楊玉豪，張萬棟，王成龍，韓成，吳江，張超

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

東方某氣田Z平臺（下稱Z平臺）非儲層段主要經(jīng)過樂東組、鶯歌海組一段、鶯歌海組二段上部大套質(zhì)純而軟的泥巖地層，該地層蒙脫石含量高，泥巖極易造漿，在表層快速鉆進中鉆屑易聚結(jié)成泥球[1-2]。針對大套軟泥巖段鉆進中易起泥球的問題，大量學者開展過專項研究，主要從不同角度提高鉆井液體系的抑制包被性，并研發(fā)了多種抑制劑[3-8]，防止在大套泥巖層段發(fā)生水化膨脹而造成井壁坍塌失穩(wěn)。而在東方區(qū)域前期鉆井過程中，表層鉆進采用具有包被抑制性的PLUS/KCl或PEM聚合物鉆井液體系，泥球問題突出，出現(xiàn)憋扭矩、憋泵壓、起下鉆困難、套管無法下至設(shè)計深度等復(fù)雜情況，增加了區(qū)域勘探開發(fā)成本。經(jīng)過在該區(qū)域長期鉆井實踐探索，突破以往的區(qū)域鉆井液使用思路，將表層鉆井液“化繁為簡”，在水平著陸前的整個非儲層段均采用分散型鉆井液體系，并配套相應(yīng)的工藝，解決了該區(qū)域淺層起泥球、時效低的問題，有效釋放了機械鉆速，降低了鉆井成本，為類似區(qū)域表層快速鉆進提供了新的更低成本的技術(shù)方案。

1 鉆井難點分析

Z平臺地質(zhì)分層自上而下為樂東組、鶯歌海組一段、鶯歌海組二段，主要開發(fā)垂深1300 m左右鶯歌海組二段淺部氣層。Z平臺5口井的井身結(jié)構(gòu)基本數(shù)據(jù)見表1。

表1 Z平臺各井基本數(shù)據(jù)

1.1 表層井斜大且裸眼段長

Z平臺水垂比均超過2.0，最高為2.73，屬于大位移水平井。一開φ444.5 mm井段為表層大井眼增斜井段，最深為1506 m，中途完鉆井斜在72°～77°，高井斜使得巖屑在自重作用下下沉，極易形成巖屑床。同時，一開φ444.5 mm井段使用馬達滑動造斜和旋轉(zhuǎn)鉆進，為保證高的造斜率而使滑動井段較長，通常會使用較小的排量，巖屑環(huán)空上返速度降低，難以及時返出。二開φ311.15 mm井段為長裸眼穩(wěn)斜段和二次增斜扭方位段，至著陸段通常井斜達85°，扭方位最高45°，其中Z5H井裸眼段最長達2074 m。一開φ444.5 mm井段和二開φ311.15 mm井段為整個項目提速的關(guān)鍵井段。表層大套泥巖快速鉆進中，面臨著高井斜長裸眼段攜巖困難、摩阻扭矩大等難題。

1.2 區(qū)域前期泥巖極易造漿、鉆屑易聚集成泥球

Z平臺表層φ444.5 mm和φ311.15 mm井段樂東組、鶯歌海組一段、鶯歌海組二段上部泥巖地層，成巖性雖由上到下有所好轉(zhuǎn)，但鉆進過程中，泥巖極易水化分散，造成鉆井液黏度和膨潤土含量陡增。前期開發(fā)中多口井出現(xiàn)泥球，φ311.15 mm井段尤為嚴重。最初采用PLUS/KCl體系，鉆進期間井口返出泥團堵塞高架槽，體系潤滑性差，滑動鉆進困難。更換為性能較優(yōu)的PEM體系，潤滑性、機械鉆速有所提高，但攜巖能力仍然欠佳，井眼清潔效果差，導致系列復(fù)雜情況發(fā)生（見表2）。同時，由于泥球問題，現(xiàn)場被迫主動控制鉆進速度[1-2]。

表2 東方某氣田Z平臺區(qū)域前期井淺部地層復(fù)雜情況

2 非儲層軟泥巖段抑制泥球生成技術(shù)

2.1 泥球生成原因分析

關(guān)于起泥球原因，相關(guān)研究[9-10]認為有以下方面：①鉆屑黏土礦物組成和表面性質(zhì)；②鉆屑黏土發(fā)生水化；③井眼凈化能力較差；④鉆屑顆粒級配差；⑤鉆井液黏度和切力較高；⑥導致鉆屑顆粒相互吸引的電化學環(huán)境存在。同時，也認為單純加入KCl提高鉆井液抑制性的方式，在淺層機械鉆速較快，井段中難以有效抑制泥球生成，甚至KCl加量過多會造成井壁硬化，加劇軟泥巖井眼的縮徑。

表3為該區(qū)域鄰井淺部地層黏土礦物含量及組分數(shù)據(jù)。由表3可知，鶯歌海組二段上部以上地層大套泥巖伊/蒙間層含量高，平均為48%～60%，且混層比為45%～50%，鉆屑吸附結(jié)合水能力強，鉆屑之間易相互碰撞、黏結(jié)成球。

表3 區(qū)域鄰井淺部地層黏土礦物含量及組分數(shù)據(jù)

對于泥球的治理，在該區(qū)域開展過大量的鉆井實踐，通過梳理該區(qū)域淺部地層鄰井資料得出，表層泥巖段使用鉆井液的包被抑制性越強，泥球問題越突出。從工程角度而言，對此現(xiàn)象分析如下：①前期井采用強包被抑制性的PDF-PLUS/KCl鉆井液體系，理論上雖能抑制泥巖水化，但鉆頭切削出的巖屑相對成型，泥球生成與鉆屑大小有關(guān)，即切削出的鉆屑直徑越大，泥球更易生成；②當存在較大直徑與小顆粒鉆屑時，根據(jù)顆粒級配原理，形成的泥球直徑更大且結(jié)實[11-12]；③鉆屑在上返過程中，尤其在大斜度井段變徑處，由于環(huán)空返速降低而產(chǎn)生堆積，造成環(huán)空間隙變窄。高速旋轉(zhuǎn)的鉆桿不斷拍打上返巖屑，在定向鉆進過程中由于井眼清潔能力不佳，會進一步加劇鉆屑在局部環(huán)空變徑處的堆積，并由于鉆桿旋轉(zhuǎn)拍打作用對軟的泥球形成壓實。

2.2 泥球防治技術(shù)思路

基于泥球形成與鉆屑顆粒級配情況等分析，Z平臺作業(yè)中φ444.5 mm和φ311.15 mm整個井段采用全分散鉆井液體系鉆進，不加入包被抑制劑，將泥巖鉆屑充分水化打散，配合高排量等攜帶被打散的鉆屑。同時，通過放漿和補充海水及膨潤土漿的方式來置換井內(nèi)鉆井液，保持鉆井液的清潔，給巖屑足夠的分散空間。表層井段鉆井液技術(shù)以及典型性能（見表4）如下。

海水膨潤土漿 （10%～12%）膨潤土+（0.15%～0.25%）燒堿+（0.1%～0.2%）純堿。

海水聚合物鉆井液 （2%～4%）膨潤土+（0.15%～0.25%）燒 堿 +（0.1%～0.2%） 純 堿 +（0.1%～0.5%）降濾失劑PF-PAC+（0.1%～0.5%）降濾失劑PF-FLO

表4 表層井段設(shè)計的鉆井液性能

2.3 全分散鉆井液體系應(yīng)用可行性分析

該區(qū)域淺層非儲層段為常壓地層，在φ444.5 mm和φ311.15 mm井段分別采用海水膨潤土漿、海水聚合物體系不存在井控問題。結(jié)合前期井存在的問題，主要從井壁穩(wěn)定以及泥球生成實驗方面，來論證分析該區(qū)域采用分散鉆井液體系應(yīng)對大套泥巖地層起泥球的可行性。

1）井壁穩(wěn)定性分析?？紤]到全分散體系鉆進過程中對表層軟泥巖浸泡，可能造成井壁失穩(wěn)垮塌的問題。在鉆井前研究了該區(qū)域不同井斜方位鉆進時地層的坍塌壓力和破裂壓力（見圖1）。Z平臺5口井表層鉆進過程中最大井斜約86°，通過分析不同井斜方位的坍塌與破裂壓力變化情況，可知表層坍塌壓力為1.0～1.12 g/cm3、破裂壓力為1.4～1.9 g/cm3，Z平臺5口井坍塌風險低。

此外，在φ444.5 mm和φ311.15 mm井段中途完鉆后均會對鉆井液體系進行轉(zhuǎn)化，降低鉆井液濾失量、增強抑制性。同時，根據(jù)實際鉆進情況，適當提高鉆井液密度，從化學方面和巖石力學方面來共同維持井壁穩(wěn)定。

圖1 淺部地層坍塌壓力（左）、破裂壓力（右）變化圖

2）泥球生成評價模擬實驗分析。利用翻轉(zhuǎn)老化罐實驗評價泥球生成難易程度[10]。選取鄰井樂東組800 m和鶯歌海組一段1198 m處的地層巖屑，將巖屑和海水聚合物鉆井液一起倒入老化罐中，通過巖樣在老化罐中上下翻滾來模擬鉆進過程中鉆屑的碰撞。巖屑熱滾前過80目篩子，巖屑濃度為10%，熱滾5 h后，巖屑過80目篩子。熱滾實驗溫度為85 ℃，熱滾時間根據(jù)鉆進的遲到時間來設(shè)定。由于實驗用滾子爐轉(zhuǎn)速為20 r/min，實際鉆井時鉆桿轉(zhuǎn)速為60～120 r/min。實驗中增加熱滾時間以達到相同的剪切效果。800 m、1198 m處地層巖屑泥球?qū)嶒瀸Ρ纫妶D2和圖3。

圖2 樂東組800 m處地層巖屑熱滾前后實驗對比

圖3 鶯歌海組一段1198 m處地層巖屑熱滾前后實驗對比

通過實驗可知，加入海水聚合物鉆井液中，經(jīng)過5 h熱滾后，沒有泥球生成。

2.4 配套技術(shù)

1）特殊流體段塞清巖技術(shù)。表層井段是該區(qū)域提速的關(guān)鍵井段。在表層高的機械鉆速鉆進中，產(chǎn)生大量鉆屑。為保證井眼凈化能力，采用特殊流體段塞清巖技術(shù)[11]。清巖的特殊流體段塞在流變性上不同于鉆進時的鉆井液。每鉆完一個立柱，采用高黏流體段塞（膨潤土漿）掃井眼，每鉆進200～300 m采用低黏流體段塞+高黏流體段塞“串聯(lián)”清掃巖屑床。低黏流體把巖屑沖刷、攪動、舉升和再懸浮，高黏流體使巖屑保持懸浮狀態(tài)，并循環(huán)帶出。

2）下套管前井筒潤滑性控制技術(shù)。Z平臺一開φ444.5 mm井段和二開φ311.15 mm井段為長裸眼穩(wěn)斜和增斜段，其中二開裸眼段最長達2074 m。為保證后續(xù)套管能順利到位，二開φ311.15 mm井段中途完鉆后替入PDF-PLUS/KCl鉆井液。表5為PDF-PLUS/KCl基漿中加入不同種類潤滑材料的潤滑性能。實驗評價用基漿配方如下。

（1.5%～3%）膨潤土+（0.15%～0.25%）燒堿+（0.1%～0.2%）純堿 +（0.3%～0.5%）降濾失劑（PF-PACLV）+（1.0%～2.0%）降濾失劑 PF-FLO+（0.3%～0.5%）包被劑PF-PLUS+（0.2%～0.5%）流型調(diào)節(jié)劑 PF-VIS+（2%～3%）抑制劑（KCl）。

表5 不同流體潤滑性評價

由表5可知，加入1%～2%的PF-GREENLUBE、PF-GRA、PF-BLA后， 潤 滑 系 數(shù) 由 0.16降低至0.10～0.13，黏滯系數(shù)由0.2035降低至0.1468～0.1673；同時組合應(yīng)用PF-GREENLUBE、PF-GRA、PF-BLA，潤滑系數(shù)、黏滯系數(shù)均為最低。

2.5 現(xiàn)場控制工藝

1）φ444.5 mm井段控制要求。海水開路鉆進，每柱替入10 m3稠膨潤土漿清掃井眼，每鉆進200～300 m替入20～30 m3膨潤土漿清掃井眼。

鉆進至中完深度后，替入50 m3稠膨潤土漿+10 m3井漿+80 m3稠膨潤土漿大排量循環(huán)清掃井眼。補充PF-FLOTROL和PF-PACLV膠液轉(zhuǎn)化為海水聚合物體系，控制鉆井液濾失量小于8 mL，加入PF-XC調(diào)整鉆井液黏度，調(diào)整鉆井液密度至1.08～1.12 g/cm3。鉆井液性能滿足要求后，在最后1個遲到時間快速補充高濃度PF-GRA和PFGREENLUBE膠液，在井斜大于30°的裸眼段墊入潤滑漿。

2）φ311.15 mm井段控制要求。海水開路鉆進，每鉆一柱替入10 m3稠膨潤土漿清掃井眼，同時用PF-FLO TROL配合PF-VIS提高動切力大于10 Pa，φ6和φ3讀數(shù)大于8和6。每隔200～250 m替入15～20 m3膨潤土漿清潔井眼。鉆進至中途完鉆深度后，循環(huán)清掃30～40 m3稠漿+10 m3井漿+50～70 m3膨潤土漿，補充PF-FLOTROL、PF-PACLV、PF-VIS等聚合物材料和PF-GREENLUBE、PFGRA、PF-BLA等潤滑材料，將體系轉(zhuǎn)化為強潤滑PDF-PLUS/KCl鉆井液體系。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

Z平臺5口井在φ444.5mm和φ311.15mm整個井段分別采用全分散海水膨潤土漿體系和海水聚合物體系，沒有出現(xiàn)起泥球現(xiàn)象，φ311.15mm井段機械鉆速得到極大釋放。同時，通過在中途完鉆后井筒內(nèi)替入強潤滑的PDF-PLUS/KCl鉆井液體系，確保了后續(xù)起下鉆、下套管無阻掛[12]。該區(qū)域采用不同鉆井液模式下平均機械鉆速如表6所示。由表6可以看出，相對該區(qū)域前2種表層井段鉆井液模式，通過在整個非儲層表層井段應(yīng)用全分散鉆井液體系，Z平臺5口井平均機械鉆速分別提高了180.78%、62.69%。

相較于前期，非儲層全井段采用海水膨潤土漿體系或海水聚合物的配方更簡單，成本優(yōu)勢顯著。在不包括機械鉆速以及起下鉆時效提高等帶來的效益情況下，僅表層鉆井液費用節(jié)約近50%。

表6 Z平臺采用不同鉆井液模式機械鉆速對比

4 結(jié)論

1.基于井史、井控、表層井壁穩(wěn)定性以及泥球生成實驗?zāi)M等分析，東方區(qū)域表層泥球防治思路“化繁為簡”，首次在東方區(qū)域Z平臺淺部整個非儲層段采用分散型海水膨潤土漿、海水聚合物體系鉆進，配套特殊流體段塞清巖以及起鉆前轉(zhuǎn)化為強潤滑的鉆井液體系等措施，成功解決了該區(qū)域表層起泥球問題，大幅提高作業(yè)時效。

2. Z平臺實施的5口井非儲層段提速顯著，φ311.2 mm井段平均機械鉆速為141.32 m/h，較前期最快的機械鉆速提速達62.69%，創(chuàng)造東方區(qū)域類似淺部氣藏開發(fā)大位移水平井的作業(yè)紀錄。