 000 mg/L，高濃度鈣離子對(duì)黏土顆粒雙電層破壞、絮凝引起黏土顆粒聚結(jié)形成粗分散，進(jìn)一步引起欠飽和鹽水鉆井液性能惡化。通過配制低黏度、切力抗鈣隔離漿解決問題，隔離漿中加入高堿比抗鹽鈣降黏劑堿液，利用堿液的稀釋特性與堿液中的OH-離子中和油基鉆井液中的Ca2+，使隔離漿始終保持較低黏度、切力，避免替漿過程中出現(xiàn)泥漿泵高泵壓現(xiàn)象。該井整個(gè)替漿過程排量為15～35 L/s、泵壓在5～25 MPa范圍，耗時(shí)7.5 h，泵壓平穩(wěn)，未出現(xiàn)任何泵壓異常。隔離漿與油基鉆井液相溶性實(shí)驗(yàn)見表1。油基鉆井液為現(xiàn)場(chǎng)油基井漿。

表1　隔離漿與油基鉆井液相溶性實(shí)驗(yàn)

由表1可知，隔離漿與油基鉆井液在1∶1、2∶1、1∶2的比例下，流變性與靜切力都在理想范圍內(nèi)，Ca2+濃度均下降，能滿足泥漿泵泵入要求，滿足施工需要。

1.2井漏

該井前期油基鉆井液中途完鉆作業(yè)期間發(fā)生井漏，第1次采取橋漿靜止堵漏[1]，濃度為21%，堵漏配方為：6%核桃殼（細(xì)）+8%核桃殼（中粗）+ 3% SQD-98（細(xì)）+3%SQD-98（中粗）+1%鋸末；第二次采取橋漿靜止堵漏，濃度為26.5%，配方：1.5%核桃殼（粗）+6%核桃殼（細(xì)）+8%核桃殼（中粗） + 3% SQD-98（細(xì)）+3%SQD-98（中粗）+1%鋸末+ 4% KGD-4。為防止井下復(fù)雜與事故，2次堵漏都未進(jìn)行承壓作業(yè)，在替漿作業(yè)過程中需解決井漏以及后期中途完鉆作業(yè)井漏問題。

在隔離漿中加入2%KGD-1，替漿過程中為防止漏失的發(fā)生，在隔離漿之后的第1罐井漿中加入纖維類堵漏材料（2%核桃殼（細(xì)）、2%SQD-98（細(xì)））與剛性堵漏材料（4%KGD-1），總濃度為8%，既能避免因堵漏劑加在隔離漿中產(chǎn)生高黏度、高切力導(dǎo)致高泵壓的現(xiàn)象，又提高了井漿的防漏能力，該次替漿未發(fā)生井漏。后期光鉆鋌、單扶、三扶、四扶通井、測(cè)鹽層蠕變靜止72 h后四扶通井均采用低濃度纖維類堵漏漿進(jìn)行墊底封堵。下套管前進(jìn)行承壓堵漏作業(yè)，堵漏配方為：2%核桃殼（細(xì)）+ 2%SQD-98（細(xì)）+2%SLD-1+2%KGD-1，總濃度為8%，憋壓5 MPa未漏，滿足下套管條件。

1.3井壁穩(wěn)定

油基鉆井液主要組分為柴油等，該井油水比達(dá)到80∶20，自由水以W/O的形式存在，完全失去活性，鉆開新地層后，由于沒有自由水的存在，地層巖屑吸收不到自由水，所以井壁比較穩(wěn)定。替入飽和鹽水鉆井液后，由于自由水比例的增加，地層巖性的極性親水特性，使井壁吸水性增強(qiáng)，瞬時(shí)失水增加，一是井壁巖性吸水引起水敏性井壁失穩(wěn)，二是結(jié)晶鹽巖溶入井漿形成大肚子，鹽間泥巖失去支撐導(dǎo)致掉塊發(fā)生，膏巖吸水膨脹導(dǎo)致縮徑發(fā)生，最終導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，造成井下復(fù)雜[2]。

1.3.1確定合理的鉆井液密度[6]

從力學(xué)角度出發(fā)，在滿足井控和井壁穩(wěn)定的前提下，應(yīng)盡可能地控制較低的密度，鉆井液液柱壓力與地層壓力平衡是防塌技術(shù)中最簡(jiǎn)單最有效的技術(shù)手段，將鉆井液密度嚴(yán)格控制在地層安全密度窗口內(nèi)。該井鉆進(jìn)期間密度為2.39 g/cm3，中途完鉆期間密度為2.41g/cm3時(shí)發(fā)生井漏，且在井深2 590 m、2 628 m處有高壓鹽水層，結(jié)合前期鉆進(jìn)與堵漏情況，確定替漿密度為2.39 g/cm3。

1.3.2強(qiáng)化封堵

從水敏性角度出發(fā)，井壁穩(wěn)定措施之一就是采用力學(xué)穩(wěn)定劑，強(qiáng)化封堵防塌措施。有效控制鉆井液液柱壓力向地層深度傳遞，有效控制鉆井液的高溫高壓濾失量及濾餅的滲透率，加入剛性封堵性材料和可塑性變形材料以增強(qiáng)體系的封堵能力。維護(hù)過程中加入膠體瀝青類、乳化石蠟類封堵劑，對(duì)井壁進(jìn)行封堵，同時(shí)配合膠液維護(hù)，嚴(yán)格控制API濾失量與高溫高壓濾失量。

1.4結(jié)晶鹽析出

復(fù)合鹽膏層中的氯化鈉以結(jié)晶鹽形式存在，替換為欠飽和鹽水鉆井液后，由于自由水的增加，在溫度差作用下，下部過飽和鉆井液在環(huán)空上返及地面流動(dòng)過程中，出現(xiàn)鹽重結(jié)晶現(xiàn)象[3]，出現(xiàn)堵鉆頭水眼、井徑縮小、 扭矩增大、 憋停頂驅(qū)、 發(fā)生鹽卡等井下復(fù)雜或事故。引入鹽重結(jié)晶抑制劑NTA-2，它以金屬有機(jī)絡(luò)合物為主料，無(wú)機(jī)絡(luò)合物為輔料，經(jīng)合成工藝制成，通過特定金屬離子的掩蔽作用，改變氯化鈉晶體的形狀，使其由立方體變?yōu)闃渲睢⒀┗?。溶入鉆井液后，選擇性地吸附在剛析出的鹽晶表面，使鹽晶體顆粒發(fā)生形變，阻止鹽晶顆粒繼續(xù)析出，從而降低鉆具摩阻、 鹽結(jié)晶卡鉆的可能，降低鉆井風(fēng)險(xiǎn)。加量范圍在0.2%～0.5%，過高則會(huì)影響鉆井液流變性。在40%飽和鹽水中加入0.5%NTA-2放置一定時(shí)間，觀察其結(jié)晶情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖140%飽和鹽水引入NTA-2前后鉆井液的結(jié)晶情況

2　鉆井液配方及性能評(píng)價(jià)

2.1鉆井液配方

根據(jù)地層特性與飽和鹽水鉆井液特性，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，選擇為欠飽和鹽水鉆井液體系，配方如下。

水+1%膨潤(rùn)土+1.5%NaOH+8%SMP-Ⅲ+3% SPNH+3%SMC+1%Redu1+8%KCl+25%NaCl+3%抗鹽鈣降黏劑+5%抗鹽極壓潤(rùn)滑劑+2%膠體瀝青+2%乳化石蠟+0.5%NTA-2+重晶石

2.2熱穩(wěn)定性

欠飽和鹽水鉆井液配制完畢，在10個(gè)循環(huán)罐中各取1份攪拌均勻后，在100 ℃下分別熱滾24、48、72 h進(jìn)行熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表2。由表2可知，鉆井液熱滾24、48、72 h后，塑性黏度值均上升，但上升趨勢(shì)不明顯，分析原因?yàn)槭茔@井液中鹽含量的影響；動(dòng)切力值、φ6、φ3、靜切力變化不明顯，濾失量沒有變化，說(shuō)明鉆井液熱穩(wěn)定性較好。

表2 鉆井液熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

2.3抗石膏污染穩(wěn)定性

在實(shí)際鉆井過程中，對(duì)鉆井液流變性影響最大的是復(fù)合鹽膏層中的石膏，因此對(duì)鉆井液抗石膏污染非常有必要，考慮該井處于中途完鉆作業(yè)，實(shí)驗(yàn)加量最大值做到1%，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。由表3可知，石膏加量在0.5%、1%時(shí)，熱滾前后塑性黏度、動(dòng)切力、φ6、φ3、靜切力、濾失量變化不明顯，說(shuō)明該鉆井液抗石膏污染能力較強(qiáng)。

表3 石膏對(duì)鉆井液污染實(shí)驗(yàn)（100 ℃）

3　現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)處理

1）流變性控制。堅(jiān)持以預(yù)防為主、處理為輔的原則，鉆井液在滿足懸浮重晶石的前提下，盡可能保持低黏度、切力，利于流變性控制。一是控制合理的膨潤(rùn)土含量（8～12 g/L）；二是所有處理劑配漿時(shí)一次性加足，維護(hù)時(shí)必須配成膠液均勻補(bǔ)充入井，對(duì)鉆井液充分護(hù)膠；三是黏度、切力升高時(shí)，使用低濃度SMP-Ⅲ、SPNH、SMC與高濃度抗鹽鈣降黏劑、NaOH復(fù)配維護(hù)，對(duì)鉆井液進(jìn)行護(hù)膠+降黏處理[6]，及時(shí)降低鉆井液黏度切力在合理范圍。

2）鹽含量控制。要求Cl-含量不小于1.8×105mg/L[7]是高壓巨厚鹽膏層安全鉆進(jìn)的保障。加入井漿的膠液Cl-濃度必須與井漿Cl-濃度等量，按配方加入8%KCl和25%NaCl，防止井下出現(xiàn)鹽溶失去支撐作用而導(dǎo)致非鹽膏地層垮塌掉塊。因高密度鉆井液中自由水含量少，嚴(yán)禁直接向井漿加入KCl 和NaCl，同時(shí)注意觀察振動(dòng)篩是否有鹽結(jié)晶析出，及時(shí)補(bǔ)充0.2%～0.5%的鹽重結(jié)晶抑制劑NTA-2。

3）潤(rùn)滑、防塌、井壁穩(wěn)定控制。利用處理劑的復(fù)配、協(xié)同效應(yīng)，嚴(yán)格控制鉆井液的API與高溫高壓濾失量；密切關(guān)注井下摩阻情況，及時(shí)向井漿補(bǔ)充1%～2%的抗鹽極壓潤(rùn)滑劑、瀝青類、乳化石蠟類潤(rùn)滑防塌封堵劑。

替換為欠飽和鹽水鉆井液后，后期中途完鉆作業(yè)施工中未發(fā)生井漏，光鉆鋌、單扶、三扶、四扶通井、測(cè)鹽層蠕變靜止72 h后四扶通井、下套管、固井作業(yè)均一次性成功，井壁穩(wěn)定、井下安全。下入φ365.1mm+φ339.7 mm套管歷時(shí)89 h，開泵泵沖5沖，泵壓0.5 MPa頂通靜止鉆井液。

4　結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1.低黏度切力抗鈣隔離漿能解決欠飽和鹽水鉆井液與油基鉆井液的相溶問題，能避免替漿過程發(fā)生泥漿泵高泵壓現(xiàn)象，避免復(fù)雜事故的發(fā)生。

2.因井漏原因造成需用水基鉆井液替換油基鉆井液的井，在考慮水基與油基相溶性避免泥漿泵高泵壓的同時(shí)，在隔離漿中不能加入纖維類堵漏材料，避免因出現(xiàn)高黏度和切力，導(dǎo)致高泵壓而產(chǎn)生復(fù)雜。

3.保證鹽膏層井壁穩(wěn)定，嚴(yán)格控制鉆井液中的Cl-含量不小于1.8×105mg/L，避免鹽晶顆粒過多地溶入鉆井液中，同時(shí)使用鹽重結(jié)晶抑制劑NTA-2，防止鹽重結(jié)晶造成復(fù)雜與事故。

4. KS603井用飽和鹽水鉆井液替換油基鉆井液后光鉆鋌、單扶、三扶、四扶通井、測(cè)鹽層蠕變靜止72 h后四扶通井、下套管、固井作業(yè)均一次性成功，開創(chuàng)了在復(fù)合鹽膏層431.8 mm大井眼、1158 m長(zhǎng)裸眼水基鉆井液替換油基鉆井液的先例。

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Displace Open Hole Full of High Density OBM with WBM

ZHU Xuefei, YAN Fushou, SHU Yiyong, SUN Liangguo, SHEN Rendong
(CCDC Tarim Engineering Company, Korla, Xinjiang 841000)

AbstractThe lithology of the “Kumugeliemu Group” in the Block Keshen (Kuche piedmont structure) of the Tarim Oilfeld is of compound salt and gypsum having high pressure coeffcients. Long open hole drilling and plastic deformation of the formations penetrated made drilling very diffcult. Oil base drilling fuids have long been used in the drilling operation. The well KS603 drilled in this area has experienced mud losses at the end of salt and gypsum drilling. To avoid losses of the expensive oil base drilling fuids during casing running，unsaturated brine muds have been used at the end of the drilling of the salt and gypsum formations. In displacing the oil base mud，a thinner solution with high concentration of alkalis is added into the spacer fuid in an effort to maintain a low viscosity of the spacer through the thinning effect of the alkali solution and the neutralization of calcium in the oil base drilling fuid with OH-. Since lost circulation material (LCM) cannot be added directly into the spacer，the frst pit of mud displaced into the hole will be treated with 8% of LCM to avoid losses of the mud. To maintain the borehole stability of the salt and gypsum formations，the displacing mud will be weighted to 2.39 g/cm3, and the chloride maintained at no less than 1.8×105mg/L to avoid the dissolution of formation salts. NTA-2 is used in the displacing mud to avoid salts from recrystallizing. Before running the casing strings, the compressive capacity of the weak points along the borehole is increased with LCMs to avoid mud losses during casing running. The properties of the displacing fuids have been proved stable by feld operations. Wiper trips using drill strings with no centralizers，one centralizer，three centralizers，or four centralizers have been performed without a hitch. After 72 hours of waiting for logging the creeping of the salt and gypsum formations，a wiper trip with four-centralizer drill string，the casing running，and the well cementing have all been done right the frst time. The borehole wall has remained stable during the operation，with no downhole troubles occurred.

Key wordsSalt and gypsum formations； Mud loss； Unsaturated brine drilling fuid； Oil base drilling fuid； High density drilling fuid；Block Keshen

中圖分類號(hào)：TE254.3

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1001-5620（2016）03-0056-04

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.011

第一作者簡(jiǎn)介：祝學(xué)飛，工程師，1983年生，主要從事鉆井液技術(shù)研究工作。E-mail：253183111@qq.com。

收稿日期（2016-2-9；HGF=1603F9；編輯付玥穎）