玉門油田鴨兒峽水平井鉆井液技術(shù)的研究與應(yīng)用

薛光遠，張懷云，趙　強，張寶峰

（西部鉆探工程有限公司國際鉆井公司，甘肅酒泉735000）

玉門油田鴨兒峽水平井鉆井液技術(shù)的研究與應(yīng)用

薛光遠*，張懷云，趙強，張寶峰

（西部鉆探工程有限公司國際鉆井公司，甘肅酒泉735000）

對潤滑劑進行了篩選，確定了鉆井液的配方和潤滑劑的加量，規(guī)定了固相顆粒的控制標(biāo)準(zhǔn)以及有害固相的控制范圍保證潤滑劑的作用效果，對水平井段巖屑攜帶的機理和鉆井液流變性進行了研究，優(yōu)化了性能參數(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，該技術(shù)可以滿足鴨兒峽水平井巖屑攜帶的技術(shù)要求，能有效的降低粘滯系數(shù)，解決水平井的托壓、易粘卡問題。

水平井；潤滑；攜帶；粘滯系數(shù)

近年來，隨著玉門油田鴨兒峽區(qū)塊勘探開發(fā)的不斷深入，水平井成為了提高原油產(chǎn)量的重要手段。國家新環(huán)境保護法的頒布又給水平井鉆井液提出了新的難題和挑戰(zhàn)。如何在滿足環(huán)保要求的前提下解決潤滑防卡、巖屑攜帶和井壁穩(wěn)定的問題是水平井鉆井液研究的重點。

1　地質(zhì)工程簡況

鴨兒峽油田地質(zhì)分層從上而下依次為第四系：主要為雜色礫巖，巖性膠結(jié)疏松易垮塌、易漏；第三系：牛胳套-胳塘溝N2n+N1t，上段為灰色粗砂巖、砂礫巖夾棕黃色含礫泥巖；中段為棕黃色含礫泥巖、泥巖；下段為灰黃色、淺棕紅色粉砂質(zhì)泥巖與淺灰色、灰黃色、棕紅色泥質(zhì)粉砂巖、細砂巖、泥質(zhì)砂巖、含礫泥質(zhì)砂巖呈不等厚互層；弓形山N1g，上段以灰黃色、淺棕紅色泥質(zhì)粉砂巖為主，夾灰黃色粉砂質(zhì)泥巖；下段以棕紅色、棕色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、含礫泥質(zhì)砂巖為主，夾薄層棕紅色粉砂質(zhì)泥巖；白楊河E3b，上部為棕紅色泥巖，中細砂巖、砂質(zhì)泥巖，下部為厚層暗紅色泥巖。第三系地層粘土含量較高，易發(fā)生水化膨脹導(dǎo)致井眼縮徑、失穩(wěn)。目的層為第三系L層。

鴨兒峽水平井井深在3600～3900m之間，三層結(jié)構(gòu)井采用混油陽離子鉆井液體系。兩層結(jié)構(gòu)井采用常規(guī)陽離子鉆井液體系。

2　鴨兒峽水平井鉆井難點

（1）定向段鉆具與井壁接觸面積大，螺桿以上鉆具長時間處于靜止?fàn)顟B(tài)，表現(xiàn)為托壓嚴(yán)重、易發(fā)生粘卡。

（2）定向段普遍存在鉆井機速低，鉆井周期相對較長，裸眼段浸泡時間長，水平段井壁缺乏支撐，易失穩(wěn)。

（3）由于鉆井機速低，浸泡時間長，鉆屑研磨較細后不易清除，導(dǎo)致鉆井液中有害固相高，對鉆井液流變性影響大。

（4）水平井穩(wěn)斜段以下井段易形成巖屑床，攜巖難度大。

（5）完井電測受井眼軌跡、井徑、井斜、臺階面等多種因素的制約，常規(guī)測井困難。

3　室內(nèi)研究

3.1基漿配制

鴨兒峽油田普遍采用陽離子鉆井液體系，進入第三系泥巖段前轉(zhuǎn)化泥漿。采用該區(qū)塊的鴨6-3井2600m泥漿作為基漿，加入3%的重晶石粉用于提高泥漿固相含量和粘滯系數(shù)，測得基漿初始粘滯系數(shù)為0.1592。

3.2潤滑劑的優(yōu)選

玉門油田當(dāng)前使用潤滑劑有5種，根據(jù)以往室內(nèi)研究與現(xiàn)場使用情況對比見表1，最終選用KX-1和LRQ-1。

3.3配方優(yōu)選

在基漿中加入不同比例的潤滑劑，測量各配方的粘滯系數(shù)見表2。實驗結(jié)果得出：KX-1的濃度大于1%時，潤滑效果明顯；KX-1LRQ-1以1:3的比例可滿足水平井鉆井液的要求。

3.4潤滑劑加量的確定

表1　各種潤滑劑的特性分析

使用重晶石粉對基漿進行污染實驗，得出了鉆井液粘滯系數(shù)上升曲線見圖1，再通過加入潤滑劑得出粘滯系數(shù)降低曲線，最終測得泥漿中潤滑劑有效含量應(yīng)控制在1.8%以上。

圖1　潤滑劑濃度對鉆井液粘滯系數(shù)的影響

表2　不同潤滑劑配方對粘滯系數(shù)的影響

3.5固相含量的控制

鉆井液中固相含量影響潤滑劑的加量，對鉆井液流變性也有影響，為此應(yīng)設(shè)定較低的固相含量，低于該區(qū)塊有害固相的平均值28.42%。當(dāng)前鴨兒峽使用的重晶石粉的粒度在1～20μm之間，密度為4.2g/cm3。土粉的粒度在1～4μm、10～30μm之間，密度為2.7g/cm3。鴨兒峽地層巖屑密度在2.6～2.8g/cm3之間，與土粉相近。

3.6鉆井液流變性能調(diào)整

3.6.1溫度對鉆井液流變性的影響

具體實驗方法是，以鴨6-3井2600m鉆井液為基漿，測定不同溫度下鉆井液塑性粘度和動切力變化情況。實驗得出，塑性粘度隨著溫度升高逐漸降低，70℃以后，變化不大。動切力基本保持不變。動塑比平均為0.32。具體溫度對鉆井液流變性的影響見表3。

表3　溫度對鉆井液流變性的影響

3.6.2鉆井液塑性粘度對巖屑懸浮的影響

在溫度大于75℃時，鉆井液塑性粘度基本穩(wěn)定，同時滿足鉆井需要。選取該區(qū)塊地層巖屑，測得當(dāng)塑性粘度大于35mPa·s時，巖屑處于懸浮狀態(tài)，可以滿足水平井巖屑攜帶的要求。

3.7鉆井液配方的形成

通過以上研究，以該區(qū)塊定向井鉆井液配方為基礎(chǔ)，結(jié)合水平井特點、難點，最終形成水平井鉆井液配方。

配方：5%～8%膨潤土+0.3%～0.5%CHM+0.4%～ 0.6%小陽離子+2%～3%HS-1+1%～2%HS-2+0.4%～ 0.5%CaO+1%～2%KX-1+2%～4%LRQ-1+0.5%～ 1.0%CFR+加重材料。

3.8技術(shù)措施

以CHM、NW-1和生石灰提供鉆井液抑制性，防止鉆井液污染，鉆井液中鈣離子含量在400～600mg/L之間，氯離子含量在4900～6000mg/L之間；采用HS-1和HS-2降低鉆井液中溫中壓失水在6～3mL和HTHP失水小于12mL；定向鉆進以1∶3的比例滴加KX-1和LRQ-1;井斜超過30°后補充2%DYFT-1提高鉆井液封堵能力，防止定向段上部井壁因缺乏支撐導(dǎo)致的垮塌。整個定向過程嚴(yán)格控制鉆井液固相含量，保證潤滑劑的使用效率。井斜超過75°后，配合雷特纖維清掃技術(shù)清洗巖屑床，預(yù)防沉沙卡鉆。

4　現(xiàn)場應(yīng)用情況

該項技術(shù)在鴨兒峽油田應(yīng)用2口井，鴨6-1H井和鴨5-2H井。其中鴨6-1H井，井深3894m，水平位移702m，最大井斜91.34°。全井無事故、無復(fù)雜。特別是井深鉆至3539m，井斜90.73°后持續(xù)降斜過程中，鉆具大面積接觸井壁，且存在憋勁，但無粘卡現(xiàn)象，保證了安全生產(chǎn)。鴨5-2H井，井深3890m，最大井斜80.04°，水平位移1225.53m，全井無事故、無復(fù)雜。

5　結(jié)論與認(rèn)識

（1）當(dāng)前應(yīng)用于水平井的鉆井液體系普遍存在價格高、環(huán)境污染等方面的問題，而相比之下，陽離子鉆井液具有潤滑性好、抑制性強、對環(huán)境影響小、成本相對較低的優(yōu)勢，更加使用于玉門油田鴨兒峽地區(qū)特點。

（2）水平井定向普遍存在鉆井機速慢，巖屑研磨細，不易清除從而影響潤滑劑的作用效果和鉆井液的流變性。對于較低密度1.3g/cm3以下的鉆井液體系來說，離心機的使用是很好的控制固相的辦法。

（3）潤滑劑的使用過量會導(dǎo)致泥漿的分散，反而不利于預(yù)防粘卡。整個定向過程應(yīng)強化抑制劑的使用。

（4）水平井的增斜過程不是沙橋形成主要原因，包括井斜達到90°時也不一定會有沙橋，沙橋主要在臺階面，降斜點處。特別是降斜點以上，沙橋明顯。鉆井液較好的流動性是維護的主體，粘度過高不利于水平段井眼凈化。

（5）由于需要工程短拉破壞沙橋，水平井的井壁鉆井液泥餅同樣破壞嚴(yán)重，井壁穩(wěn)定是難題。

（6）水平井工程短拉次數(shù)多，鉆井液經(jīng)常處于靜止?fàn)顟B(tài)，如何保證快速恢復(fù)粘度又不影響其他性能也是鉆井液施工的關(guān)鍵。

[1]新編國內(nèi)外鉆井液處理技術(shù)數(shù)據(jù)及性能評價方法與處理劑標(biāo)準(zhǔn)實用手冊[M].中國地質(zhì)科學(xué)出版社.

[2]玉門青西地區(qū)下溝組地層鉆井液防塌技術(shù)、定向井鉆井液技術(shù)及油層保護技術(shù)綜合研究[R].中國石油勘探開發(fā)研究院鉆井所.

TE254

B

1004-5716（2016）11-0038-03

2016-01-12

2016-01-18

薛光遠（1982-），男（滿族），甘肅酒泉人，工程師，現(xiàn)從事鉆井液技術(shù)研究與現(xiàn)場服務(wù)工作。