高性能水基钻井液体系在兴古7-HX7井的研究与应用_李强.pdf

2020年第12期西部探矿工程 * 收稿日期 2020-03-06修回日期 2020-03-09 作者简介 李强 （1988-） ， 男 （汉族） ， 四川宜宾人， 工程师， 现从事钻井液技术研究工作。 高性能水基钻井液体系在兴古7-HX7井的研究与应用 李强* （中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司， 辽宁 盘锦 124010） 摘要 兴古7-HX7井是一口部署在辽河西部坳陷兴隆台潜山的注气井， 属辽河油田重点工程项 目， 完钻井深5337m （垂深2803m， 水平位移3852m。该井三开井段深灰色泥岩发育， 并夹有块状砂 砾岩、 油页岩和钙质页岩， 长时间浸泡容易发生坍塌掉块。三开∅311.1mm井眼面临大井眼清洁问 题， 稳斜53易形成岩屑床， 揭开潜山面易发生井漏， 是决定本井成功与否的关键井段。为解决以上 问题， 室内优选了胺基抑制剂，“以氯化钾聚胺” 为主要抑制组合， 研究适合该井的高性能水基钻井 液体系。室内测试表明该体系流变性好； FLHTHP100℃≤10mL； 8h岩芯膨胀值为1.18mm， 岩芯膨胀 降低率达到75.36； 岩屑回收率为97.20； 极压润滑系数为0.1316。现场应用后， 测试KCl含量在 8以上， FLHTHP120℃小于10mL， 未发生井塌、 井漏情况， 三开平均井径扩大率仅为4.18， 机械钻 速达到9.5m/h， 提速效果明显； 完井作业顺利， 满足了该井三开钻完井工程需要。 关键词 井眼清洁； 聚胺； 高性能； 水基钻井液； 流变性 中图分类号 TE254.3 文献标识码 A 文章编号 1004-5716202012-0069-04 兴古7-HX7井是一口部署在辽河西部坳陷兴隆 台潜山的注气井， 属辽河油田重点工程项目， 完钻井 深 5337m （垂深 2803m， 水平位移 3852m。邻井采用 常规钻井液技术， 因地层造浆、 滤失量控制难、 井漏 而诱发井塌， 导致在施工中出现钻井液稠化、 起下钻 遇阻及卡钻， 严重影响钻井周期和钻井成本。本井 深部三开长裸眼段面临井壁失稳、 井漏、 卡钻和窄安 全密度窗口等问题， 是决定本井成功与否的关键井 段。为此， 结合邻井施工经验和兴古7-HX7井地质 情况， 优选了胺基抑制剂， 以 “氯化钾聚胺” 作为主 要抑制剂， 研究适合该井的高性能水基钻井液体 系。现场应用效果较好， 实现了该井三开裸眼段的 安全、 高效施工。 1工程地质及钻井液技术难点 （1） 地质情况。该井三开 （2729～3747m） 主要钻遇 沙三段， 该段泥页岩发育， 并夹有块状砂砾岩、 油页岩 和钙质页岩， 长时间浸泡容易发生井塌划眼。同时， 该 段泥页岩地层水化严重， 坍塌压力高 （接近甚至超过部 分井段漏失压力） ， 揭开潜山面时易发生井漏， 存在喷 漏同存、 塌漏同存、 甚至喷漏塌同存的风险， 是决定该 井能否顺利施工的关键井段。 （2） 钻井液技术难点。该井三开∅311.1mm井眼 面临大井眼清洁问题。三开裸眼段长超过1000m， 稳 斜 53， 井眼大， 易形成岩屑床； 中下部地层密度为 1.40～1.55g/cm3， 泵压高， 钻井液排量可能会受到高泵 压的限制， 影响携岩和井眼清洁[1-3]。以往施工中， 使用 常规钻井液体系， 常因前期抑制能力不足、 导致粘土含 量高， 中期稀释剂加量多、 造成粘土颗粒高度分散， 施 工后期出现粘、 切控制困难。一方面， 随着环保要求的 日益严格， 要求控制钻井液的排放量。另一方面， 根据 油田勘探开发部署的要求， 施工井多为大斜度、 大位移 井， 对钻井液保障能力提出更高要求。 2高性能水基钻井液研究 2.1关键处理剂优选 胺基抑制剂是一种新型的抑制剂， 能够满足环境 保护要求， 具有静电引力、 氢键作用、 锚固作用和疏水 作用等与其他抑制剂不同的抑制机理， 是构建高性能 水基钻井液的关键处理剂[4-8]。室内按2比例配制3 种胺基抑制剂水溶液， 在11000r/min高速搅拌条件下 分别加入10膨润土， 测量120℃静置老化前后室温流 变性， 对比评价三种胺基抑制剂水溶液对10含量膨 润土的抑制能力， 其测试结果见表1。 69 2020年第12期西部探矿工程 由表1中数据可以看出， 胺基抑制剂1在老化前后 粘切较低， 抑制粘土能力最好。室内选用胺基抑制剂1 进行配方调试。 2.2钻井液配方及性能评价 在基础配方中添加 XC、 NFC-1, 增加降滤失剂 SN和SPNH的加量。调整两个配方如下 1 2预水化膨润土浆0.2烧碱0.8PAC- LV1.5FT-1A1.5乳化沥青1.5超细钙1.5～ 2聚合醇2新型液体润滑剂1.5SN树脂1.5 SPNH 1.5 SMP- Ⅰ 0.5 ～0.7 聚 胺 0.25 PMHA-Ⅱ1～1.5纳米封堵剂0.27XC110～ 12 KCl295g 重晶石加重至1.45g/cm3； 2 2预水化膨润土浆0.2烧碱0.8PAC- LV0.5NFC-11.5FT-1A1.5乳化沥青1.5 超细钙1.5～2聚合醇2新型液体润滑剂1.5 SN树脂1.5SPNH1.5SMP-Ⅰ0.5～0.7聚 胺0.25PMHA-Ⅱ1～1.5纳米封堵剂 0.18 XC10～12KCl295g重晶石加重至1.45g/cm3。 测试优化配方流变性、 中压失水、 高压失水等性 能， 其结果见表2。 测定配方 清水10膨润土 2胺基抑制剂110膨润土 2胺基抑制剂210膨润土 2胺基抑制剂310膨润土 Φ600 87 7 5 12.5 10.5 22 51 Φ300 65 4.5 3 9 7 18 43 Gel Pa/Pa 16/35 0.5/0.5 0.5/0.5 1.5/1.5 1.0/1.5 1.5/1 1.25/0.5 条件 常温 常温 120℃老化16h,常温 常温 120℃老化16h,常温 室温 120℃老化16h， 室温 表1胺基抑制剂的性能评价 注 实验所用土为钻井液用膨润土。 配方 1 2 条件 老化前 100℃16h 老化前 100℃16h ρ g/cm3 / 1.45 / 1.45 Gel Pa/Pa 4.5/10.75 4.75/7.5 4.25/13.5 3.5/7.25 PV mPa.s 46 41.5 51.5 44 YP Pa 18.5 18.5 23.75 20 FLAPI mL 2.6 3.4 2.4 2.8 FLHTHP100℃ mL / 9.8 / 10.0 pH 9 9 9 9 测试温度 ℃ 50 50 50 50 表2高性能体系配方优化实验 从实验数据可以看出加入了XC、 NFC-1， 粘切升 高， YP有明显增加； 提高SN和SPNH的加量HTHP 滤失量由14mL下降至9.8mL和10.0mL， 整体性能良 好。相较而言， 1配方性能在高温高压滤失量方面稍 好， 后续采用该配方进行试验。 2.3抑制及润滑性试验 （1） 通过CPZ-Ⅱ型泥页岩膨胀试验仪测试粘土膨 胀试验， 各体系8h膨胀值为 蒸馏水为4.79mm； 有机硅 钻井液体系为1.62mm； 普通KCl体系为1.80mm； 高性 能水基钻井液体系8h岩芯膨胀值为1.18mm， 相较于蒸 馏水岩芯膨胀降低率达到75.36。从实验数据可以看 出， 高性能水基钻井液体系抑制性最好。 （2） 取现场岩样， 烘干并粉碎， 进行岩屑回收率测 试 （120℃条件下滚动16h） ， 测试结果发现清水回收率 仅3.75， 而高性能水基钻井液回收率达到97.20。 （3） 使用fann 21200极压润滑仪对各体系钻井液的 极压润滑性进行测试。测试发现各体系极压润滑系数 为 膨润土浆0.5574 （对照实验， 预水化膨润土浆） ； 有 机硅钻井液体系0.2249； 普通KCl钻井液体系0.1600， 高性能水基钻井液体系0.1316。从结果可以看出， 极 压润滑性最好的为高性能水基钻井液体系， 相较于基 础膨润土浆润滑系数降低76.39。 70 2020年第12期西部探矿工程 3现场应用 3.1现场配方 根据现场条件， 选择自配浆， 配方选择优化后的1 配方， 并根据现有材料进行微调， 形成如下配方 井浆 0.5～0.7多元包被抑制剂0.7～1.2聚胺10～ 12氯化钾0.2～0.3烧碱1.5～2.5SN1.5～ 2.5YLJ-11.0～2.0SMP-II0.5～0.8PAC- LV0.2～0.4XCD2～2.5乳化沥青1.5～ 2 FT-1A1.0～1.5纳米封堵剂3～5新型润 滑剂1.5～2极压润滑剂1.5～2聚合醇固体 润滑剂重晶石。 3.2性能维护 二开完钻后， 倒走所有井浆， 并清罐。采用预水化 膨润土浆， 配制高性能水基钻井液体系， 并加重至 1.40g/cm3开钻。使用过程中性能维护要点如下。① 施工中， 保证氯化钾的含量在8以上， 包被剂与胺基 抑制剂含量在1.2以上， 确保钻井液抑制性， 保证钻屑 的完整性， 维护以胶液形式加入， 不能使用清水维护。 ②钻井液密度控制在1.40～1.55g/cm3， 实现力学平衡； 复配使用降滤失剂等抗盐处理剂控制API滤失量在 4mL 以内， HTHP 滤失量在 10mL 以内； 加入磺化沥 青、 乳化沥青、 聚合醇和纳米封堵剂提高地层封堵能 力， 总有效浓度达8以上。③提高钻井液携岩性 提 高钻井液的粘度 （50～85s） 、 用流型调节剂XC调整动 塑比 （大于 0.42） 和 K 值 （大于 600mPasn） ， 降低 n 值 （控制在0.62以下） ， 3转示数大于6， 提高钻井液携岩 能力， 监测钻井液携岩指数大于2.0； 大排量配合清扫液 洗井， 高粘度 （大于75s） 钻进时用 “稀塞 （比钻进时粘度 低 20s） ”、 低粘度 （小于 70s） 钻进时用“稠塞 （大于 100s） ” ， 通井或破坏岩屑床时用 “井眼清洁剂” 段塞洗 井。④提高钻井液润滑防卡能力 钻井液密度高， 压差 卡钻风险大， 做好防卡降摩阻措施， 以新型润滑剂和极 压润滑剂为主， 配合固体润滑剂、 聚合醇提高润滑性， 可根据摩阻、 扭矩变化情况， 交替使用固体润滑剂、 极 压润滑剂， 可按每次0.2～0.4t配成 “段塞” 加入。⑤如 产生岩屑床， 可采取短起下钻、 配合低粘切清扫液、 提 高排量清洗井眼； 效果不明显时， 再采取短起下钻、 配 合高粘切清扫液、 提高排量清洗井眼； 岩屑床严重时， 起钻更换钻具组合通井。⑥中完时根据施工情况， 如 发生井漏， 对潜山面进行承压堵漏提高地层承压能力， 预计需要配制80m3堵漏浆。⑦中完前调整好钻井液性 能， 按钻进排量充分循环洗井， 进行短起钻、 适当提高 排量、 配合低粘切清扫液有效清除井筒内钻屑， 用塑料 小球和固体润滑剂打封闭， 确保完井电测和其它施工 顺利进行。 3.3应用效果 （1） 通过现场应用检验， 高性能水基钻井液性能稳 定， 钻井液流变性波动幅度小， 综合性能优异。该井段 HTHP （120℃） 滤失量控制在10mL以内， 氯化钾有效 含量控制在8以上， 针对辽河油区来说， 这两项是衡 量高性能水基钻井液的重要技术指标。配合合理的工 程措施， 该井三开 （2729～3747m） 机械钻速超过了 9.5m/h， 平均井径扩大率4.18， 起下钻畅通， 测井、 下 套管和固井顺利， 钻井液主要性能见表3。 井深 m 2734 3015 加温 （90℃） 3460 加温 （90℃） 3673 加温 （90℃） 3747 加温 （90℃） 密度 g/cm3 1.42 1.46 1.47 1.52 1.52 粘度 s 71 77 73 64 63 FLAPI mL 3.6 4 3.9 3.8 3.7 PV mPas 29 39 27 37 28 38 28 35 25 YP Pa 12 17 12 28 11 13.5 11 13 10.5 n 0.63 0.62 0.61 0.63 0.64 0.66 0.64 0.65 0.63 K mPasn 534 793 570 655 467 528 467 527 473 Gel Pa/Pa 2/5.5 3.5/6.5 2./8 2.5/9 2.5/15 2.5/10 2.5/18.5 2/8.5 2.5/18 泥饼粘附系 数 0.0913 0.0845 （50℃） 固含 14 16 18 20 20 坂含 g/L 21 23 30 32 35 表3兴古7-HX7井三开钻井液性能 （2） 同一构造邻井对比。 与邻井密度情况对比见图1。与邻井井径情况对比见图2。 71 2020年第12期西部探矿工程 合理的钻井液密度可有效地保证井壁稳定。从图 1中可以看出， 三开井段起始密度高于前期施工井， 确 保三开沙三段实现力学平衡稳定井壁； 从图2中可以看 出， 兴古7-HX7井井径扩大率较小， 井眼规则， 有利于 起下钻、 电测、 下套管等作业的实施。 相较于邻井， 该井全井机械钻速为 10.06m/h， ∅311.1mm井眼段机械钻速达到9.5m/h， 提速效果明 显。该段钻井液性能稳定， 未发生井塌、 井漏情况， 配 合合理的工程措施， 大幅度缩短了钻井周期。 4结论及认识 （1） 研制的高性能水基钻井液体系具有良好的抑 制性、 润滑性， HTHP失水量低。室内试验和现场应用 均表明流变性易于调控， 体系综合性能优异。 （2） 高性能水基钻井液体系在兴古7-HX7井施工 结果表明， 钻井施工中未出现任何复杂情况， 顺利钻达 完钻井深， 井眼规则， 下钻和通井顺畅， 摩阻小， 电测和 小套管顺利， 全井未出现井壁井塌、 井漏情况， 满足了 三开钻完井工程需要。 （3） 经过应用检验， 该体系配方简单、 性能稳定、 易 于配制， 提速效果显著， 为后续类似井提供了一种选 择。 参考文献 [1]李洪乾,刘希圣.水平井岩屑床止动模型的建立[J].石油大学 学报自然科学版,1994,18233-38. [2]李洪乾,刘希圣.水平井钻井合理环空返速的确定方法[J].石 油大学学报自然科学版,1994,18527-31. [3]刘双亮.大位移大斜度井井眼净化研究[D].长江大学, 2012. [4]王建华,鄢捷年,丁彤伟.高性能水基钻井液研究进展[J].钻井 液与完井液,2007,24171-75. [5]张克勤,何纶,安淑芳,等.国外高性能水基钻井液介绍[J].钻 井液与完井液,2007,24368-73. [6]王中华.关于聚胺和 “聚胺” 钻井液的几点认识[J].中外能源, 2012,171136-42. [7]郭文宇,彭波,操卫平,等.钻井液用低聚胺类页岩抑制剂的结 构与性能[J].钻井液与完井液,2015,32126-29. [8]张洪伟,左凤江,贾东民,等.新型强抑制胺基钻井液技术的研 究[J].钻井液与完井液,2011,28114-17. 图1兴古7-HX7井与邻井密度对比 图2兴古7-HX7井与邻井井径扩大率对比 72