乐东22-1气田超浅层大位移井钻井液技术

乐东22-1气田超浅层大位移井钻井液技术
程玉生;杨洪烈;胡文军;卜继勇;向雄
【摘要】针对乐东22‐1气田浅层地层疏松、成岩性差，易坍塌、水化起泥球，浅层大位移井摩阻大等问题，室内对聚合物／KCl钻井液体系的流变性、抑制性和润滑性进行了优化研究，并在乐东22‐1气田A14h井、A15h井的2口超浅层大位
移水平井得到了成功应用。

A14h井、A15h井是南海西部迄今为止垂深最浅的超
浅层大位移井，具有垂深浅，水垂比高，水平位移大，井斜大的特点。

现场应用结果表明，优化后的聚合物／KCl体系成功解决了该区块长久以来的泥球、井眼净化、润滑防卡等技术难题，确保了碬9柏板in套管顺利下到位。

该井的钻探成功对于
类似浅层大位移井钻井液体系的优选及应用具有一定的指导和借鉴意义。

【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2014(000)012
【总页数】3页(P146-148)
【关键词】超浅层大位移井;钻井液;润滑性;井眼清洁;乐东气田
【作者】程玉生;杨洪烈;胡文军;卜继勇;向雄
【作者单位】中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江524057;中
海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江524057;中海油田服务股份
有限公司油田化学事业部，广东湛江524057;中海油田服务股份有限公司油田化
学事业部，广东湛江524057;中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东
湛江524057
【正文语种】中文
【中图分类】TE254
乐东22-1气田区域构造位于莺歌海盆地中央泥底辟构造带东南端。

在以往的开发过程中,莺歌海盆地上部地层梳松易水化,钻进过程中极易产生泥球,严重时会堵塞高架槽及返出口,影响钻井工程作业;同时,浅层大位移井摩阻大,给钻井和大斜度、长裸眼井段内下入技术套管带来很大难度。

为了最大程度地利用乐东22-1井口平台开发乐东组浅层气层,在后续开发调整井中,特别设计了A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井,目的层段为乐东组一段。

该井是迄今为止南海西部乃至整个海域垂深最浅的超浅层大位移井。

因此,必须对现有钻井液的体系进行优化,以便更好地满足气田生产的需要。

乐东22-1气田A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井钻井施工中的钻井液技术难点主要表现在以下几个方面:①井壁稳定难,浅层存在地层疏松易坍塌,井壁稳定性差,造斜防碰风险大;②井眼净化难,浅层泥岩水化易起泥球,造成携岩及井眼净化困难;③润滑防卡难,钻井造斜时出现高摩阻、高扭矩,在大斜度、长裸眼井段内下入技术套管摩阻大。

根据该区块地层的特点,结合该井的实际情况以及邻井的钻井经验,开发出适合乐东22-1气田A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井的聚合物/KCl钻井液体系。

配方为:海水膨润土浆+0.3%NaOH+0.2%Na2 CO3+0.2%降滤失剂PF-PAC-
LV+1.5%降滤失剂PF-FLO+2%～3%抑制润滑剂PF-GJC+0.3%～0.5%流型调节剂PF-VIS+0.5%～0.7%包被抑制剂PF-PLUS+3%KCl+重晶石加重(配方中百分数为质量分数,下同)。

2.1 流变性评价
减小钻屑在环空中的质量分数是防止泥球形成的技术措施之一。

水平管路模拟试验
[1]表明:流变性能相似的油基钻井液和水基钻井液的井眼净化能力基本相同,所以在相同动态条件下,钻井液的井眼净化能力主要取决于其流变性而不是体系类型。

注
入具有很强悬浮、携带岩屑能力的特殊流体段塞是清扫井下岩屑床的有效方法之一[2]。

乐东区块浅部地层,可钻性极好,在满足造斜的要求下,钻速较快。

当排量一定,获取高的动塑比,能够有效地提高岩屑携带效率。

为此,在钻井液体系中通过加入流型调节剂PF-VIS来调节钻井液的动切力。

室内测定的钻井液性能见表1。

可以看出,聚合物/KCl钻井液体系的动切力及NΦ3读数较高,可以满足施工过程中携岩、井眼净
化及减少泥球产生的要求。

2.2 抑制性评价
改变电化学环境,减少活性固相在钻井液中的比表面积,也是防止泥球形成的技术措施。

通过使用无机盐抑制剂KCl和加入高分子包被剂PF-PLUS来防止钻屑水化聚结。

通常加入无机盐来控制活性粒子的表面电性。

KCl是最常用的无机盐抑制剂,可提高钻井液的抑制性,防止井径扩大。

室内采用热
滚回收率和线性膨胀率试验方法分别评价了聚合物/KCl钻井液对岩样和黏土的防
膨效果,试验结果见表2。

可以看出,聚合物/KCl钻井液将岩样回收率从清水的36.0%提高到87.0%,黏土的膨胀率从清水的47.5%降低到13.5%;表明优化的聚合物/KCl 钻井液具有很强的抑制钻屑分散能力,有利于井壁稳定和防止泥球的形成。

为满足
钻井液抑制性的要求,建议KCl的质量分数在钻井液体系中保持在3%以上。

2.3 润滑性评价
大位移井裸眼井段长,钻屑质量分数高,钻具的摩阻大,钻进及下套管期间的摩阻问题严重,尤其是下套管时几乎没有多余的悬重。

减小摩阻技术主要是通过优化井下工
具和钻井液性能,有效地减小管柱与井壁之间的摩阻扭矩。

因此,钻井液的润滑性是井段作业成功的关键。

通过加入质量分数1%液体润滑剂PF-LUBE、1%改性石墨
PF-GRA和1%塑料小球PF-BLA,可以使聚合物/KCl钻井液体系的润滑系数降低至0.1358,润滑性能良好。

2.4 抗污染性评价
大斜度、大位移钻井液的性能稳定性至关重要。

钻井过程中,钻屑不可避免地进入
到钻井液。

因此试验评价了其抗污染性能。

聚合物/KCl钻井液体系在60℃,热滚
16h试验条件下的抗污染试验结果见表3。

加入质量分数5%的劣质土对聚合物
/KCl钻井液体系的流变性能几乎没有影响,能较好地满足钻井需求。

3.1 现场应用井的基本情况
乐东22-1气田A14h井和A15h井为2口开发调整井,井型为超浅层大位移水平井,补心海拔53.23m,水深93.5m,30in隔水导管下深(已锤入)216.73m。

设计斜深分别为1933.44、1904.03m,垂深分别为607.23、608.63m,水平位移达1505m,
水垂比分别为2.4、2.36,井斜分别为90.25、90.32°,储层温度60℃左右。

3.2 现场钻井液的性能维护
钻进期间,用PF-PLUS和KCl维持泥浆强的包被抑制性,保持无机盐KCl质量分数
大于3%。

井斜大于30°后,用PF-VIS提高动切力大于14Pa,提高井眼的净化能力。

控制钻速小于40m/h,排量3200～3800L/min,通过变化转速和排量来判断所采用的技术措施对提高井眼清洁程度是否有效,以优化钻井参数[3]。

及时补充PF-GJC
和PF-LUBE,提高钻井液的润滑性。

3.3 现场应用效果分析
该聚合物/KCl钻井液体系在乐东A14h井和A15h井这2口超浅层大位移井的成
功应用,有效抑制了浅层泥岩的过度水化,较好地防止了泥球的形成。

该体系具有良
好的流变性和携岩性能,井眼净化效果好;Ø12in井段完钻后起钻,测量上提下放,差
值4t,反算2口井的摩阻因数分别为0.15和0.13,确保了Ø9in套管顺利下到位。

1)聚合物/KCl钻井液体系的流变性良好,动塑比高,可以满足大位移井的携砂及井眼
净化要求。

2)聚合物/KCl钻井液体系成功解决了乐东区块浅层大位移井中长期存在的泥球黏卡、井壁不稳的难题,现场作业顺利。

3)聚合物/KCl钻井液体系成功解决了润滑防卡问题,确保了大斜度、超浅层大位移井套管的顺利下入。

【相关文献】
[1]吴爽,李骥,张焱.大位移井技术研究的现状分析[J].石油钻探技术,2002,30(5):17～19.
[2]Ahmed R M,Takach N E,Savitri M.Experimental study on fiber sweeps in horizontal and highly deviated configurations[J]. SPE120644,2009.
[3]李相方,隋秀香,刘举涛.大位移井井眼清洁监测技术[J].石油钻采工艺,2001,23(5):1～3.。