史沛謙，王善舉，馬文英，蘇紀(jì)文，王 晴，盧國林，吳 健

(1．中原石油工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，河南濮陽457001;2．中原石油工程公司鉆井一公司，河南濮陽457001)

0 引言

鄂爾多斯靖南地區(qū)碳質(zhì)泥巖、煤層地層埋藏較深，地層穩(wěn)定性差，水平井鉆井過程中常存在著碳質(zhì)泥巖、煤層地層垮塌嚴(yán)重，井漏和定向鉆井托壓等現(xiàn)象嚴(yán)重影響鉆井安全和速度。如靖平61－10井鉆進(jìn)至3757 m井下復(fù)雜，反復(fù)劃眼，24 d無進(jìn)尺;靖平69－12井因煤層井漏、坍塌卡鉆，處理時間120 d，鉆井周期長達(dá)236 d。針對該地區(qū)技術(shù)難點(diǎn)，分析了定向托壓和碳質(zhì)泥巖、煤層井壁失穩(wěn)原因，開展了鉆井液防塌和潤滑技術(shù)研究，合成了新型潤滑劑，形成了防塌、潤滑鉆井液配方，并成功進(jìn)行了2口井的現(xiàn)場應(yīng)用，現(xiàn)場應(yīng)用表明，所采取的技術(shù)措施能夠滿足碳質(zhì)泥巖、煤層地層水平井鉆井技術(shù)要求。

1 室內(nèi)研究

1．1 技術(shù)難點(diǎn)

靖南地區(qū)水平井井身結(jié)構(gòu)多為四開制，三開井段開始定向造斜至A點(diǎn)，該井段山西組、太原組、本溪組存在多套易塌碳質(zhì)泥巖、煤層地層，鉆井過程中定向托壓、井壁失穩(wěn)現(xiàn)象突出，是全井施工的難點(diǎn)和重點(diǎn)井段，對定向托壓和井壁失穩(wěn)的原因進(jìn)行了分析。

1．1．1 定向摩阻大和托壓

(1)鉆井液pH值控制及降濾失劑等相關(guān)處理劑的選用會對潤滑劑的潤滑能力產(chǎn)生影響，引起鉆井液潤滑性能下降;

(2)鉆井液護(hù)膠材料加入不足，泥餅虛、厚，導(dǎo)致定向托壓;

(3)油溶性潤滑劑加量少時潤滑能力不足，加量過多影響泥餅質(zhì)量。

1．1．2 井壁失穩(wěn)［1－6］

煤層具有強(qiáng)度低、彈性模量小、脆性大、微裂縫層理發(fā)育、與泥頁巖交替互層、煤層內(nèi)含粘土礦物等特點(diǎn)，碳質(zhì)泥巖微裂縫發(fā)育，巖石強(qiáng)度低、水敏性強(qiáng)，根據(jù)煤層、碳質(zhì)泥巖地層特點(diǎn)，井壁失穩(wěn)主要原因如下:

(1)鉆井液抑制性不足，碳質(zhì)泥巖易發(fā)生水敏性失穩(wěn);與煤層互層的泥頁巖失穩(wěn)與膨脹推擠引起煤層失去下部支撐或內(nèi)部應(yīng)力變化發(fā)生坍塌;

(2)鉆井液封堵能力不夠，濾液侵入層理、裂縫造成地層坍塌壓力升高;

(3)鉆井液密度低，液柱支撐力不夠。

根據(jù)以上技術(shù)難點(diǎn)分析，進(jìn)行了新型潤滑劑、防塌抑制劑和封堵材料的研究。

1．2 鉆井液潤滑性和防塌技術(shù)研究

1．2．1 潤滑性

目前現(xiàn)場鉆井液液體潤滑劑多為含有脂鍵的油基潤滑劑，在堿性及高溫環(huán)境下易發(fā)生水解反應(yīng)，使?jié)櫥瑒┰砘?，?dǎo)致鉆井液起泡和潤滑劑潤滑效率降低［7－8］。此外鉆井液降濾失劑、絮凝劑等處理劑含有一定比例的水化基團(tuán)和吸附基團(tuán)，能夠在鉆具和井壁產(chǎn)生吸附作用，形成吸附層，起到減小鉆具摩阻的作用，但是該類處理劑的吸附同時會對潤滑劑在摩擦界面的吸附產(chǎn)生影響，降低潤滑劑的吸附量，影響極壓潤滑膜的致密性和吸附強(qiáng)度，從而降低潤滑劑的潤滑效率。

針對以上問題，研究出一種雙吸附基團(tuán)水性潤滑劑SR－1，該潤滑劑不含脂鍵，吸附能力強(qiáng)，避免和降低了pH值及其他鉆井液處理劑對潤滑性能的影響，圖1對SR－1和取自現(xiàn)場的油基潤滑劑A在不同pH值條件下的潤滑性進(jìn)行了對比。實(shí)驗(yàn)基漿為:4%膨潤土+0.5%LV－CMC+0.3%聚合物降濾失劑COP－HFL+0.2%NaOH+重晶石+1%潤滑劑，鉆井液密度為1.35 g/cm3(100℃老化16 h)。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可見，隨著pH值增加潤滑劑A的潤滑性能降低幅度大，SR－1受pH值影響較小，能夠更好地滿足處理CO32－、HCO3－污染等pH值較高情況時保持良好潤滑性的需要。

圖1 pH值對潤滑劑潤滑性能的影響

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，在聚合物鉆井液體系中，所評價的潤滑劑均能使鉆井液潤滑系數(shù)降至0.1以內(nèi)，只是潤滑劑加量有所差別。但在聚磺鉆井液體系中，由于處理劑總體加量大，對潤滑劑在摩擦界面的吸附和潤滑效果影響較大，圖2在聚磺鉆井液中對SR－1和潤滑劑A進(jìn)行了對比，實(shí)驗(yàn)條件同圖1，基漿配方為:4%膨潤土+0.5%LV－CMC+0.3%COPHFL+2%磺化酚醛樹脂SMP+2%磺化褐煤SMC+0.2%NaOH+重晶石，密度為1.35 g/cm3，加入潤滑劑，100℃滾動老化16 h。

圖2 潤滑劑在聚磺鉆井液體系中的對比

由圖1、圖2實(shí)驗(yàn)可見將聚磺鉆井液的潤滑系數(shù)控制在0.06以內(nèi)，SR－1加量需達(dá)到3%，在聚合物鉆井液中加量為1%;而在聚磺鉆井液體系中潤滑劑A加量即使達(dá)到4%，鉆井液潤滑系數(shù)仍為0.1827，表明所研究的潤滑劑SA－1可以在潤滑界面形成較牢固的吸附層，潤滑能力強(qiáng)。

1．2．2 抑制防塌技術(shù)

根據(jù)碳質(zhì)泥巖、煤層互層泥頁巖水敏性強(qiáng)的特點(diǎn)，室內(nèi)進(jìn)行了不同抑制機(jī)理的防塌劑協(xié)同增效作用對比，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。5%KCl復(fù)配0.3%胺基抑制劑，頁巖滾動回收率由88.09%提高至90.5%，5%KCl復(fù)配3%聚合醇頁巖滾動回收率明顯提高，在此配方里加入胺基抑制劑，頁巖滾動回收率升高較多，表明胺基抑制劑與KCl、聚合醇具有良好地協(xié)同增效作用。

圖3實(shí)驗(yàn)各配方組成如下。

圖3 抑制劑協(xié)同增效實(shí)驗(yàn)

配方1:水+5%KCl;配方2:水+5%KCl+0.3%胺基抑制劑;配方3:水+5%KCl+3%聚合醇;配方4:水+5%KCl+3%聚合醇+0.1%胺基抑制劑;配方5:水+5%KCl+3%聚合醇+0.3%胺基抑制劑;所用巖心取自濮131井井深2444 m的灰色泥巖巖心，粒徑2.0～3.8 mm。

1．2．3 封堵技術(shù)

煤層和碳質(zhì)泥巖地層裂縫寬度分布范圍寬，裂縫寬度易受應(yīng)力作用影響變化的特點(diǎn)，要求封堵劑能夠滿足不同裂縫寬度和裂縫尺寸變化情況下的封堵。根據(jù)地層特點(diǎn)研發(fā)了具有可變形能力的改性纖維NMF、超細(xì)凝膠CNJ兩種封堵劑，與現(xiàn)場常用封堵劑磺化瀝青、超細(xì)碳酸鈣、氧化瀝青、青石粉、復(fù)合堵漏劑FD－3和FD－4等通過可視承壓砂床實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了對比。實(shí)驗(yàn)基漿為:5%膨潤土+0.1%LVCMC+0.1%COP－HFL+3%封堵劑，砂床高度為13 cm，粒徑40～60目，實(shí)驗(yàn)壓力為0.7 MPa，鉆井液承壓擠入砂床時間為7．5 mL，加入不同封堵材料的基漿在砂床中的擠入深度對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 砂床侵入深度對比

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可見 NMF、CNJ、氧化瀝青、FD－4封堵能力較強(qiáng)。通過高壓砂床實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了4種優(yōu)選材料的復(fù)配實(shí)驗(yàn)，砂床高度25 cm，粒徑40～60目，基漿同圖4，封堵劑復(fù)配配方見表1，評價結(jié)果見圖5，由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可見，5號配方封堵效果良好。

1．3 優(yōu)化后的鉆井液配方及性能

根據(jù)潤滑、抑制、封堵技術(shù)研究形成了靖南地區(qū)水平井鉆井液配方:3%～5%膨潤土 +0.3%～0.5%LV－CMC+0.5%～1%COP－HFL+1%～1.5%氧化瀝青+0.5%～1.5%超細(xì)凝膠+0.5%～1.5%改性纖維+0.1%～0.3%胺基抑制劑+5%～7%KCl+2%～3%聚合醇+1.5%～3%潤滑劑+0.1% ～0.3%NaOH+重晶石。

表1 封堵劑復(fù)配配方

圖5 復(fù)配配方封堵能力對比

鉆井液性能為:密度1.25～1.35 g/cm3，漏斗粘度55～65 s，塑性粘度27～35 mPa·s，動切力6～12 Pa，靜切力2～4/5～15 Pa，API濾失量3～4 mL/30 min，pH 值8.5 ～9.5，Kf≤0.06。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

潤滑減阻和井壁穩(wěn)定技術(shù)在靖南70－6H井、72－13H1井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，較好地解決了井壁掉塊和定向托壓問題，2口井分別鉆穿8套和4套煤層，施工井段的平均井徑擴(kuò)大率分別為1.71%和4.06%，達(dá)到設(shè)計(jì)井徑擴(kuò)大率≤10%的要求，鉆井、完井順利。

2．1 靖南70－6H井

2．1．1 井概況

靖南70－6H井目的層馬家溝組，設(shè)計(jì)井深5506 m，水平位移1900 m，造斜段有多套煤層及大段碳質(zhì)泥巖交替互層，煤層4層共16 m，單層煤層最厚9 m，碳質(zhì)泥巖層6層共18 m，單層最厚7 m，井壁穩(wěn)定難度大。

2．1．2 現(xiàn)場應(yīng)用效果

進(jìn)入煤層前100 m按照配方加入抑制劑、封堵劑由聚合物鉆井液轉(zhuǎn)換為防塌鉆井液，為強(qiáng)化鉆井液防塌能力，在保持抑制劑、封堵劑含量的同時，調(diào)整適當(dāng)?shù)拿芏?、較低的濾失量。潤滑措施方面控制鉆井液pH值8～9.5，選用質(zhì)量好的降濾失劑，避免使用SMP、SMC等處理劑，減少處理劑用量，定向至井斜29°有托壓現(xiàn)象加入1%潤滑劑，定向正常。

鉆進(jìn)中巖屑均勻，幾乎沒有掉塊，順利穿過四套煤層和大段碳質(zhì)泥巖，無漏失現(xiàn)象，起下鉆、通井順利，井徑規(guī)則，鉆井液性能穩(wěn)定，潤滑性好，中途完鉆下套管摩阻為5～8 t。應(yīng)用井段鉆井液的分段性能見表2。

表2 靖南70－6H井鉆井液分段性能

與使用聚磺鉆井液體系的鄰井靖平69－12井井徑對比情況見表3，由表3可知，靖南70－6H井防塌鉆井液應(yīng)用井段井徑擴(kuò)大率1.71%，較鄰井靖平69－12井的井徑擴(kuò)大率大幅度降低，說明所采用的防塌措施起到了良好的效果。該井段平均機(jī)械鉆速5.33 m/h，較69－12井相比提高了63.5%;施工周期22 d，而鄰井靖平69－12井造斜段施工因井壁失穩(wěn)等井下復(fù)雜，工期長達(dá)4個月。

2．2 靖南72－13H1井

2．2．1 井概況

靖南72－13H1井設(shè)計(jì)井深5272 m，其中三開的2928～3772 m為造斜井段，造斜井段碳質(zhì)泥巖層和煤層互層頻繁。表4為靖南72－13H1井的煤層、碳質(zhì)泥巖分布情況，可見煤層及碳質(zhì)泥巖分布范圍廣且互層頻繁，給井壁穩(wěn)定工作帶來極大困難。

2．2．2 現(xiàn)場應(yīng)用效果

靖南72－13H1井三開轉(zhuǎn)換鉆井液體系，加入所優(yōu)選的封堵劑、防塌材料和潤滑劑，施工中控制較低的濾失量和適當(dāng)?shù)拿芏?，保持防塌封堵材料含量，維持鉆井液性能穩(wěn)定，該井段鉆井液性能見表5。

表5 靖南72－13H1井鉆井液分段性能

應(yīng)用效果:該井鉆進(jìn)順利，巖屑均勻，幾乎無掉塊現(xiàn)象，起下鉆順利，井徑規(guī)則，三開井徑曲線見圖6，由圖可見井徑曲線起伏很小，施工段平均井徑擴(kuò)大率4.06%，平均機(jī)械鉆速2.23 m/h，中途完鉆下套管摩阻5～6 t，防塌、潤滑效果良好。鄰井靖南70－6H1井三開鉆井過程中鉆井液密度提高至1.38 g/cm3，有煤層失穩(wěn)、起下鉆遇阻和較大掉塊返出現(xiàn)象，井徑擴(kuò)大率5.0%，與靖南70－6H1井相比，靖南72－13H1井鉆井液費(fèi)用降低12%，應(yīng)用效果顯著。

圖6 三開井徑曲線

3 結(jié)論

(1)控制鉆井液pH值8～9.5和降低鉆井液降濾失劑等處理劑加量有利于提高潤滑劑的潤滑效果;

(2)優(yōu)選出受pH值影響小、潤滑能力強(qiáng)的雙吸附基潤滑劑，鉆井液極壓潤滑系數(shù)≤0.06;

(3)通過采用KCl、聚合醇、胺基抑制劑提高鉆井液抑制性，結(jié)合改性纖維、超細(xì)凝膠可變形封堵材料，形成了適用于靖南地區(qū)煤層、碳質(zhì)泥巖地層安全鉆井要求的防塌技術(shù);

(4)潤滑減阻和井壁穩(wěn)定技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用中取得良好效果，能夠滿足靖南地區(qū)煤層、碳質(zhì)泥巖地層防塌和收盤價定向鉆井技術(shù)要求。

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