论文部分内容阅读
[摘 要]邵家潜山披覆构造带位于济阳坳陷沾化凹陷义南第二潜山带，沙河街组与下古生界地层受测向遮挡条件控制，发育有多个利于油藏的反向断块山，在沙河街组、上古生界以及奥陶系均有较好的油气发现。该区域内钻井液施工存在多方面难题，沙河街组泥岩水敏性强，上古生界发育有铝土质泥岩，极易水化发生井壁失稳；沙四段、古生界压力系数差异较大，密度窗口窄，极易发生漏失。该区块长久以来使用聚合物钻井液体系，不能很好的解决这些问题，井壁失稳、起下钻阻卡、渗透性漏、电测阻卡等经常发生，给施工带来多方面的风险。为解决该区域内的井壁稳定以及防漏问题，提高井壁的承压能力，保证井下安全，创新性的研究了复合盐强抑制强封堵钻井液体系，并在邵古斜201井成功应用，取得了良好的应用效果，为该区域以及区域强水敏性地层的钻井液施工提供了技术借鉴。
[关键词]邵家油田；复合盐强抑制钻井液；强封堵钻井液；井壁稳定
中图分类号：TE254 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）17-0316-01
1 钻井液性能的室内评价
实验室配制评价用钻井液，配方：4%膨润土浆+0.3%天然高分子包被絮凝剂+5%氯化钠+7%氯化钾+0.5%胺基聚醇+3%超细碳酸钙+2.5%钻井液用白沥青防塌剂+0.5%随钻堵漏剂+0.5%磺酸盐共聚物降滤失剂+3%磺甲基酚醛树脂+3%磺化褐煤+3%钻井液用油基润滑剂-2。
1.1 高温稳定性评价
对钻井液分别在室温（20℃）、100℃、110℃、120℃、130℃、140℃老化16小时后，测其性能如表1：
由以上试验数据可知，复合盐强抑制强封堵钻井液体系在120℃以内，性能随温度的升高有所提升，这主要是因为胺基聚醇由于浊点效应而分离出油相，以及钻井液用白沥青在升温后软化，封堵能力增强，使滤失量有所降低。超过120℃后，钻井液中的部分高分子聚合物的分子鏈发生断裂，使少量处理剂失效，但钻井液性能并未见明显恶化。可见，复合盐强抑制强封堵钻井液体系能够在120℃左右达到最佳性能，并在140℃的高温环境下保持稳定的性能，能够满足垂深达3500m至4500m施工井的钻井液施工任务。
1.2 抗钻屑污染性评价
深井钻井周期长，钻屑在钻井液中难免水化分散，给钻井液性能带来负面影响，为此，设计抗黏土污染性评价试验：使用岩屑为邵古斜201井沙一段灰色泥岩、油泥岩、油页岩的混合钻屑，分别混入0%、1%、3%、5%、7%的钻屑，在120℃老化16小时。评价数据如表2：
由以上试验数据可知，当钻屑含量在1%时，钻井液的粘切不但未增加，反而略有降低，这主要是由于油相的胺基聚醇与白沥青在岩屑表面吸附消耗，降低了液相黏度所致；当钻屑含量达到3%时，钻井液的流变性能与未受钻屑污染时相当，仅滤失量与摩阻系数略有增加，但仍能够保持在较低的范围内；当岩屑含量超过3%后，随着钻井液中固相含量的增加，钻井液的动速比提高，流变性变差，滤失量与摩阻系数急剧升高。
可见，复合盐强抑制钻井液体系对岩屑的分散具有较强的抑制性，能够有效抵抗5%左右的岩屑污染。
2 现场应用效果
根据室内研究结果，邵古斜201井在2340-3940m井段应用了复合盐强抑制强封堵钻井液体系，在提高钻井液抑制性、稳定井壁、抗污染、提高井壁承压能力等方面体现出了十分优异的性能，取得了良好的应用效果。
2.1 钻井液抑制能力强
该井在钻井过程中，所钻出的岩屑颗粒清晰、棱角分明、PDC钻头切削痕迹明显，电测、井壁取芯空井时间长达76小时，未见井壁坍塌、掉块、缩径等井壁失稳现象；沙四段、二叠系紫红色泥岩段以及石炭系铝土质泥岩段井径规则，未见水敏性缩径，说明复合盐强抑制强封堵钻井液体系确实以强抑能力提高了井壁的稳定性。
2.2 井眼通畅、起下钻顺利
该井在该井段共计进行了17次起下钻作业，起下钻通畅，均未遇到阻卡显示，下钻一次到底率达100%，中途完钻电测一次到底，上提下放正常，下套管作业顺利。
2.3 井壁承压能力切实得到提高
该井上古生界钻井液施工中循环当量密度最高达1.27，为地层压力系数（0.92）的1.38倍，钻至裂缝、孔隙发育的灰岩地层时，未发生钻井液漏失现象，说明钻井液确实封堵了地层的微裂缝，提高了井壁的承压能力，预防了井漏的发生，保障了井下的施工安全.
2.4 井径规则、井身质量高
由电测数据可知，2340-3940m井段平均井径为258.7mm，平均井径扩大率为7.21%，井眼平滑、规则，无大小井眼，扩大率低，井身质量达到优质井标准。
2.5 机械钻速高
在使用复合盐强抑制强封堵钻井液体系后，该井在机械钻速、钻井周期等方面打破该区域多项施工记录。沙河街组钻头的机械钻速打破常规聚合物钻井液施工井最高记录，高达8.13m/h，高出该区域原平均机械钻速26.5%；古生界地层机械钻速高达3.28m/h，创该区域古生界机械钻速最高记录。同时，大幅缩短了长裸眼段的钻井、完井施工周期，降低了敏感性地层的暴露时间，为井下安全与提速提效提供了技术保障。
3 结论
1）经室内试验研究，复合盐强抑制强封堵钻井液体系具有良好的抗高温抗钻屑稳定性，在140℃的条件下能保持较稳定的钻井液性能；能抗3%左右的钻屑污染，并能有效的减少对地层的渗透深度。
2）复合盐强抑制强封堵钻井液体系在邵古斜201井成功获得应用，其强抑制性提高了井壁的稳定性与承压能力，在油气层与盐膏层井段体现了良好的抗污染能力，高温稳定性强，所钻井眼规则、井身质量优，机械钻速高，钻井周期短，保障了井下安全，为该区域以及区域强水敏性地层的钻井液施工提供了技术借鉴。
参考文献
[1] 鄢捷年.钻井液工艺学.东营：中国石油大学出版社，2012.8
[2] 宋兆辉.复合盐饱和盐水钻井液在利97井中的应用[J].中外能源，2011，16（2）：66-69.
[关键词]邵家油田；复合盐强抑制钻井液；强封堵钻井液；井壁稳定
中图分类号：TE254 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）17-0316-01
1 钻井液性能的室内评价
实验室配制评价用钻井液，配方：4%膨润土浆+0.3%天然高分子包被絮凝剂+5%氯化钠+7%氯化钾+0.5%胺基聚醇+3%超细碳酸钙+2.5%钻井液用白沥青防塌剂+0.5%随钻堵漏剂+0.5%磺酸盐共聚物降滤失剂+3%磺甲基酚醛树脂+3%磺化褐煤+3%钻井液用油基润滑剂-2。
1.1 高温稳定性评价
对钻井液分别在室温（20℃）、100℃、110℃、120℃、130℃、140℃老化16小时后，测其性能如表1：
由以上试验数据可知，复合盐强抑制强封堵钻井液体系在120℃以内，性能随温度的升高有所提升，这主要是因为胺基聚醇由于浊点效应而分离出油相，以及钻井液用白沥青在升温后软化，封堵能力增强，使滤失量有所降低。超过120℃后，钻井液中的部分高分子聚合物的分子鏈发生断裂，使少量处理剂失效，但钻井液性能并未见明显恶化。可见，复合盐强抑制强封堵钻井液体系能够在120℃左右达到最佳性能，并在140℃的高温环境下保持稳定的性能，能够满足垂深达3500m至4500m施工井的钻井液施工任务。
1.2 抗钻屑污染性评价
深井钻井周期长，钻屑在钻井液中难免水化分散，给钻井液性能带来负面影响，为此，设计抗黏土污染性评价试验：使用岩屑为邵古斜201井沙一段灰色泥岩、油泥岩、油页岩的混合钻屑，分别混入0%、1%、3%、5%、7%的钻屑，在120℃老化16小时。评价数据如表2：
由以上试验数据可知，当钻屑含量在1%时，钻井液的粘切不但未增加，反而略有降低，这主要是由于油相的胺基聚醇与白沥青在岩屑表面吸附消耗，降低了液相黏度所致；当钻屑含量达到3%时，钻井液的流变性能与未受钻屑污染时相当，仅滤失量与摩阻系数略有增加，但仍能够保持在较低的范围内；当岩屑含量超过3%后，随着钻井液中固相含量的增加，钻井液的动速比提高，流变性变差，滤失量与摩阻系数急剧升高。
可见，复合盐强抑制钻井液体系对岩屑的分散具有较强的抑制性，能够有效抵抗5%左右的岩屑污染。
2 现场应用效果
根据室内研究结果，邵古斜201井在2340-3940m井段应用了复合盐强抑制强封堵钻井液体系，在提高钻井液抑制性、稳定井壁、抗污染、提高井壁承压能力等方面体现出了十分优异的性能，取得了良好的应用效果。
2.1 钻井液抑制能力强
该井在钻井过程中，所钻出的岩屑颗粒清晰、棱角分明、PDC钻头切削痕迹明显，电测、井壁取芯空井时间长达76小时，未见井壁坍塌、掉块、缩径等井壁失稳现象；沙四段、二叠系紫红色泥岩段以及石炭系铝土质泥岩段井径规则，未见水敏性缩径，说明复合盐强抑制强封堵钻井液体系确实以强抑能力提高了井壁的稳定性。
2.2 井眼通畅、起下钻顺利
该井在该井段共计进行了17次起下钻作业，起下钻通畅，均未遇到阻卡显示，下钻一次到底率达100%，中途完钻电测一次到底，上提下放正常，下套管作业顺利。
2.3 井壁承压能力切实得到提高
该井上古生界钻井液施工中循环当量密度最高达1.27，为地层压力系数（0.92）的1.38倍，钻至裂缝、孔隙发育的灰岩地层时，未发生钻井液漏失现象，说明钻井液确实封堵了地层的微裂缝，提高了井壁的承压能力，预防了井漏的发生，保障了井下的施工安全.
2.4 井径规则、井身质量高
由电测数据可知，2340-3940m井段平均井径为258.7mm，平均井径扩大率为7.21%，井眼平滑、规则，无大小井眼，扩大率低，井身质量达到优质井标准。
2.5 机械钻速高
在使用复合盐强抑制强封堵钻井液体系后，该井在机械钻速、钻井周期等方面打破该区域多项施工记录。沙河街组钻头的机械钻速打破常规聚合物钻井液施工井最高记录，高达8.13m/h，高出该区域原平均机械钻速26.5%；古生界地层机械钻速高达3.28m/h，创该区域古生界机械钻速最高记录。同时，大幅缩短了长裸眼段的钻井、完井施工周期，降低了敏感性地层的暴露时间，为井下安全与提速提效提供了技术保障。
3 结论
1）经室内试验研究，复合盐强抑制强封堵钻井液体系具有良好的抗高温抗钻屑稳定性，在140℃的条件下能保持较稳定的钻井液性能；能抗3%左右的钻屑污染，并能有效的减少对地层的渗透深度。
2）复合盐强抑制强封堵钻井液体系在邵古斜201井成功获得应用，其强抑制性提高了井壁的稳定性与承压能力，在油气层与盐膏层井段体现了良好的抗污染能力，高温稳定性强，所钻井眼规则、井身质量优，机械钻速高，钻井周期短，保障了井下安全，为该区域以及区域强水敏性地层的钻井液施工提供了技术借鉴。
参考文献
[1] 鄢捷年.钻井液工艺学.东营：中国石油大学出版社，2012.8
[2] 宋兆辉.复合盐饱和盐水钻井液在利97井中的应用[J].中外能源，2011，16（2）：66-69.