氯化鉀聚合醇鉆井液在潿西區(qū)塊定向井應用效果分析

邱 康，雷新超，賈鳳龍，馬 帥

氯化鉀聚合醇鉆井液在潿西區(qū)塊定向井應用效果分析

邱 康，雷新超，賈鳳龍，馬 帥

（中石化海洋石油工程有限公司，上海 200120）

針對潿西區(qū)塊復雜井段鉆井液的使用要求，基于潿西區(qū)塊定向井鉆井施工現(xiàn)象，對氯化鉀聚合醇鉆井液在該區(qū)域定向井應用效果進行了分析，結果表明：氯化鉀聚合醇鉆井液能夠基本滿足潿西區(qū)塊定向井鉆井施工要求，但沒有徹底解決潿二段到流二段井壁垮塌問題，需要進一步對鉆井液體系及性能進行優(yōu)化，以便更好地解決復雜井段井壁垮塌問題，確保后續(xù)定向井及水平井鉆井施工安全。

潿西；聚合醇鉆井液；抑制封堵；井壁垮塌；定向井

2015年，中石化在潿西區(qū)塊部署了2口定向井，其中，潿4井獲得高產(chǎn)工業(yè)油流。針對潿西區(qū)塊潿二段與流二段復雜井段井壁嚴重失穩(wěn)問題，通過調整鉆井液配方和性能參數(shù)，使2口井鉆井施工順利完成。本文從該區(qū)域施工技術難點入手，討論了氯化鉀聚合醇鉆井液體系及性能在該區(qū)域的應用效果與不足，為后續(xù)施工的鉆井液使用、維護提供指導。

1 潿西區(qū)塊鉆井液技術難點

中石化潿西區(qū)塊位于南海北部大陸架西部的北部灣盆地西部，毗鄰中海油潿洲區(qū)塊，涉及萬山隆起、潿西南凹陷、潿西南低凸起、海中凹陷和企西隆起五個構造單元，北部灣盆地是中生代區(qū)域隆起背景下發(fā)育起來的新生代沉積盆地。依據(jù)地質研究成果，地層自下而上可劃分為三個部分：第一部分為古近系陸相沉積，包括長流組、流沙港組、潿洲組；第二部分為新近系海相沉積，包括下洋組、角尾組、燈樓角組和望樓港組；第三部分為第四系灰黃色砂層及灰色黏土；主要目的層為潿洲組和流沙港組。

從中海油潿洲、烏石區(qū)塊、中石化徐聞區(qū)塊等周邊區(qū)域鉆井施工情況來看，該區(qū)域主要復雜問題為潿二段與流二段的井壁垮塌以及由此引發(fā)的卡鉆、起下鉆遇阻嚴重等[1-3]。據(jù)不完全統(tǒng)計，中海油潿洲區(qū)塊由井壁垮塌引起的工程問題占比在60%以上，多次出現(xiàn)埋鉆具、井眼報廢、側鉆等重大鉆井復雜情況或者事故[1-2]。從機理上看，該區(qū)域井壁垮塌主要由地應力差值大、泥頁巖微裂縫發(fā)育、泥頁巖水化等原因引起。該區(qū)域使用水基鉆井液時，雖然對鉆井液體系、井身結構、井眼軌跡控制、鉆井參數(shù)等多方面進行了優(yōu)化，在一定程度上解決了井壁垮塌問題，但是近年來，仍頻繁出現(xiàn)由井壁垮塌引發(fā)的復雜情況或事故，表明未能根本上解決井壁垮塌問題。

目前，潿西區(qū)塊僅有8口已鉆井，其中中石化6口，中海油2口，鉆井工作投入較少。2015年以前，中石化在潿西區(qū)塊實施了4口直井，其鉆井液體系包括海水聚合物體系、海水聚磺防塌體系、KCl/聚合醇防塌體系等（表1），均未能較好解決該區(qū)域潿二段到流二段井壁失穩(wěn)問題（圖1）。從圖1中可以看出，4口井從潿二段到流二段井徑擴徑較為嚴重，均出現(xiàn)了擴徑率超過30%的井段，這一狀況與整個潿洲地區(qū)基本規(guī)律類似，井徑不規(guī)則引發(fā)起下鉆遇阻頻發(fā)，4口井累計遇阻95次，占所有復雜情況的96%（圖2）。

表1 潿西區(qū)塊2015年前鉆井液體系

圖1 潿西區(qū)塊4口直井井徑情況

由于定向井井段井斜角大，且受作業(yè)平臺（勘探2號）泥漿泵能力限制，除了重點解決井壁失穩(wěn)問題，還需要特別注意斜井段攜巖和潤滑問題。

2 復雜井段鉆井液技術方案

2015年，中石化在潿西區(qū)塊部署了2口探井，均為大斜度定向井，最大井斜角為47°，穩(wěn)斜段穿過從潿二段到流二段的不穩(wěn)定層段，對鉆井液性能提出了更高要求；為了解決潿二段與流二段地層的井壁垮塌問題，對鉆井液選型、性能設計及鉆井液維護給出了以下基本思路：

（1）合理設計鉆井液密度，提高鉆井液對井壁支護能力，降低應力性垮塌風險。

（2）提升鉆井液抑制能力，降低黏土礦物水化活性，降低鉆井液濾失量；提高鉆井液對微裂縫封堵能力，改變裂縫浸潤性，減少濾液進入地層。

（3）合理調整鉆井液黏度、切力，提高攜巖能力，必要時采用劃眼破壞巖屑床；提高鉆井液潤滑能力，降低鉆具摩阻和扭矩。

依據(jù)上述思路，對比潿2井、潿3井與海1井、潿1井鉆井液使用情況。選用了防塌效果較好的“氯化鉀聚合醇鉆井液體系”[4-5]，該體系鉆井液配方如下：0.3% NaOH + 0.2% Na2CO3+ 3%~5% KCl+0.3% PAM + 1.5% PACLV+3%DYFT（磺化瀝青）+ 0.3% LPF-H（成膜劑）+0.3% SH201+ 2%~3 % LSF（非滲透封堵劑），鉆井液性能指標要求見表2。

鉆井液密度需要滿足平衡坍塌壓力和地層壓力要求，以潿4井為例（圖3），潿洲組鉆井液密度需要控制在1.25~1.40 g/cm3，流沙港組鉆井液密度需要控制在1.30~1.50 g/cm3。

圖2 潿西已鉆井復雜情況統(tǒng)計

3 復雜井段鉆井液施工措施

潿西區(qū)塊潿二段到流二段對應井段為12-1/4″和8-1/2″井段，這兩個井段使用的鉆井液參數(shù)見表3，為了達到鉆井液性能要求，兩個井段鉆井液施工措施為：

表2 潿西區(qū)塊鉆井液性能要求

圖3 潿4井三個壓力剖面鉆前預測

3.1 12-1/4″井段

（1）為便于鉆井液低密度固相的控制，開鉆全部使用新配制鉆井液， 2 500 m以后加入3% SMP，降低高溫高壓失水。

（2）進入潿二段時，嚴格控制鉆井液液相活度，減少濾液的侵入；降低鉆井液失水至3 mL以下；補充3%~5%超細碳酸鈣（1 500目、3 000目各半）、3% SMP、3%LSF（配成膠液，1個循環(huán)周加入），嚴格控制HTHP（120°，10~12 mL）；無水聚合醇、聚胺抑制劑和納米乳液的質量分數(shù)分別大于3%、0.5%和2%，液體處理劑可按循環(huán)周直接加入井漿中。

表3 潿西區(qū)塊定向井鉆井液性能參數(shù)

（3）接近進入潿二段前將鉆井液密度提高到1.25 g/cm3，密切觀察振動篩返出巖屑狀態(tài)，遇到掉塊，及時提高密度。

3.2 8-1/2″井段

（1）嚴格控制鉆井液水活度，減少濾液的侵入，增加抗溫材料，補充3%~5%超細碳酸鈣（1 500目與3 000目各占一半）+0.2% LPF-H +3% SMP + 3% DYFT + 2% LSF + 0.5%~0.7% SH201 + 2%聚合醇+2%海水降失水劑，配成膠液，1個循環(huán)周加入，嚴格控制HTHP（140°，8~10 mL）。

（2）以適當提高SH201，復配KCl來提高泥漿的抑制能力，提高井眼清潔和穩(wěn)定井壁能力。

（3）接近進入流二段前將鉆井液密度提高至1.30 g/cm3，密切觀察振動篩返出巖屑狀態(tài)，遇到掉塊則及時提高密度。

4 鉆井液使用效果鉆后評價

海2井、潿4井施工總體情況來看，氯化鉀聚合醇鉆井液能夠基本滿足這2口井復雜井段鉆井施工對井壁穩(wěn)定、攜巖、潤滑等需求，與鉆井液相關的鉆井復雜情況比先前明顯減少，但是仍然存在以下問題需要進一步解決：

（1）潿二段處在12-1/4"井段，在該井段施工過程中，返出大量泥餅（圖4），經(jīng)過多次使用稠漿清掃井眼，仍未清掃干凈，在井眼大且泥漿泵排量受限情況下，如何提升該井段鉆井液的攜巖能力亟待解決。

圖4 潿4井所見在振動篩上返出的泥餅

（2）從12-1/4"井段的井眼狀況看，潿洲組特別是潿二段的井眼擴徑情況仍然較為嚴重（圖5、圖6），從振動篩返出的巖屑及泥餅來看，該區(qū)域潿洲組同時存在硬脆性和水化膨脹性泥巖，后者吸水膨脹后，導致井眼垮塌，在排量受限情況下，井眼返出大量泥餅狀軟泥。雖然該井段API失水（常溫中壓）控制得較低，總體小于3.6 mL，但是鉆井液在井下實際溫度下的失水會比該值高很多，較高失水造成泥巖水化垮塌風險增加。實際鉆井過程中，進入深部井段以后，應該注意參照實際溫度下的高溫高壓失水來控制鉆井液的濾失性能，而不是單純地控制API失水。

（3）8-1/2"井段為硬脆性泥巖與砂巖互層（圖7），出現(xiàn)應力剝落型片狀掉塊后（圖8），鉆井液密度調整較為及時，井徑擴大率總體控制尚可，但是鉆井液攜帶巖屑存在遲到時間，即井口觀察到掉塊時，已經(jīng)鉆過顯示的垮塌井段，且鉆井液密度按照巖屑反映階梯狀提高，非一步調整到位，導致井徑在總體上呈現(xiàn)鋸齒狀，存在較大臺階，導致起下鉆、電纜電測仍然多次遇阻，改用PCL鉆桿輸送測井仍然遇阻嚴重；仍需進一步優(yōu)化鉆井液密度的選擇和調控策略，減少或者消除井眼鋸齒狀臺階，降低鉆井后續(xù)作業(yè)的風險。

圖5 潿4井實鉆井徑與理想井眼尺寸對比

圖6 潿4井井徑擴大率與復雜情況對比

5 結論

通過分析氯化鉀聚合醇鉆井液在潿西區(qū)塊2口定向井的應用情況，可以得出如下結論：

圖7 潿四井潿二段部分綜合錄井圖

圖8 潿4井8-1/2"井段返出的剝落掉塊

（1）在適當?shù)默F(xiàn)場施工措施保障下，氯化鉀聚合醇鉆井液能夠基本滿足潿西區(qū)塊大斜度定向井井壁穩(wěn)定、攜巖和潤滑等鉆井需求。

（2）從井壁穩(wěn)定情況來看，對比2015年前直井施工情況，12-1/4"井段井眼擴徑得到了明顯的改觀，但是還未能從根本上控制好井壁垮塌問題，井眼呈現(xiàn)出鋸齒狀階梯，引發(fā)了鉆井、測井過程中遇阻較多；從井壁失穩(wěn)機理來看，該鉆井液技術方案在解決泥巖水化上仍然存在欠缺，需要進一步控制鉆井液高溫高壓失水、提高鉆井液的抑制性（例如嚴格控制鉆井液液相活度，降低泥巖相對于鉆井液液相的“水化勢”，有效地防止泥巖水化）。

（3）應該理清鉆井液密度調整滯后性造成的嚴重后果，鉆進8-1/2"井段（或者12-1/4"井段）時，必須設定明確的鉆井液防塌密度控制目標，接近揭開流二段（或者潿二段）前，按控制目標將鉆井液密度一步調整到位，防止階梯調整鉆井密度導致的局部井段垮塌問題。

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Analysis of Application Results of Potassium Chloride/Polyglycol Drilling Fluid Systems Used in Directional Well in Weixi Block

QIU Kang, LEI Xinchao, JIA Fenglong, MA Shuai
（SINOPEC Offshore Oilfield Engineering Company, Shanghai 200120, China）

To meet the requirements for drilling fluid used in complex interval of Weixi block， based on drilling phenomenon of directional well， the application results of potassium chloride/polyglycol drilling fluid system is analyzed for directional well in Weixi block. The study results show that potassium chloride/polyglycol drilling fluid system can meet basically the requirements for drilling directional well in Weixi block. However, the wellbore collapse problem from Wei-2 to Liu-2 Members has not solved completely. Further study and optimization should been conducted to solve complex well borehole collapse problem, and ensure the subsequent operation safety of directional wells and horizontal wells.

Weixi； polyglycol drilling fluid systems； inhibition and sealing； wellbore collapse； directional well

TE254

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.093

1008-2336（2016）03-0093-05

2016-04-28；改回日期：2016-06-04

邱康，男， 1983年生，高級工程師，2011年畢業(yè)于中國石油大學（北京），從事鉆完井技術研究工作。

E-mail：qiuk.shhy@sinopec.com。