楊 斌, 金祥哲, 俞浩杰

(1中國(guó)石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術(shù)研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室)

長(zhǎng)慶油田蘇里格氣田隨著開發(fā)的不斷深入，低產(chǎn)/不產(chǎn)的常規(guī)井會(huì)越來越多，為實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5×107t/a油氣當(dāng)量目標(biāo)，對(duì)部分老井實(shí)施套管開窗側(cè)鉆并成為水平井，使低產(chǎn)/不產(chǎn)井復(fù)產(chǎn)是當(dāng)前上產(chǎn)的主要手段之一。另外，套管開窗側(cè)鉆井也因節(jié)省征地、道路建設(shè)、地面建設(shè)等費(fèi)用，已被各油田普遍采用。蘇里格氣田大部分氣井下入?139 mm生產(chǎn)套管完井，開窗只能采用?118 mm的小井眼，因此，給鉆井技術(shù)，特別是鉆井液技術(shù)帶來嚴(yán)峻考驗(yàn)和難題。本文針對(duì)系列技術(shù)難點(diǎn)，開發(fā)出適于蘇里格氣田開窗側(cè)鉆小井眼水平井鉆井的鉆井液體系SPS-1，并成功試驗(yàn)2口井，獲得良好效果。

一、套管開窗側(cè)鉆小井眼水平井技術(shù)難點(diǎn)

對(duì)鉆井液技術(shù)而言，?118 mm的小井眼水平井，除常規(guī)水平井?dāng)y巖洗井、潤(rùn)滑減阻、井壁穩(wěn)定、儲(chǔ)層保護(hù)等外[1]，還有如下技術(shù)難點(diǎn)：

(1)受井眼直徑小所限，一般所用鉆具內(nèi)徑只有64 mm，現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備所承受的泵壓與良好攜砂性要求之間的矛盾尤為突出。保證設(shè)備在可接受泵壓25 MPa下，鉆井液排量只有9 L/s，就要求鉆井液必須有良好的剪切稀釋性和低剪切速率下良好的攜砂性，才能維持合理泵壓和井眼暢通。

(2)小鉆具在井內(nèi)表現(xiàn)出更強(qiáng)的柔軟性，致使鉆壓難以傳遞至鉆頭處，因此，對(duì)鉆井液的潤(rùn)滑減阻提出比一般水平井更高的技術(shù)要求。

(3)鉆具與井壁較小的環(huán)空間隙，尤其?114 mm的扶正器，環(huán)空間隙僅有2 mm，井眼稍微的縮徑、一般的掉塊均難以被返至地面，均表現(xiàn)出高摩阻、高扭矩。

(4)井眼環(huán)空容積僅有6.7 m3/1 000 m，一旦發(fā)生漏失，環(huán)空液柱壓力下降時(shí)間短幅度大，發(fā)生溢流的風(fēng)險(xiǎn)很高。另外，地層流體一旦進(jìn)入環(huán)空，上返速度特別快，加大井控風(fēng)險(xiǎn)。

(5)循環(huán)時(shí)環(huán)空壓耗10～16 MPa，井底壓力波動(dòng)大,易產(chǎn)生誘導(dǎo)裂縫造成井漏或遇阻劃眼蹩泵也容易導(dǎo)致井漏。

因此，小井眼側(cè)鉆水平井施工所用鉆井液體系必須有良好的抑制性、潤(rùn)滑減阻性，以解決拖壓、井壁不穩(wěn)、PDC鉆頭泥包等難題外，還必須具有很強(qiáng)的封堵性、良好的剪切稀釋性保證井眼暢通、泵壓適中、減少漏失概率并做好儲(chǔ)層保護(hù)。

二、SPS-1鉆井液體系的機(jī)理分析及基本組成

SPS-1體系在SJY-1防塌鉆井液體系使用雙抑制劑的基礎(chǔ)上[2]，引入甲酸鈉。甲酸鈉在水中極易溶解，使得鉆井液體系的液相黏度較低而密度高，因此，鉆井液體系的流變性、密度易調(diào)。甲酸鈉的存在，可以提高聚合物的轉(zhuǎn)變溫度和穩(wěn)定性。甲酸鈉的加入使體系液相中自由水減少，水活度降低引起反滲透作用，減緩液相滲入地層的趨勢(shì)，降低了頁巖水化的可能性[3]。甲酸鈉與其它無機(jī)離子的協(xié)同作用可以提高黏土顆粒的電負(fù)性，增強(qiáng)頁巖抑制能力，這都有利于井壁穩(wěn)定[4]。另外，體系選用可變形微米級(jí)封堵劑和鈉米級(jí)剛性顆粒協(xié)同作用增強(qiáng)其封堵性，生物油基潤(rùn)滑劑DFL-2降低摩阻，選用聚合物或淀粉類材料作為提黏劑或降失水劑。通過以下實(shí)驗(yàn)優(yōu)選，確定各種材料的用量，形成SPS-1鉆井液體系基本配方：10%NaCOOH+0.2%KP-A+7.0%CP-1+0.3%XCD+0.3%PAC-LV+2%DFL-2+1%G327+0.2%NaOH +0.1%G324+0.2 %防腐劑+加重劑(視需要而定)。

三、SPS-1鉆井液體系優(yōu)選及評(píng)價(jià)

1.抑制性評(píng)價(jià)

鉆井液對(duì)黏土線性膨脹率、頁巖回收率測(cè)定正是從不同側(cè)面反映體系抑制性的強(qiáng)弱，其不僅直接影響井壁穩(wěn)定，還間接影響封堵性能、儲(chǔ)層傷害等方面。在借鑒SJY-1體系的基礎(chǔ)上形成基本配方，再通過線性膨脹率測(cè)定確定甲酸鈉用量，并結(jié)合頁巖一次、二次回收率進(jìn)一步評(píng)價(jià)體系的抑制性(表1)。實(shí)驗(yàn)表明，除基漿隨時(shí)間膨脹率在逐漸增大外，加有甲酸鈉的樣品，實(shí)驗(yàn)在10 h后膨脹率增勢(shì)基本趨于平緩，但為使實(shí)驗(yàn)更有說服力，膨脹率實(shí)驗(yàn)時(shí)間最終延長(zhǎng)至22 h(圖1)。當(dāng)甲酸鈉的濃度10%以上，其抑制性趨于穩(wěn)定，膨脹率保持在17%上下，一、二次回收率分別在90%～95%、80%～85%之間(圖2)。說明隨著甲酸鈉的引入，SPS-1鉆井液體系的抑制性明顯增強(qiáng)。

表1 線性膨脹率測(cè)試數(shù)據(jù)

注：實(shí)驗(yàn)溫度25℃，時(shí)間22 h。

圖1 線性膨脹率隨時(shí)間曲線

圖2 一、二次頁巖回收率隨甲酸鈉濃度曲線

2. 潤(rùn)滑性評(píng)價(jià)

選用多聚醚和全生物油基潤(rùn)滑劑DFL-2兩種潤(rùn)滑劑做對(duì)比實(shí)驗(yàn)，在不同濃度潤(rùn)滑劑下，測(cè)其濾餅的摩擦系數(shù)并隨潤(rùn)滑劑濃度的變化曲線(見圖3)。實(shí)驗(yàn)表明，摩擦系數(shù)隨潤(rùn)滑劑濃度增加而降低，且當(dāng)濃度超過2.0%后，摩擦系數(shù)趨于穩(wěn)定。

圖3 摩擦系數(shù)隨潤(rùn)滑劑濃度曲線

3.封堵性評(píng)價(jià)

體系選用由鈉米級(jí)剛性封堵材料和可變形微米級(jí)封堵材料復(fù)配而成的新型復(fù)合封堵劑G327。地層中尺寸不等的孔喉或微米級(jí)微裂縫，剛性材料形成封堵基本骨架，可變形材料填充穩(wěn)定骨架，并在骨架表面形成韌性濾餅，進(jìn)一步封堵孔喉或裂縫。實(shí)驗(yàn)分別在中壓室溫和高溫高壓兩種條件下評(píng)價(jià)其封堵性：在相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)下[5]，做中壓濾失實(shí)驗(yàn)保留其濾紙濾餅，用清水代替體系做中壓濾失，記錄清水通過濾紙濾餅的量，評(píng)價(jià)濾餅的封堵性。5個(gè)樣品中壓濾失量均在5 mL左右，其清水通過濾餅的量均小于1 mL，表明體系形成的濾餅封堵性能良好[6]；配制濃度1%的復(fù)合封堵劑G327和不加封堵劑2個(gè)樣品，再分別測(cè)定其高溫高壓(3.5 MPa、90℃)濾失量并繪制時(shí)間曲線，2個(gè)樣品均在實(shí)驗(yàn)10 min后變化趨于平緩(圖4)，說明封堵基本在10 min左右封堵完成；G327濃度1%的樣品因封堵作用增強(qiáng)，高溫高壓濾失降低達(dá)30%左右。

圖4 HTHP濾失隨隨時(shí)間曲線

表2 體系抗溫性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

4.抗溫性評(píng)價(jià)

在上述實(shí)驗(yàn)確定材料及用量配制樣品，選取5個(gè)樣品，每個(gè)樣品只調(diào)整聚合物提黏劑和降濾失劑的用量,分別測(cè)室溫和130℃條件的濾失量、動(dòng)切力和6轉(zhuǎn)讀數(shù)(表2)，數(shù)據(jù)表明在130℃熱滾16 h后，各項(xiàng)參數(shù)變化均在20%以內(nèi)，說明體系抗溫性能良好，分析是加入甲酸鈉增加體系的抗溫性能。以前述實(shí)驗(yàn)c序號(hào)配方配制8個(gè)樣品，分別在不同溫度(90℃～160℃)下熱滾16 h，測(cè)量熱滾前后樣品黏度，進(jìn)一步評(píng)價(jià)其抗溫性[7]，并計(jì)算其黏度損失率并繪制曲線(圖5)。曲線表明，體系黏度損失隨溫度突變發(fā)生在130℃～140℃之間。溫度在110℃以內(nèi)，黏度損失率均在30%左右。經(jīng)驗(yàn)表明若井底溫度一般在100℃以內(nèi)，其黏度損失也接近25%，因此在使用本體系時(shí)不必添加任何抗溫材料，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)要求[7]。

圖5 黏度損失率隨溫度曲線

5.儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)

模擬現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際鉆井過程，選用石盒子8產(chǎn)層的3塊巖心，分別通過長(zhǎng)達(dá)24 h動(dòng)態(tài)、24 h靜態(tài)傷害，測(cè)試傷害前后巖心滲透率并計(jì)算傷害率[7-8]。評(píng)價(jià)體系SPS-1對(duì)巖心傷害程度大小(見表3)。實(shí)驗(yàn)表明，鉆井液對(duì)實(shí)驗(yàn)巖心浸泡傷害后，其傷害率平均是16.4%，最大值18.7%，均在20%以內(nèi)，說明該體系對(duì)巖心的傷害不大，在可接受范圍內(nèi)。

表3 儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

注：實(shí)驗(yàn)溫度90℃，驅(qū)排壓力3.5 MPa，圍壓25 MPa。

四、SPS-1鉆完井液體系的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

SPS-1鉆井液體系在蘇里格氣田36井區(qū)和14井區(qū)?118 mm小井眼側(cè)鉆水平井取得成功應(yīng)用。應(yīng)用過程中成功克服環(huán)空壓耗高、大斜度井眼攜巖困難、井控風(fēng)險(xiǎn)高等不利因素，有效解決“雙石層”泥頁巖井壁失穩(wěn)、儲(chǔ)層保護(hù)、摩阻扭矩高、井眼凈化、攜砂洗井等一系列技術(shù)難題，取得良好的效果。

1. 井眼干凈暢通

在施工過程中，保持優(yōu)良的抑制性和流變性，6轉(zhuǎn)讀數(shù)保持在10左右、動(dòng)切力10～13 Pa，動(dòng)速比接近0.5，保證體系具有低剪切速率下良好攜巖洗井能力，在鉆進(jìn)過程中沒有掉塊或坍塌、井眼清潔、起下鉆暢通、PDC鉆頭未發(fā)生泥包；體系抑制性強(qiáng)，PDC鉆頭切削巖屑保持成形，粘開巖屑內(nèi)干無水化，降低了平衡井壁的壓力[2]，體系循環(huán)時(shí)密度在1.22 g/cm3以內(nèi)，沒有出現(xiàn)漏失、溢流等井下復(fù)雜，保障順利完鉆并將完井管柱順利下至預(yù)訂位置。

2. 潤(rùn)滑減阻效果明顯

在施工過程中，通過加入生物油基潤(rùn)滑劑DFL-2，在井壁及鉆具表面形成抗壓潤(rùn)滑膜，滑塊摩阻系數(shù)維持在0.026 2～0.052 4之間，極壓潤(rùn)滑系數(shù)在0.05～0.07范圍內(nèi)，使體系始終保持優(yōu)良的潤(rùn)滑性能；循環(huán)時(shí)用好四級(jí)固控設(shè)備，控制體系中有害固相含量，改善濾餅質(zhì)量，降低摩阻和扭矩，正?；顒?dòng)鉆具摩阻在4×103kg以內(nèi)，確保小鉆具在低摩阻低扭矩條件下活動(dòng)和完井管柱順利下至井底。

3.儲(chǔ)層保護(hù)效果良好

SPS-1鉆井液體系從暫堵和封堵兩個(gè)方面考慮儲(chǔ)層保護(hù)，降低了鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的侵入深度和傷害程度，減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害。其中一口井試氣放噴點(diǎn)火火焰高度6～7 m，無阻流量達(dá)到30×104m3/d以上，證明該井在鉆井施工中對(duì)儲(chǔ)層損害程度較低，達(dá)到了保護(hù)儲(chǔ)層之目的。

五、結(jié)論

(1)體系應(yīng)用中表現(xiàn)較強(qiáng)的抑制性，未出現(xiàn)井壁掉塊或坍塌、PDC鉆頭泥包，起下鉆暢通。

(2)體系始終保持良好攜巖洗井能力，井眼干凈、摩阻較低，完井管串下入過程中沒有發(fā)生遇阻、遇卡、漏失或溢流等井下復(fù)雜，順利完井。

(3)體系儲(chǔ)層保護(hù)效果明顯，應(yīng)用井試氣放噴點(diǎn)火火焰高度在6～7 m之間，無阻流量達(dá)到超過30×104m3/d。