張志財， 趙懷珍， 慈國良， 李 軍， 季一冰

(中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257017)

樁 129-1HF 井是勝利油田樁西采油廠第一口非常規(guī)頁巖油水平井，也是國內(nèi)第一口大位移非常規(guī)水平井[1-2]。該井位于濟陽坳陷沾化凹陷樁西潛山披覆構(gòu)造樁129-斜10塊沙2段構(gòu)造較高部位，采用三開井身結(jié)構(gòu)，一開鉆至井深1 188.00 m，然后定向鉆進，完鉆井深5 341.00 m，水平段長654.39 m，水平位移3 168.78 m。該井鉆遇地層成巖性差，泥頁巖水敏性強、微裂縫發(fā)育，易發(fā)生井壁失穩(wěn)、起下鉆遇阻等問題，而且水平段長易形成巖屑床，存在摩阻大、攜巖及油層保護困難等問題。國外在采用大位移井開采非常規(guī)油氣時多采用油基鉆井液或合成基鉆井液鉆井[3-6]，國內(nèi)雖然成功采用水基鉆井液順利完鉆十余口非常規(guī)油氣水平井，但采用水基鉆井液鉆非常規(guī)油氣大位移井尚屬首例。為此，在分析該井存在的鉆井液技術(shù)難點的基礎(chǔ)上，合成高效潤滑劑 BH-1，引入懸浮劑清潔井眼技術(shù)，優(yōu)選出鋁胺基聚磺鉆井液體系，并在鉆井過程中采取了一系列維護處理措施，順利鉆至完井井深，未發(fā)生井下故障，電測一次成功。

1 技術(shù)難點分析

井眼軌道復(fù)雜，摩阻和扭矩大樁 129-1HF 井井眼軌道復(fù)雜，采用“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—平”7段式軌道，井眼軌道調(diào)整頻繁，鉆具與井壁接觸面積大，易貼在下井壁上形成正壓力，造成鉆具上提下放阻力大，鉆進過程中摩阻和扭矩大、加壓困難；造斜段含大段泥巖，加之鉆井液中的劣質(zhì)固相經(jīng)反復(fù)研磨后粒徑變細，不易清除，導(dǎo)致鉆井液的黏度和切力升高，濾餅質(zhì)量變差，易造成滑動鉆進托壓、壓差卡鉆等問題，影響鉆井進度。

攜巖與井眼清潔困難水平位移、井眼尺寸大，井眼軌跡變化大，井眼清潔及攜巖極為困難，加上地面設(shè)備能力有限，隨著井斜角和位移的增大，循環(huán)壓耗逐漸增大，泵壓升高，低環(huán)空返速下攜巖困難，巖屑易沉積，并極易在下井壁形成巖屑床，使井眼清潔難度加大。

井壁穩(wěn)定性差東營組上部地層膠結(jié)疏松，蒙脫石含量高，易吸水膨脹造成縮徑，導(dǎo)致起下鉆遇阻；東營組和沙河街組泥頁巖地層微裂縫發(fā)育，易發(fā)生坍塌掉塊；二開裸眼段長，機械鉆速慢，鉆井周期長，井眼失穩(wěn)風險較大。

2 鉆井液配方優(yōu)選

根據(jù)樁 129-1HF 井鉆遇地層的特點和技術(shù)難點，要求鉆井液具有良好的懸浮攜巖能力、較強的潤滑性以及強抑制性，因此進行了鉆井液配方優(yōu)選。

2.1 攜巖與井眼清潔

2.1.1 攜巖相關(guān)參數(shù)計算

鉆井液的流變參數(shù)是影響鉆井液攜巖能力的重要因素之一，通過確定鉆井液攜巖所需的最小靜切力和環(huán)空返速以及是否會產(chǎn)生巖屑床來指導(dǎo)現(xiàn)場施工。

決定懸浮能力的是鉆井液靜切力和觸變性，假設(shè)巖屑顆粒為球狀體，懸浮巖屑顆粒所需最小靜切力GS的計算公式[7]為：

(1)

式中：GS為鉆井液剪切10 min時的靜切力，Pa；dc為顆粒直徑，cm；ρs為顆粒密度，g/cm3；K1為顆粒間摩擦阻力系數(shù)；α為井斜角，(°)；ρm為鉆井液密度，g/cm3。

巖屑床厚度的計算公式為[8]：

hc=0.015Dh(μe+6.15μe0.5)(1+0.587λ)(vc-va)

(2)

式中：hc為巖屑床厚度，m；Dh為井眼直徑，mm；μe為鉆井液有效黏度，mPa·s；λ為鉆桿偏心度；vc為臨界環(huán)空返速，m/s；va為實際環(huán)空返速，m/s。

無論是層流還是紊流，提高環(huán)空返速均會提高井眼凈化效果。環(huán)空返速大于臨界環(huán)空返速時，則不易形成巖屑床，臨界環(huán)空返速的計算公式為：

(3)

根據(jù)式(3)和樁 129-1HF 井的實際情況，可計算出不同直徑井眼所需排量及環(huán)空返速，結(jié)果見表1。

表1樁129-1HF井排量及環(huán)空返速

Table1DischargerateandannularvelocityofWellZhuang129-1HF

井眼直徑/mm排量/(L·s-1)環(huán)空返速/(m·s-1)444.5660.46311.145^550.63^0.87215.928^331.17^1.38

2.1.2 懸浮劑性能試驗

懸浮劑CDXW是一種切斷長度小于20 mm的惰性白色物質(zhì)，密度為1.0 g/cm3，可在鉆井液中潤濕，形成纖維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)懸浮巖屑，減緩巖屑沉降速度。在室內(nèi)通過靜態(tài)懸浮試驗評價了懸浮劑CDXW的懸浮性能，配制0.2%聚丙烯酰胺溶液，水化24 h后，加入一定量的懸浮劑CDXW，高速攪拌10 min后，分別加入直徑為2、4、6和8 mm的玻璃球和鋼珠；24 h后玻璃球和鋼珠沒有接觸到杯底，即視為能夠懸浮相應(yīng)直徑的玻璃球和鋼珠。試驗結(jié)果為：加入0.1%CDXW時，只能懸浮直徑不大于2 mm的玻璃球；加入0.2%CDXW時，能懸浮直徑不大于4 mm的玻璃球和直徑不大于2 mm的鋼珠；加入0.3%CDXW時，能懸浮直徑不大于8 mm的玻璃球和直徑不大于6 mm的鋼珠；加入0.5%CDXW時，能懸浮直徑不大于8 mm的玻璃球和直徑不大于6 mm的鋼珠。這表明，當懸浮劑加量為0.3%時具有極好的分散性和懸浮性，在鉆井液中可形成密集的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，大幅提高鉆井液的攜巖能力。

在室內(nèi)還進行了CDXW對鉆井液性能影響評價試驗，結(jié)果見表2。由表2可知，隨著CDXW加量的增大，鉆井液的塑性黏度稍有升高，而動切力和終切力明顯增大，表明懸浮劑CDXW可以提高鉆井液的攜巖能力。

表2懸浮劑CDXW對鉆井液性能的影響

Table2InfluenceofCDXWdosagetotheperformanceofdrillingfluid

CDXW加量,%表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/Pa靜切力/PaAPI濾失量/mL038.027.011.03.0/10.54.20.140.027.512.54.5/12.04.60.242.529.013.55.0/14.04.80.346.029.516.55.0/16.05.4

注：鉆井液配方為5.0%膨潤土+0.2%NaOH+0.3%PAM+3.0%SD101+2.0%KFT-2+0.5%DSP-2+1.0%LV-CMC。

2.2 潤滑劑性能試驗

2.2.1 高效潤滑劑

研制了一種液體高效潤滑劑 BH-1，并與其他潤滑劑進行了常溫和高溫下的性能對比試驗。將潤滑劑 BH-1 和其他幾種常見的潤滑劑以相同的加量加入到基漿中，對其極壓潤滑系數(shù)和黏附系數(shù)進行評價，結(jié)果見圖1。

圖1 不同潤滑劑的潤滑性能Fig.1 Lubricity of different lubricants

由圖1可知，在相同加量下，基漿中加入潤滑劑 BH-1 后的潤滑系數(shù)和黏附系數(shù)均最小。

采用 LEM-4100 型高溫高壓潤滑評價系統(tǒng)對加入相同加量(2.0%)不同潤滑劑的基漿進行高溫潤滑效果進行評價，結(jié)果見圖2。

圖2 基漿加入不同潤滑劑后的高溫高壓摩擦系數(shù)降低率Fig.2 Reduction rate of HTHP friction coefficient after diffe-rent lubricants added in the base mud

從圖2可知，在高溫條件下，加入高效潤滑劑 BH-1 基漿的摩擦系數(shù)降低率最大，說明 BH-1 的潤滑效果最好。

在基漿內(nèi)加入不同加量的潤滑劑 BH-1，測試其極壓潤滑系數(shù)，結(jié)果見圖3。

圖3 潤滑劑 BH-1 加量與極壓潤滑系數(shù)的關(guān)系Fig.3 Relation of dosage of lubricant BH-1 and extreme pressure lubrication coefficient

由圖3可知，隨著潤滑劑 BH-1 加量不斷增大，基漿的極壓潤滑系數(shù)越來越低，當加量超過3%時，極壓潤滑系數(shù)逐漸趨于穩(wěn)定。因此，潤滑劑 BH-1 的最優(yōu)加量為3%。

2.2.2 優(yōu)化粒度級配

加強固相控制，及時清除鉆井液中的有害固相，合理調(diào)整鉆井液粒度級配，提高濾餅質(zhì)量，改善濾餅的潤滑性，可以降低鉆具和濾餅之間的黏附力，提高鉆井液的潤滑性。表3為固相粒度級配對鉆井液潤滑性影響的試驗結(jié)果。

表3固相粒度級配對鉆井液潤滑性的影響

Table3Influenceofsolidparticlepercentagetothelubricityofdrillingfluid

試驗漿體粒度中值/μmAPI濾失量/mL潤滑系數(shù)基漿10.756.80.135基漿+1.5%1 600目超細碳酸鈣10.687.00.138基漿+1.5%2 500目超細碳酸鈣8.254.20.110基漿+2.0%納米材料7.114.40.112基漿+1.5%2 500目超細碳酸鈣+2.0%納米材料8.063.60.105

由表3可知，通過調(diào)整鉆井液中固相顆粒的粒度級配，可形成更加致密、更薄的濾餅，進一步降低鉆井液的潤滑系數(shù)，提高鉆井液的潤滑性。

2.3 頁巖抑制劑的優(yōu)選

利用勝利油田泥頁巖巖屑對胺基抑制劑和鋁基聚合物的抑制性能進行了評價，結(jié)果見表4。由表4可知，胺基抑制劑和鋁基聚合物均具有抑制頁巖巖屑膨脹和鉆屑分散的能力，前者抑制頁巖巖屑分散的能力優(yōu)于后者，而后者抑制頁巖巖屑膨脹的能力好于前者。胺基抑制劑具有用量少、吸附能力強、作用周期長等優(yōu)點，鋁基聚合物具有化學固壁和封堵作用，二者復(fù)配具有強抑制、強封堵的效果[9-10]，從而達到穩(wěn)定井壁的目的。

表4 頁巖抑制劑的性能評價Table 4 Evaluation of shale inhibitor

2.4 鉆井液性能評價

根據(jù)樁 129-1HF 井鉆遇地層的特點，在研制潤滑劑、優(yōu)選頁巖抑制劑的基礎(chǔ)上，對鉆井液配方進行了優(yōu)化，最終確定鋁胺基聚磺鉆井液的基本配方為3.0%～5.0%膨潤土漿+0.3%～0.5%PAM+1.0%～2.0%胺基抑制劑+2.0%～4.0%磺化酚醛樹脂+0.5%～1.5%磺酸鹽共聚物+0.5%～1.0%鋁基聚合物+1.0%～1.5%超細碳酸鈣+2.0%～3.0%膠乳瀝青+1.0%～2.0%納米乳液+10.0%～12.0%原油+0.5%～1.0%流型調(diào)節(jié)劑+3.0%～5.0%高效潤滑劑 BH-1。在室內(nèi)對鋁胺基聚磺鉆井液性能進行了評價，結(jié)果見表5。

表5 鋁胺基聚磺鉆井液的常規(guī)性能Table 5 Conventional properties of aluminum-amine based polysulfonate drilling fluid

注：鋁胺基聚磺鉆井液的配方為4%膨潤土漿+0.3%PAM+1.5%胺基抑制劑+2.0%磺化酚醛樹脂+1.0%磺酸鹽共聚物+0.5%鋁基聚合物+1.0%超鈣+2.0%膠乳瀝青+1.5%納米乳液+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+12.0%原油+3.0%BH-1+加重劑;老化條件為150 ℃下滾動16 h；高溫高壓濾失量測試溫度為140 ℃。

由表5可知，鋁胺基聚磺鉆井液在150 ℃高溫下老化前后的API濾失量和高溫高壓濾失量均較低，動塑比在0.5以上，說明其抗溫性能好，攜巖能力強，而且老化前后的黏附系數(shù)均較低，完全滿足大位移井的要求。

3 現(xiàn)場施工

3.1 井身結(jié)構(gòu)

樁 129-1HF 井鉆遇地層從上至下依次為平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組沙1段和沙2段，完鉆層位為沙2段。該井設(shè)計井深5 560.42 m，采用三開井身結(jié)構(gòu)，設(shè)計井身結(jié)構(gòu)見圖4。實鉆井身結(jié)構(gòu)：導(dǎo)眼段，φ660.4 mm鉆頭×52.00 m；下入φ508.00 mm導(dǎo)管；一開井段，φ444.5 mm鉆頭×1 552.00 m，φ339.7 mm套管×1 550.48 mm;二開井段，φ311.1 mm鉆頭×3 882.00 m,φ244.5 mm套管×3 880.00 m;三開井段，φ215.9 mm鉆頭×5 341.00 m，φ139.7 mm套管×(3 600.00～4 677.00 m),4 677.00～5 339.33 m井段采用篩管完井。

3.2 維護處理措施

1) 東營組上部地層膠結(jié)疏松，易坍塌，采用大分子聚合物PAM和少量的胺基抑制劑相配合提高鉆井液的抑制性，抑制地層造漿和水化分散，PAM的含量控制在0.3%左右；進入東營組后，一次加入1.0%胺基抑制劑，提高鉆井液的抑制性，并以膠液的形式不斷補充，保持胺基抑制劑的有效含量大于1.0%。

圖4 樁 129-1HF 井設(shè)計井身結(jié)構(gòu)Fig.4 Designed casing program of Well Zhuang 129-1HF

2) 合理使用好四級固控設(shè)備，及時清除有害固相，并通過膠液的形式加入LV-CMC，降低鉆井液的濾失量，改善濾餅質(zhì)量。

3) 由于三開井段井底溫度較高(預(yù)測井底溫度145.1 ℃)，因此加入抗溫性能較好的磺化酚醛樹脂、磺酸鹽共聚物、膠乳瀝青等處理劑，降低鉆井液的高溫高壓濾失量，提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性，減少進入地層的濾液量。

4) 由于東營組及沙河街組地層中的泥巖多含微裂縫，因此加入了鋁基聚合物、膠乳瀝青、超細碳酸鈣等封堵材料，以增強鉆井液的封堵防塌能力，形成致密的濾餅，提高井壁穩(wěn)定性，同時有效保護儲層。

5) 斜井段和水平段是大位移井施工的重點，要保證鉆井液具有良好的潤滑性。在井斜角大于30°至水平段前，隨著井斜角的增大，不斷混入原油與高效潤滑劑 BH-1、膠乳瀝青和納米乳液等潤滑劑，以提高鉆井液的潤滑性，同時可以改善濾餅質(zhì)量，降低濾餅黏附系數(shù)，并在鉆進過程中逐漸提高潤滑劑的加量，進入水平段前使?jié)櫥瑒┖驮偷目偤坎坏陀?2.0%，控制潤滑系數(shù)小于0.1、濾餅黏附系數(shù)小于0.06。鉆井液性能：漏斗黏度40～70 s，API濾失量控制在3.0～5.0 mL，塑性黏度15～25 mPa·s，動切力5～15 Pa，動塑比控制在0.45～0.65，排量控制在45～55 L/s。

6) 進入水平段后，加強固相控制，振動篩采用150目篩布，并充分利用離心機，及時清除劣質(zhì)固相；磺酸鹽共聚物與胺基抑制劑復(fù)配提高鉆井液的抑制性；按照原油與潤滑劑 BH-1之比(5～7)∶1補充原油和潤滑劑，保證潤滑劑和原油的總含量不低于15.0%；提高鉆井液動塑比，將動塑比控制在0.55～0.70；排量控制在28～33 L/s，保證具有較高的環(huán)空返速，以利于攜巖。同時，可根據(jù)鉆進時的返砂情況、摩阻情況，以及巖屑床厚度計算結(jié)果推斷是否產(chǎn)生巖屑床，以便采取短程起下鉆、配制0.3%的CDXW液清洗井眼等措施清除巖屑床。

3.3 應(yīng)用效果分析

1) 攜巖能力強，井眼清潔效果顯著。該井自二開井段開始使用鋁胺基聚磺鉆井液鉆進，除二開完鉆通井過程中在3 752.00～3 760.00 mm井段上提下放遇阻外，其余井段返砂正常，起下鉆、電測和下套管均暢通無阻。二開通井遇阻井段，采用0.3%CDXW溶液清洗后，順利解除遇阻等井下故障。該井不同井深處胺基聚磺鉆井液的性能見表6。

表6 樁129-1HF 井鋁胺基聚磺鉆井液的性能Table 6 Aluminum-amine based polysulfonate drilling fluid properties of Well Zhuang 129-1HF

2) 潤滑性能優(yōu)良。三開套管內(nèi)上提摩阻達到了400 kN，而裸眼段摩阻僅為50～70 kN，為解決套管內(nèi)摩阻高的問題，將鋁胺基聚磺鉆井液中高效潤滑劑 BH-1 的含量提至5.0%以上，再配合固體潤滑劑石墨粉，改變鉆具與套管之間的摩擦狀態(tài)。同時調(diào)整鉆井液流變參數(shù)和固相顆粒的粒度級配，提高鉆井液的潤滑性，使套管內(nèi)上提摩阻降至200 kN，為三開后期順利鉆進提供了保障。

3) 抑制性強，井壁穩(wěn)定效果好。該井鉆井過程中鉆井液表現(xiàn)出良好的防塌抑制性能，返出鉆屑棱角分明，沒有出現(xiàn)糊篩布和鉆頭泥包等現(xiàn)象，全井起下鉆順利，三開油層段平均井徑擴大率僅為3.85%，遠小于周邊其他井。

4) 機械鉆速高。該井平均機械鉆速為6.60 m/h，設(shè)計鉆井周期130.15 d，實際鉆井周期108.06 d，與設(shè)計鉆井周期相比縮短了22.09 d。

4 結(jié)論與建議

1) 利用懸浮劑溶液清洗井眼技術(shù)，可有效改善鉆井液的攜巖能力和清潔井眼的能力，消除巖屑床，提高機械鉆速。

2) 通過研制高效潤滑劑 BH-1,優(yōu)化固相粒度級配，提高了鉆井液濾餅的潤滑性，大大降低了鉆進過程中的摩阻和扭矩，為樁 129HF-1 井的安全鉆進提供了保障。

3) 胺基抑制劑和鋁基聚合物復(fù)配能有效抑制泥頁巖的水化膨脹，增強對微裂縫的封堵效果，解決樁 129-1HF 井泥頁巖地層的井壁失穩(wěn)問題。

4) 建議繼續(xù)深入研究鉆井液潤滑技術(shù)和攜巖技術(shù)，為今后6 000 m大位移井鉆井提供技術(shù)支持。

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