蘇里格氣田蘇59區塊二開結構水平井鉆井液技術

侯博 何輝 李錄科

川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司 陜西 西安 710000

本文針對原天然高分子強封堵強抑制CQSP-4鉆井液體系在鉆遇深井水平井時抗溫能力不足，出現高溫增稠現象，且鉆遇泥巖后封堵能力不足，引起井壁失穩等問題，以提高現有體系抗溫能力為重點，通過優選抗溫材料，發揮處理劑協同增效作用，并復配封堵材料，形成了蘇里格氣田蘇59區塊二開結構水平井抗高溫深井鉆井液技術，解決了該區塊深井水平井抗溫性能差以及長裸眼段鉆遇泥頁巖井壁失穩問題，滿足了二開結構水平井安全鉆井要求，取得了良好的應用效果。

1 工程地質概況

蘇里格氣田蘇 59 區塊位于該氣田西緣地帶，氣田開發主要以石盒子盒8段、山西組山1段儲層為主，其巖性主要為含礫中粗粒石英砂巖、巖屑砂巖，屬低壓、低滲氣藏。除此之外，儲層段砂泥巖互層，泥巖夾層主要為灰色、深灰色、灰黑色泥巖。通過巖性分析，此類泥巖主要以伊利石和伊蒙混層為主，屬于硬脆性泥巖，其可塑性差，硬脆性較好。

該區塊劉家溝、石千峰承壓能力較好，不易發生井漏，地層承壓試驗符合要求。依據鉆采工藝方案，以二開結構水平井為主。井身結構大致為：表層Φ346mm鉆頭×1130m/273.1mm套管×1130m；二開Φ222.2mm鉆頭×3000m+215.9mm鉆頭×5200m/139.7mm套管×5195m。由于二開井段需鉆遇多個易塌層，且斜井段和水平段處于同一裸眼段，對鉆井液性能提出更高要求[1]。

2 鉆井液技術難點

1）泥頁巖垮塌。由于石盒子盒8和山西組山1段氣層上部覆蓋有硬脆性泥巖，其微觀結構微裂縫均發育，前期由于鉆井液封堵性能不足，在毛細管力作用下，鉆井液濾液進入泥巖裂縫后導致裂縫擴展，井壁出現剝落、坍塌。2022年施工的蘇59區塊施工9口二開水平井井中有3口井在鉆遇石盒子組、山西組泥巖時發生坍塌，劃眼困難，耗時長達半月之久，最終被迫填井側鉆。

2）井底溫度高，鉆井液性能不易控制。該區塊屬于異常高溫區塊，且斜井段入窗垂深較其他區塊深500～600m，應用隨鉆測量儀器測出井底溫度在123～130℃，由于目前所用處理劑抗溫在100℃左右，該井溫已為處理劑發揮作用極限溫度，加之鉆進過程中鉆井液中土相較多，出現黏土高溫增稠和處理劑高溫降解現象，導致鉆井液性能惡化甚至喪失流動性，且濾失量也難于控制[2]。

3）裸眼段浸泡周期長，井壁失穩問題。該區塊平均完鉆井深5200m，裸眼段長達 4000m，二開平均施工周期30d，如何保證上部直井段水敏性地層和斜井段、水平段泥巖在長時間浸泡后不坍塌，是水平井鉆井液防塌性能的關鍵所在，同時鉆井液還需保持良好的高溫穩定性，這對水基鉆井液技術提出了嚴峻挑戰。

3 關鍵技術研究

3.1 井壁防塌技術

發揮雙鉀離子在鉆井液的化學抑制和包被能力。一方面使用無機鹽KCl，通過K+進入粘土層間發生的交換吸附作用、鑲嵌拉緊作用，實現對泥巖井壁抑制作用；另一方面選用聚合物包被劑（K-PAM），使其在鉆屑表面的包被吸附，抑制泥頁巖水化膨脹。通過雙鉀離子處理劑配比，形成協同作用實現對泥巖有效抑制?，F場選取等量的石盒子上部易造漿的棕紅色泥巖4份，將其加入不同加量包被抑制劑的 KCl 鉆井液中，在 120℃下滾動 16 h，然后用標準篩過篩后回收巖屑，測得在 2% 膨潤土 +0.2% 燒堿+10%KCl中加入0、0.1%、0.3% 和 0.5% K-PAM的回收率分別為42%、61%、78.8% 和 80%。從實驗結果看，當加入K-PAM 0.3% 和0.5%抑制效果近乎相同，基于成本考慮，現場施工中K-PAM加量控制在 0.3% 左右。

通過柔性粒子與剛性離子復配，提高鉆井液封堵防塌性能。由于原鉆井液中已加入5%剛性粒子ZDS，現將鉆井液用防塌封堵劑FT401配比后，通過石油瀝青獨有的“軟化點”實現對地層微裂縫有效封堵 。從實驗結果可以看出，提高FT401含量至5%后，中壓和高溫高壓濾失量顯著降低，鉆井液封堵性得到明顯改善，實驗結果見表1。

表1 井漿中加入FT-401對鉆井液封堵性的影響

3.2 提升鉆井液的抗溫能力

一般情況下，纖維素類材料的抗溫性只能到110～120℃，且原體系中有淀粉，在高溫下會發酵，伴隨土相后鉆井液性能越發不可控制。因此，當必須改變原鉆井液的成分以解決體系自身的熱穩定性問題。通過實驗研究，在體系中加入殺菌劑（CJSJ-3）、交聯劑（WXCD-2）可以不同程度地提高體系抗溫能力。

WXCD-2將鉆井液抗溫能力從100℃提升到130℃。WXCD-2在黏土表面有較強的吸附性，可以緩解黏土顆粒的高溫分散；同時該處理劑還可以與K-PAM相互作用 ，增加聚合物分子上的親水基團，克服高溫去水化作用和取代基脫落造成的分子親水性的不足，從而提高體系的抗溫能力。取井深3600m處井漿加入 0.5%、1.0% WXCD-2后在130℃熱滾16h，然后測量其90℃流變性及高溫高壓濾失量，結果見表2。從表2可以看出，井漿加入1%的交聯劑WXCD-2后，熱滾前后流性指數、靜切力都有所降低，高溫高壓濾失量熱滾前后變化不大，抗溫性顯著提高。

表2 交聯劑不同加量下對井漿抗溫性能影響結果

2）引入CJSJ-3，鞏固提升鉆井液抗溫能力。

取井深3978m處井漿加入0.1%、0.2%CJSJ-3后進行130℃/16h 熱滾，然后測量其90℃流變性及高溫高壓濾失量，評價該劑的抗高溫能力，結果見表 3。從表3可知，加入 0.2%CJSJ-3后井漿略有增稠，但是在120℃熱滾16h后，性能變化不大，且高溫高壓濾失量還有所降低，說明 CJSJ-3能提高體系的抗溫性。

表3 CJSJ-3不同加量下對井漿抗溫性能影響結果

綜上，選取抗溫型CQSP-4鉆井液的現場配制配方如下：

（2.0%～2.5%）土粉 + 0.3% 燒 堿 +（1 0%～1 2%）K C l+1.0% 交聯劑W X C D-2.0+0.3%K-PAM+ 3.0% NFA25 +1.5%～2.0%NAT20+5.0%ZDS+5.0%FT-401 +2.0% RY-838 +石灰石粉/重晶石粉。

4 現場應用

4.1 鉆井液性能維護

蘇里格區塊上部直井段主要使用低固相聚合物鉆井液，施工中控制聚合物加量大于0.5%，同時加入降濾失，（0.5%～0.8%）NAT20，控制鉆井液濾失量≤15mL，鉆進至劉家溝中下部將鉆井液轉型為抗溫性CQSP-4配方，其配方為 0.3%燒 堿 +（10%～12%）KCl+2% RY-838 +1% 交聯劑WXCD-2+0.3%K+PAM+ 3% NFA25 +1.5%～2%NAT20+5%ZDS +石灰石粉/重晶石粉，轉化完控制鉆井液密度在1.12～1.15g/cm3，黏度38～42S，濾失量＜5mL。轉型后開始預水化膨潤土漿，水化12h后逐步將其混入井漿中，并控制全井膨潤土含量維持為 24～32g/L，若膨潤土含量過低，鉆井液流變性黏度、切力低，膨潤土含量過高則鉆井液流變性難控制。施工后期可以適當置換部分鉆井液，補充一部分新膨潤土漿。在石千峰和石盒子上部易水化泥巖段保持KCl 含量在 12%～15% 之間；進入硬脆性泥巖段后適當降低含量，維持在10%～12% 即可。進入石盒子中部時將濾失量控制在2～3mL之間；斜井段70°后將高溫高壓濾失量控制在9～12ml之間。井斜60°后是防塌關鍵井段，鉆遇石盒子和山西組泥巖易發生垮塌，在原配方基礎上一次性加入5.0%FT-401，通過FT-401的“軟化點”機理和膜封堵機理，封堵地層的微裂縫，增強鉆井液防塌封堵性。進入定向段后一次性加入2%RY-838增強鉆井液潤滑性，以后根據施工情況隨時補充。

4.2 應用效果

2023年在本區塊部署11口二開結構水平井應用抗溫型CQSP-4鉆井液體系后，斜井段及水平段起下鉆井壁穩定，起下鉆遇阻劃眼時間由2022年的541h降低至62h，且施工井電測成功率為100%，下套管均暢通無阻。蘇59-18-42H1井鉆進中多次降井斜、扭方位，中途完鉆電測近 150 h，下鉆開泵正常，井壁沒有發生坍塌，該井循環溫度下鉆井液性能穩定，黏度、切力波動不大，振動篩出口和循環罐內流動性好，下套管井底鉆井液靜止45h，返出黏度僅為83S，未出現增稠現象。

5 結束語

1）抗溫型CQSP-4鉆井液體系是解決蘇59區塊泥頁巖井壁穩定問題的重要手段，通過使用交聯劑WXCD-2保護黏土粒子，配合CJSJ-3，將鉆井液體系抗溫能力逐步提升到 130 ℃，滿足了蘇59區塊高溫下二開結構水平井鉆井技術需求。

2）在原配方基礎上引入FT-401，通過軟化點機理實現了對泥巖地層微裂縫封堵，較好解決了斜井段氣層蓋層泥巖和水平段目的層泥巖井壁坍塌問題。

3）由于該區塊儲層埋藏深度深，水平段長，施工中一定加強固控使用，同時選用優質潤滑劑，提高鉆井液潤滑性能。