葡浅12-平1特浅稠油水平井钻井液技术

毛立丰　邹大鹏　陈　赓　李　洋（.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆　6343；.大庆钻探工程公司地质录井一分公司解释评价中心，黑龙江大庆　634）

葡浅12-平1特浅稠油水平井钻井液技术

毛立丰1邹大鹏1陈赓1李洋2
（1.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413；2.大庆钻探工程公司地质录井一分公司解释评价中心，黑龙江大庆163411）

大庆油田首口稠油水平井—葡浅12-平1井位于黑帝庙油田葡浅12区块，区内农田、鱼塘、草场密布，施工目的是开发地面条件受限而难以动用的储量。该井钻井技术难点包括：一开表层Ø311 mm井眼造斜点浅，开钻20 m即开始造斜，造斜钻遇高渗易漏的流砂层60 m；二开造斜段地层造浆性强，低排量下高钻速、高造斜率与岩屑携带矛盾突出，沉砂卡钻风险高；三开HI2-3层段稠油埋深浅，主力油层砂岩胶结疏松，井眼力学不稳定；施工存在塌、漏、涌同层风险；为便于油层识别与解释，水平段不允许混油。为此，根据室内实验和井身结构为三开确定了3套钻井液体系，现场应用中钻井液流变性合理、润滑防卡防塌能力强，易于发现油气显示，满足该井施工需要。

大庆油田；表层造斜；稠油水平井；水基钻井液；防塌；防卡

葡浅12区块为典型稠油油藏，原油平均黏度3 306.2 mPa·s。葡浅12-平1井是该区葡萄花构造上的一口稠油热采水平井，目的层为HI2-3，主力油层砂岩胶结疏松，基本未成岩，热采后储层含水率高，易垮塌；泥岩水敏性强［1］，轴向应力释放显著，易发生蠕变缩径。基于该区块地质特点、井身结构、水平井施工及完井要求，有针对性地采用了3套钻井液体系。

1　钻井液技术难点

（1）该井开钻20 m开始造斜，钻遇上部软泥岩及流砂层，该段地层成岩性差，易发生井塌、井漏事故，需解决表层低排量造斜难题。

（2）该井无直井段，地层可钻性强、钻速快，环空钻屑浓度高，大斜度井段携岩［2］和净化困难，易形成岩屑床引发阻卡。

（3）嫩江组水敏性强，钻进时易出水、垮塌、缩径及泥包［3-7］引发的连锁复杂，要求钻井液性能可调范围大。

（4）二开井眼尺寸为228.6 mm，造斜至靶点A井深，下Ø177.8 mm套管，环空间隙仅为25.4 mm，下入套管悬重小，相对浮力较大；三开完钻使用热力补偿器+筛管完井，中途不能循环及划眼，易发生黏附卡钻事故。

（5）HI组储层属于为滨湖砂坝沉积，连通性好，平均有效孔隙度0.368，平均含油饱和度0.687［3］。主力油层砂岩胶结疏松，基本未成岩，而未含油层位则胶结较为致密；钻遇夹层多，需注意预防井漏井塌、油气水侵等复杂发生。

2　施工对策

2.1井身结构优化

为了降低施工风险优化井身结构，该井设计成3开次钻井：一开提前造斜，缓解二开造斜压力，考虑井壁稳定及三开水平段施工安全；二开技术套管下至着陆窗口，规避造斜段裸眼井段过长造成的施工风险；三开施工小井眼，利于储层保护。井身结构见表1。

表1　井身结构

2.2钻井液体系设计

根据葡浅12区块正断层岩性和高孔高渗稠油油藏特点及水平井钻井施工防漏、防塌、防卡、便于解释油层、完井作业要求，设计出3套钻井液体系，即一开0～127 m井段为高黏膨润土浆，二开127～368m井段为低固相聚合物钻井液，三开368～610 m井段为低固相盐水聚合物钻井液，针对各开次地层特点和工程要求，对应调整了各段钻井液性能参数（表2）。

表2　葡浅12-平1井钻井液体系设计

2.3施工工艺优化

一开针对第四系、第三系泰康组流沙层成岩性差、胶结疏松易坍塌、易形成不规则井眼、造斜率低等特点，应适当降低排量，强化机械破岩，故采用低排量、高转速参数施工；二开造斜钻速快，环空岩屑相对浓度高［8］，将排量提至34 L/s，配合转盘转动和短起下钻来破坏岩屑床，保证井眼清洁［9］；三开小井眼具有管内压耗大，易憋压蹩钻、岩屑上返困难等特点，保证环空返速的前提下，采用适当降低排量和提高转数的方法来实现岩屑高效运移。具体参数见表3。

表3　水力参数

一开施工井段地表疏松，造斜点井深为20 m，由于岩性疏松易坍塌，采用1.75°螺杆造斜困难，因此采取增大牙轮钻头水眼直径、降低排量、钻进期间不划眼、一开一趟钻等措施施工；二开为保证高造斜率和井眼清洁，采取使用牙轮造斜、每钻进100 m短起下1次、“两划一冲”划眼、严禁静止循环、适当提高钻井液密度等措施施工；三开油层钻进稳斜困难，拖压较大，易憋压蹩钻，现场使用六翼PDC钻头，适当降低钻井液黏切值，按进尺按时间短起下施工。通过以上措施的合理应用，较好地保证了本井施工安全。

3　现场施工

3.1一开造斜段（0～127 m，井眼直径311.2 mm）

采用高造浆率膨润土配制高黏膨润土浆85 m3，预水化48 h，添加0.2%高黏派克和0.2%强包被剂胶液提高钻井液液相黏度，一开钻进以补充膨润土浆和胶液为主，井深20 m开始造斜，漏斗黏度保持在80～110 s，密度1.10～1.15 g/cm3。为尽量降低高渗砂层漏失量，控制泥岩水化膨胀，现场采取保持钻井液低剪切速率下高黏高切流态，增大钻头水眼尺寸，适当提高排量（排量由16 L/s升至18～20 L/s），稳定钻压20 kN以内，控制钻速，顺利钻穿60 m流砂层，将一开渗漏量控制在4 m3左右。一开造斜率最高达8.66 （°）/25 m，一完井斜17.45°，比设计提前0.75°，一完后提高排量充分洗井，保证下套管和固井作业顺利。

3.2二开增斜（127～368 m，井眼直径228.6 mm）

回收一完老浆20 m3用作二开基浆，配制无土复合胶液45 m3，胶液配方：3%HA树脂+1.5%磺化沥青+0.05%KOH+0.3%强包被剂+0.5%黏土稳定剂+2%复合高效润滑剂+3%极压润滑剂+0.2%乳化剂+0.1%黄原胶+重晶石粉。地面循环将复合胶液混入基浆中，钻井液转换成低固相聚合物体系，控制膨润土含在25～30 g/L，通过添加流行调节剂［5］将钻井液切力、动塑比、n和K值调整到最优。二开后加入适量纯碱处理水泥塞中的Ca2+；钻进中保证钻井液中抑制类处理剂含量不低于4 kg/m，保持钻井液包被岩屑和抑制分散能力；设计提示井深213～215 m为常压水层，现场利用磺化沥青在地层温度和一定压力下可以软化变形［9-10］、配合超细碳酸钙架桥的封堵理论，提高对裂缝的联结力［9］，同时选择合适的钻井液密度平衡地层孔隙压力，顺利穿过水层；井斜达到40°时，提前补加润滑材料，保持大斜度段润滑材料含量不低于5%。二开从井深127 m开始造斜，造斜率最高达15.6 （°）/25 m，二完井斜82.71°，比设计提前2.66°，满足现场高造斜率施工要求。

3.3三开水平段（368～610 m，井眼直径152.4 mm）

三开为了携岩、井壁稳定、油层保护的目的，采用低固相盐水聚合物钻井液体系。在控制膨润土含量的前提下，使用流型调节剂和高黏派克将钻井液调成低黏高切宾汉流体；鉴于黑帝庙油层地层水总矿化度7 689～15 837 mg/L，该体系通过添加2%KCl提高钻井液矿化度，降低钻井液及滤液活度，配合使用黏土稳定剂进一步抑制黏土水化膨胀，使用磺化沥青和超细碳酸钙对黑帝庙高渗油层实施封堵；三开采用控制固相含量，停用大分子包被剂，屏蔽暂堵技术，严格控制滤失量小于2 mL，加入油层保护剂。

二完后预留二开回收适量老浆后清罐，加水稀释至膨润土含量25～30 g/L，加入纯碱清除配浆水中二价离子，加入KOH将pH值调整至9以上，依次加入3%HA树脂、1.5%磺化沥青、2%超细碳酸钙、2%KCl、0.5%黏土稳定剂、0.2%油层保护剂转化成低固相聚合物盐水钻井液，循环过程中加入生物聚合物和高黏派克提高钻井液黏切，钻井液性能满足施工要求后加入3%极压润滑剂及2%复合高效润滑剂，增强钻井液润滑防卡能力。实钻中钻井液滤失量为0.4～1.6 mL，摩阻因数不超过0.08，现场维护以补充低密度高浓度封堵胶液和KCl溶液为主，控制储层黏土矿物水化膨胀造成的堵塞伤害［5］，使用生物聚合物调整钻井液黏切值，控制动塑比不低于0.4 Pa/（mPa·s）；三开钻进中开启三级固控设备严格控制固相含量和钻井液密度（实钻密度较设计密度低0.07 g/cm3），耗时12 h完成三开进尺，油层钻遇率100%，油层显示为油侵或油斑；下筛管前使用大排量洗井，起钻前配6 m3含4%固体润滑剂的防卡钻井液封闭水平段［11］，解决了窄环空间隙完井易卡的难题，保证了筛管顺利下入。全井钻井液、完井液性能如表4所示。

4　葡浅12-平1井投产情况

葡浅12-平1井水平段实钻中，加入非离子型油保剂降低油层水锁风险，加入刚性暂堵材料封堵油层孔隙，实钻缩短钻进周期以缩短油层浸泡时间，通过以上措施达到总体保护储层的目的，该井后期投产平均日产油量21.93 t，邻井日产油量0.5～2 t，开发效果显著。

5　结论

（1）葡浅12-平1井在成功实现了表层造斜（造斜井深20 m）和高造斜率（最大造斜率15.6 （°）/25 m）定向顺利钻穿松散流砂层；该井作为大庆油田最浅垂深水平井和首口稠油水平井，其成功完钻为同类施工开钻即造斜的稠油水平井钻井积累了经验。

表4　葡浅12-平1井各井段钻井液性能

（2）一开使用高黏膨润土浆可在近井壁形成一层滞留层［2］，达到封堵流砂层孔道、减缓漏失量的目的，高黏切钻井液悬浮携带能力强，满足低环空返速岩屑运移要求，较好地解决了返速低与井眼清洁的矛盾。

（3）二开低固相聚合物钻井液具有抑制性和润滑性强的特点，通过添加流行调节剂调整钻井液流变参数，确保钻井液动塑比不低于0.4 Pa/（mPa·s），满足高造斜率的连续定向钻进和携带岩屑的要求。

（4）三开采用低固相盐水钻井液体系，利用钻井液高矿化度低活度来控制泥粉［4］分散，井壁稳定性强，现场使用合理的维护措施和有效的固控技术来控制劣质固相含量，将颗粒物对储层的伤害降到最低，投产后获得了较高的采收率，单井日产油量超过邻井10倍。

［1］鄢捷年. 钻井液工艺学［M］.山东东营：中国石油大学出版社，2006.

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（修改稿收到日期2015-06-14）

〔编辑薛改珍〕

电缆测井系列工具快速识别井眼风险

威德福公司在2015年海洋技术大会（OTC）上，推出了新型高分辨率套管井电缆测井评价系列SecureView，可为快速准确识别潜在井眼风险提供保障。

SecureView系列主要由4项新型井眼完整性诊断技术构成，包括UltraView超声波检测技术、BondView水泥胶结评价技术、FluxView漏磁检测技术及CalView高分辨率井径测量技术。

通过利用这些技术可有效识别引发井眼完整性问题的根源所在，其单程可完成多项测量的能力也有利于获取准确可靠的井眼完整性综合信息，做出正确的应对决策，进而提高经济效益和生产效率。

在美国南得克萨斯州一口非常规油气井，压裂后套管接箍上提了数英尺。经利用SecureView系列技术对储层段水泥状况进行测量评价，发现套管已开裂，并确定了裂缝位置和开裂程度。随后作业方在上产前对异常区域进行妥善处理，避免了潜在事故风险，节约了生产成本和作业时间。

（供稿石艺）

Drilling fluid technology for Puqian 12-Ping 1 ultra-shallow viscous-oil horizontal well

MAO Lifeng1, ZOU Dapeng1, CHEN Geng1, LI Yang2
（1. Drilling Engineering & Technology Research Institute, Daqing Drilling & Exploration Engineering Corporation, Daqing 163413, China; 2. Interpretation and evaluation center of No.1 Geological Logging Branch, Daqing Drilling & Exploration Engineering Corporation, Daqing 163411, China）

The first viscous-oil horizontal well of Daqing Oilfield-Puqian12-Ping 1 well is located in Puqian block 12 of Heidimiao Oilfield, where there are intensive farmlands, fishponds and grasslands. The construction aims to exploit the reserves which are hard to utilize due to restriction of ground conditions. Technical difficulties of drilling for this well are as follows. Firstly, shallow deflection points of surface Ø311 mm boreholes, and deflecting is required from 20 m after drilling, and deflecting drilling will meet 60 m quick sand stratum which features high permeability and easy leakage. Secondly, the stratum of deflecting segment features high mud formation capacity, and shows severe conflict between high drilling speed, high deflecting rate under low displacement and the rock debris taken out, thus indicates high risk of drilling tools being jammed by sand setting. lastly, HI2-3 stratum features shallow buried depth of viscous oil, major oil reservoir shows loosen sandstone bonding, and boreholes are in unstable mechanical properties. There are risks of collapse, leakage and surge in the same stratum during construction. To facilitate oil reservoir identification and interpretation, oil mixture is not allowed in horizontal segment. Therefore, 3 sets of drilling fluid systems are determined on the basis of indoor tests and well structure, and the systems feature reasonable rheological property of drilling fluid, high lubricating, jamming and collapse prevention capacity, and easy discovery of oil and gas show in field application, thus can meet construction requirements for this well.

Daqing Oilfield, surface deflecting; viscous-oil horizontal well; water-based drilling fluid; collapse prevention; jamming prevention

TE254

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0050 – 04

10.13639/j.odpt.2015.04.014

毛立丰，1976年生。1999年毕业于齐齐哈尔大学无机非金属材料专业，现在钻井液技术分公司工作，项目经理，高级工程师。电话：0459-4892685。E-mail：maolifeng_2004@163.com。

引用格式：毛立丰，邹大鹏，陈赓，等. 葡浅12-平1特浅稠油水平井钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：50-53.