论文部分内容阅读
[摘要]：Yogou油田区块位于尼日尔西南部，撒哈拉沙漠北端，是CNPC在尼日尔Agadem油田投资的新区块。使用KCl聚合物钻井液体系优质高效地完成了该井的施工。此体系在钻进和完井过程中体现出了良好的流变性、极强的抑制性，在甲方要求低密度的情况下，能有效的稳定井壁，未出现坍塌、掉块等井下复杂情况，电测一次成功，固井合格率100%。通过Yogou N-1井的顺利实施，对该地区的地层岩性特点、钻井液施工中存在的技术难点有了较全面的认识，有针对性地提出了相应的技术措施，为该区块实现安全、快速施工提供了参考。
[关键词]：KCl聚合物钻井液体系 流变性 抑制性 稳定井壁
中图分类号：TN761.7 文献标识码：TN 文章编号：1009-914X（2013）01- 0037-01
1.地质工程简况
1.1井位情况及地质简况
Yogou N-1井的具体方位如图1所示。
Yogou N-1井在中上部井段，Recent地层主要是Recent砂岩、泥岩、页岩，容易发生渗漏甚至漏失，棕红色泥岩极软，蒙脱石含量高，易水化、分散、膨胀，造浆严重。同时地层不稳定，容易造成井径扩大或者缩径。下部地层SOKOR、LOW SOKOR、MADAMA为页岩、碳质泥岩、泥砂互层、砂岩等，其中SOKOR下部地层以页岩为主，由于上部地层的压实作用，这类泥页岩的颗粒排列定向程度明显增强，微裂缝、层理发育，容易因水锲作用，而剥蚀、掉块、甚至坍塌。Yogou和Donga地层含有大量碳质地泥岩，易坍塌、掉块、漏失，造成坍塌卡钻和砂桥卡钻[1]。同时地层底部油气活跃，需要采取必要的保护油气层措施。
1.2 工程简况
一开采用φ444.5mm钻头钻至355m，φ339.7mm表层套管下深355.00m。二开采用φ311.1mm钻头，钻至2102.00m，φ244.5mm技术套管下深2099.07m。三开采用φ215.9mm钻头，钻至3476.00m完钻，φ139.7mm油层套管下深2609.55m。全井施工顺利，电测、下套管一次成功，固井顺利，完井周期53天。
2. KCl聚合物钻井液室内优化
室内结合Agadem油田深井工程与地质对钻井液的要求，优化出了KCl聚合
物钻井液体系，其基本配方如下：
1.8～3%NV-1+0.5～0.8%KPAM+5～8%KCl+0.5～1%PAC-L+0.3～0.8% PAN+1%～3%固体润滑剂，井温较高时，加大0.8～1%SMP-1+0.8～1%SMC +0.8～1%SPNH用量。
2.1 流变性和乳化稳定性评价
Agadem油田定向井定向段一般钻井液的密度为1.10～1.26 g/cm3，根据上述配方，室内配制了不同密度KCl聚合物钻井液，考查体系流变性和乳化稳定性数据见表1。
从表1可以看出，KCl聚合物钻井液具有较好的流变性，动塑比适中；失水造壁性好，泥饼薄且致密。
2.2 抑制性评价
按照石油天然气行业标准 SY/T5613-2000《泥页岩理化性能试验方法》中的滚动回收率法和泥页岩膨胀法评价了该地区泥页岩在KCl聚合物钻井液及自来水中的滚动回收率，评价钻井液体系抑制性，实验数据见图2和图3。
由实验数据可以看出，KCl聚合物钻井液具有较好的抑制泥页岩分散能力和抑制泥页岩水化膨胀方面的能力，热滚后的泥页岩颗粒规则，回收率较高，泥页岩在钻井液中的线性膨脹降低85%以上，说明钻井液具有很强的抑制防塌能力。
3.现场钻井施工在技术上的难点
（1）二开井段Recent地层易漏，垮塌、缩径等井壁失稳情况时有发生[2]；同时SOKOR地层存在周期性垮塌的问题。
（2）三开裸眼段长达1747m，存在不同压力系数、不同岩性特征的多套复杂地层段，井壁稳定难度大。其中Madama地层疏松，易漏易垮；Yogou、Donga地层易剥蚀掉落，形成大肚子井眼。
（3）地温梯度较大，井底温度高，钻井液抗温稳定方面存在较大难度。该井2000米时出口温度达77摄氏度，井底温度更是高达120摄氏度。
（4）裸眼段井壁浸泡时间长，储层保护技术难度大。
4.现场钻井液技术对策
（1）加足聚合物，及时补充KCl。钻进过程中及时补充KPAM和KCl，保证其有效含量KPAM浓度在3-5kg/m3以上，Cl- 在30000mg/l以上，增加体系的抑制性能，确保体系有足够强的抑制力和包被能力，防止缩径和钻屑的水化分散，预防因井眼膨胀和虚厚泥饼造成的阻卡[3]。
（2）在转型期间，严格控制般土含量，强造浆地层和小井眼井段，严格控制好流变性能，采用“三低一高一适当”钻井液技术措施，保证携带岩屑基础上尽量“低粘度、低切力、低密度，高大分子含量适当失水”，近平衡钻井。
（3）采取合理工程措施，坚持24小时一短起，48小时一长起，在短起过程中，轻拉慢提，尽量减少钻具对井壁鞭打造成井壁失稳。
（4）进入油气层前，进行近平衡钻井，同时加入1%-2%的超细碳酸钙和BLOCA进行油气层保护措施，API失水控制在4ml以下，保护油气层。
5.现场应用效果
良好的泥浆性能保证了该井有良好的井壁稳定性，在甲方要求低密度的情况下，未出现坍塌、掉块等井下复杂情况，电测一次成功，固井合格率100% ，而且从Yogou N-1井二开井径曲线可知井径比较规则。
6.结论与建议
（1）YogouN-1井在钻进的过程中，针对不同井段地层的特点，采用般土浆、KCl聚合物、KCl聚合物体系，能够在长裸眼段保证井下安全，降低成本，形成Yogou区块的高效安全开发。
（2）KCl聚合物体系具有合适的流变性能，良好的悬浮、携带岩屑、清洗井眼的能力及很强的抑制防塌能力，能较好的满足该区块的钻井施工，为该区块快速、高效形成产能建设提供了技术保障。
（3）转换泥浆体系时，控制好般土含量，以25g/l—30g/l为宜。
参考文献：
[1] 黄汉仁，杨坤鹏，罗平亚.泥浆工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1900.145-152.
[2] 杨海军，屈沅治，张毅，等.乍得H区块井壁失稳及钻井液集输浅析[J].钻井液与完井液，2011，28（5）：31-33.
[3] 邱正松，韩祝国，徐加放，等.KCl/聚合醇协同防塌作用机理研究[J]. 钻井液与完井液，2006，23（2）：25-29.
[关键词]：KCl聚合物钻井液体系 流变性 抑制性 稳定井壁
中图分类号：TN761.7 文献标识码：TN 文章编号：1009-914X（2013）01- 0037-01
1.地质工程简况
1.1井位情况及地质简况
Yogou N-1井的具体方位如图1所示。
Yogou N-1井在中上部井段，Recent地层主要是Recent砂岩、泥岩、页岩，容易发生渗漏甚至漏失，棕红色泥岩极软，蒙脱石含量高，易水化、分散、膨胀，造浆严重。同时地层不稳定，容易造成井径扩大或者缩径。下部地层SOKOR、LOW SOKOR、MADAMA为页岩、碳质泥岩、泥砂互层、砂岩等，其中SOKOR下部地层以页岩为主，由于上部地层的压实作用，这类泥页岩的颗粒排列定向程度明显增强，微裂缝、层理发育，容易因水锲作用，而剥蚀、掉块、甚至坍塌。Yogou和Donga地层含有大量碳质地泥岩，易坍塌、掉块、漏失，造成坍塌卡钻和砂桥卡钻[1]。同时地层底部油气活跃，需要采取必要的保护油气层措施。
1.2 工程简况
一开采用φ444.5mm钻头钻至355m，φ339.7mm表层套管下深355.00m。二开采用φ311.1mm钻头，钻至2102.00m，φ244.5mm技术套管下深2099.07m。三开采用φ215.9mm钻头，钻至3476.00m完钻，φ139.7mm油层套管下深2609.55m。全井施工顺利，电测、下套管一次成功，固井顺利，完井周期53天。
2. KCl聚合物钻井液室内优化
室内结合Agadem油田深井工程与地质对钻井液的要求，优化出了KCl聚合
物钻井液体系，其基本配方如下：
1.8～3%NV-1+0.5～0.8%KPAM+5～8%KCl+0.5～1%PAC-L+0.3～0.8% PAN+1%～3%固体润滑剂，井温较高时，加大0.8～1%SMP-1+0.8～1%SMC +0.8～1%SPNH用量。
2.1 流变性和乳化稳定性评价
Agadem油田定向井定向段一般钻井液的密度为1.10～1.26 g/cm3，根据上述配方，室内配制了不同密度KCl聚合物钻井液，考查体系流变性和乳化稳定性数据见表1。
从表1可以看出，KCl聚合物钻井液具有较好的流变性，动塑比适中；失水造壁性好，泥饼薄且致密。
2.2 抑制性评价
按照石油天然气行业标准 SY/T5613-2000《泥页岩理化性能试验方法》中的滚动回收率法和泥页岩膨胀法评价了该地区泥页岩在KCl聚合物钻井液及自来水中的滚动回收率，评价钻井液体系抑制性，实验数据见图2和图3。
由实验数据可以看出，KCl聚合物钻井液具有较好的抑制泥页岩分散能力和抑制泥页岩水化膨胀方面的能力，热滚后的泥页岩颗粒规则，回收率较高，泥页岩在钻井液中的线性膨脹降低85%以上，说明钻井液具有很强的抑制防塌能力。
3.现场钻井施工在技术上的难点
（1）二开井段Recent地层易漏，垮塌、缩径等井壁失稳情况时有发生[2]；同时SOKOR地层存在周期性垮塌的问题。
（2）三开裸眼段长达1747m，存在不同压力系数、不同岩性特征的多套复杂地层段，井壁稳定难度大。其中Madama地层疏松，易漏易垮；Yogou、Donga地层易剥蚀掉落，形成大肚子井眼。
（3）地温梯度较大，井底温度高，钻井液抗温稳定方面存在较大难度。该井2000米时出口温度达77摄氏度，井底温度更是高达120摄氏度。
（4）裸眼段井壁浸泡时间长，储层保护技术难度大。
4.现场钻井液技术对策
（1）加足聚合物，及时补充KCl。钻进过程中及时补充KPAM和KCl，保证其有效含量KPAM浓度在3-5kg/m3以上，Cl- 在30000mg/l以上，增加体系的抑制性能，确保体系有足够强的抑制力和包被能力，防止缩径和钻屑的水化分散，预防因井眼膨胀和虚厚泥饼造成的阻卡[3]。
（2）在转型期间，严格控制般土含量，强造浆地层和小井眼井段，严格控制好流变性能，采用“三低一高一适当”钻井液技术措施，保证携带岩屑基础上尽量“低粘度、低切力、低密度，高大分子含量适当失水”，近平衡钻井。
（3）采取合理工程措施，坚持24小时一短起，48小时一长起，在短起过程中，轻拉慢提，尽量减少钻具对井壁鞭打造成井壁失稳。
（4）进入油气层前，进行近平衡钻井，同时加入1%-2%的超细碳酸钙和BLOCA进行油气层保护措施，API失水控制在4ml以下，保护油气层。
5.现场应用效果
良好的泥浆性能保证了该井有良好的井壁稳定性，在甲方要求低密度的情况下，未出现坍塌、掉块等井下复杂情况，电测一次成功，固井合格率100% ，而且从Yogou N-1井二开井径曲线可知井径比较规则。
6.结论与建议
（1）YogouN-1井在钻进的过程中，针对不同井段地层的特点，采用般土浆、KCl聚合物、KCl聚合物体系，能够在长裸眼段保证井下安全，降低成本，形成Yogou区块的高效安全开发。
（2）KCl聚合物体系具有合适的流变性能，良好的悬浮、携带岩屑、清洗井眼的能力及很强的抑制防塌能力，能较好的满足该区块的钻井施工，为该区块快速、高效形成产能建设提供了技术保障。
（3）转换泥浆体系时，控制好般土含量，以25g/l—30g/l为宜。
参考文献：
[1] 黄汉仁，杨坤鹏，罗平亚.泥浆工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1900.145-152.
[2] 杨海军，屈沅治，张毅，等.乍得H区块井壁失稳及钻井液集输浅析[J].钻井液与完井液，2011，28（5）：31-33.
[3] 邱正松，韩祝国，徐加放，等.KCl/聚合醇协同防塌作用机理研究[J]. 钻井液与完井液，2006，23（2）：25-29.