低压低渗透气田?139.7mm套管开窗侧钻水平井钻井液技术

侯博 李录科 张珩林 刘振 孙志强

关键词：苏里格气田；低压低渗透气田；侧钻；水平井；钻井液；?139.7 mm 套管

0 引言

苏里格气田属于低压低渗透气田，单井采气年衰减率较高，随着近几年规模化开采，部分常规井已失去开采价值，实施?139.7 mm 小井眼套管开窗侧钻水平井可以钻遇新油气储层，使老井恢复采气能力［1］。苏里格气田水平井钻遇地层从上至下依次为第四系，白垩系洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组，三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组和二叠系石千峰组、石盒子组，侧钻井选择在套管环空水泥胶结质量好的石千峰组（井深2 600～2 900m） 开窗［2］，钻至石盒子组盒8 亚2 段含气砂岩入窗，施工800～1 000 m 后完钻，完钻井深4 200～4 500m。钻井面临窄环空间隙压耗控制、井眼净化、井壁稳定、井漏、润滑性等一系列问题，给钻井提出了严格要求［ 3］。2017?2018 年在苏36-20-XCH 井、苏36-13-XCH 井进行了小井眼侧钻水平井先导试验，采用钾聚磺钻井液体系施工，当钻遇石千峰组和石盒子组上部易造浆泥岩地层时，钻井液抑制性不足，固相含量升高导致钻井液黏切不易控制，黏卡现象时有发生，且封堵能力不足，2 口水平井在入窗时出现泥岩垮塌。苏36-20-XCH 井石千峰组滑动钻进时黏托现象严重，起钻扶正器和钻头泥包5 井次，且伴随着3～4 m3/h 井漏，停泵后又出现返吐现象，施工至井斜70°时石盒子组灰黑色泥岩出现坍塌，反复划眼处理无效，最终被迫填井侧钻，钻井周期长达100 d 以上。苏36-13-XCH 井施工至井深3 589 m 井斜87°时井壁坍塌，划眼8.5 d，划通后水平段施工至781 m 又出现黏吸卡钻，采用震击、浸泡解卡液等措施处理无效后被迫从井斜60°爆炸松扣，重新填井侧钻，钻井周期71 d。

从试验井施工情况可推断，原钾聚磺钻井液体系无法满足开窗侧钻水平井井下安全施工要求，出现钻头泥包、滑动效率低、井壁垮塌反复划眼等问题，随着气田开窗侧钻水平井规模开发力度逐年增大，急需研究出一套满足井下安全及快速钻进的钻井液配方与工艺技术。笔者在前期室内实验基础上，系统筛选钻井液处理剂，研发了适用于苏里格气田?139.7 mm 套管开窗侧钻水平井钻井液体系CQSP-4，在18 口井进行了成功应用，为同类井安全高效优质钻进提供了借鉴。

1 技术难点

（1） 石千峰组、石盒子组上部为棕红色及棕褐色泥岩，可塑性好，钻进过程中易水化分散混入钻井液中，导致有害固相含量升高，发生钻头泥包现象，要求钻井液具有较强的抑制性，能有效抑制岩屑分散［4］。

（2） 开窗后裸眼段为?118 mm 井眼，采用?88.9mm 非标钻杆，其接箍处尺寸105 mm，平均环空间隙仅为6.5 mm，环空间隙窄，循环压耗大，导致钻井液循环当量密度（ECD） 高［5］，易引发漏失。

（3） 斜井段和水平段处于同一裸眼段， 段长1 600～1 800 m，要求钻井液必须具有良好的润滑性，以便减小钻具与井壁之间的摩擦，一旦黏卡，无有效处理方法，将面临井眼报废的风险。

（4） 侧钻水平井水平段长800～1 000 m，水平段岩屑受重力与钻井液携砂性能影响，水平段越长越容易堆积形成岩屑床，岩屑床厚度还与钻井液流变性、钻井泵功率、水平段长度等密切相关，其他条件受限情况下，钻井液必须具有良好的携岩能力［6］，才能有效防止岩屑床的生成。

（5） 由于水平段储层不连续，易钻遇石盒子组底部盒8 亚2 段灰黑色泥岩［7］，它主要以伊利石及伊蒙混层为主，吸水后可塑性差，易差异水化产生剥落，且液相侵入泥岩微孔隙中，易引发井壁坍塌［8］，要求鉆井液应具有良好的封堵性以尽可能减少滤液的侵入。

2 钻井液体系及性能评价

2.1 主要处理剂的选择

2.1.1 封堵剂

钻井液封堵剂有利于形成致密光滑滤饼，通过刚性粒子架桥和可变形粒子的复配，填充泥页岩孔喉和裂缝［9］，减少钻井液滤液对地层侵入，避免井壁坍塌。实验室通过柔性粒子（无荧光白沥青） 与刚性粒子超细钙ZDS（2 500 目） 复配了钻井液封堵剂，并对其加量进行了单因素优化，结果见图1、表1。表1 中，中压失水测试条件0.69 MPa、20 ℃，高温高压失水测试条件4.2 MPa、100 ℃，回压0.7 MPa，基浆配方：清水+0.1%烧碱+0.1%PAC-HV+5% 白土。由图1、表1 可以看出，基浆中超细钙ZDS、白沥青封堵剂加量增至3% 后降滤失效果均趋于稳定，基浆+3% ZDS+3%白沥青滤失量最小，说明该配方封堵效果最好。

2.1.2 降滤失剂

钻井过程中滤液侵入地层会引发泥页岩水化膨胀，需要加入降滤失剂降低钻井液滤失量［10］。选取PAC-LV、CMC-LV、NAT20、GD-K 等钻井液降滤失剂，以“清水+0.1%PAC-HV+1%ZDS”为基浆，然后加入上述处理剂，100 ℃ 下热滚24 h，对比不同加量下钻井液中压失水。由表2 可以看出，降滤失剂NAT20 加量为0.8%～1.0% 时效果最好，鉴于此，优选NAT20 作为降滤失剂。

2.1.3 抑制剂

通过滚动分散实验评价钻井液抑制性［11］，选取一定质量6～10 目石千峰组岩屑，在100℃ 钻井液中滚动12 h 后，测定通过40 目标准筛后的剩余钻屑质量，计算钻屑滚动回收率，将第1 次滚动后的钻屑按照以上步骤进行第2 次滚动回收实验，计算2 次滚动回收率。由表3 可以看出， 8%KCl+2%XCS-3 复配岩屑滚动回收率强于单一KCl 和聚合物复配，主要原因在于抑制剂XCS-3 属于醇类，和KCl 复配后能够协同增效，增强钻井液抑制性，因此优选KCl+XCS-3 作为钻井液抑制剂。

2.1.4 润滑剂

润滑剂主要用来降低钻井液流动阻力和滤饼摩擦因数，防止钻具黏卡并提高滑动效率［12］。小井眼开窗侧钻水平井环空间隙仅有6.5 mm，钻井液中固相含量应尽可能低，因此选取脂肪酸酯RY-838、改性植物油LUBE、金属减阻剂GXJM-1、清洁润滑剂YKZJ-1、改性脂肪酸酯RH220等液体润滑剂，使用滑块式滤饼黏附系数测量仪测定钻井液黏附系数，结果见表4，可以看出，钻井液中加入 3%RH220 能显著降低滤饼黏附系数，可解决小井眼长裸眼段滑动摩擦阻力大造成的托压问题。

2.2 钻井液性能评价

综上，得到了强抑制强封堵CQSP-4 钻井液体系配方：清水+0.1% 烧碱+5% 膨润土+2%～3% 白沥青+0.8%～0.1% NAT20+3% ZDS+7%～8%KCl+2%XCS-3+3%RH220+适量重晶石粉。对CQSP-4 体系进行了室内评价，实验温度100 ℃，结果见表5。

2.2.1 抑制性能

选取一定质量6～10 目石千峰组岩屑，放入100 ℃钻井液中滚动12 h，通过40 目标准筛后，测定剩余钻屑质量，计算钻屑滚动回收率，评价CQSP-4 钻井液抑制性能，实验表明，清水滚动回收率为28.3%，10% 盐水钻井液滚动回收率为72.5%，钾聚磺钻井液滚动回收率为68.75%，CQSP-4 钻井液体系抑制性极强，滚动回收率达到了95.63%，能抑制造浆地层黏土颗粒分散与膨胀。

2.2.2 热稳定性

苏东35-XCH 井现场用CQSP-4 钻井液热滚实验结果见表6，可以看出，热滚前后钻井液流变性无明显变化，滤失量微增，性能稳定。

2.2.3 抗岩屑污染实验

钻井过程中不可避免地会遇到地层钻屑对钻井液的污染，特别是在造浆严重地层，地层钻屑过多混入会导致钻井液黏切升高，滤失量增大［13］。测试了钻井液中加入不同质量分数钻屑后在100 ℃热滚16 h 后钻井液性能，中压失水测试条件为0.69MPa、20 ℃，高温高压失水测试条件为4.2 MPa、100℃，回压为0.7 MPa。从表7 可以看出，岩屑质量分数大于14%以后，YP、FLAPI、FLHTHP 有明显升高，说明优化后钻井液体系具有较强的抗污染性，抗岩屑污染能力高达14%。

3 钻井液工艺优化

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，?139.7 mm 套管开窗侧钻水平井目的层为石盒子组，井底温度90～100 ℃，裸眼段长1 600～1 800m，开窗侧钻水平井安全施工不仅需要优异的钻井液性能，还需要配套的钻井液精细化处理技术。

3.1 开窗侧钻技术

使用钻杆和刮管器通井期间，用清水替出井筒内废液并收集，侧钻时用钻井液替出井筒内清水。利用开窗前的准备时间，用清水配制钻井液，钻井液配方为： 100 m3 清水+0.8%NAT-20+2% 白沥青+8%KCl+3%ZDS+0.25%XCD ，在配制好的钻井液中补充20 m3 水化膨润土浆，充分循环钻井液后进行开窗作业。

3.2 裸眼段钻进技术

采用抑制性较强的KCl 和XCS-3 复配，钻井液抑制性明显增强，钻进过程中返出岩屑棱角分明，钻头切削痕迹明显［14］，有效解决了石千峰、石盒子组上部泥岩易水化分散的难点，同时配合使用NAT20，将滤失量降至3 mL 以内，调整适当的黏度和切力，稳定井壁。

井斜45°后泥岩坍塌严重，易造成卡钻，提前将钻井液密度调至1.25 g/cm3，在原配方基础上向钻井液中再次加入2%～3% 乳化沥青粉强化固壁，形成有效的封堵层，防止地层坍塌，保证了井壁稳定和井下安全。

3.3 钻井液固相控制技术

（1） 保持钻井液中低固相含量，能提高滤饼质量和改善黏滞性［15］。钻井过程中聚合物含量保持在0.5% 以上，使钻井液具有较好的抑制性和润滑性，保证钻屑在返至地面过程中不分散而被及时清除。

（2） 坚持使用四级净化设备。振动筛采用180～220 目细筛布，并定期使用大排量除砂除泥一体机、离心机，及时清除钻井液中有害固相。

3.4 防漏技术

（1） 在井下正常情况下保持较低的钻井液密度，不随意提高钻井液密度。

（2） 泥浆泵排量设定为6.5～7.2 L/s，环空返速为1.2～1.3 m/s。

（3） 发生漏失，优先通过降低排量的方式降低环空压耗，循环观察漏失量［16］，若效果不明显，再采用随钻堵漏的方法，使用细目颗粒状与纤维类堵漏剂复配，加入2%～3% 聚合物承压堵漏剂DLJ-1、非渗透处理剂DF-NIN 等以提高地层承压能力［17］。

（4） 控制单根钻时40～60 min，防止环空钻屑浓度过高，导致钻井液循环当量密度升高，诱发漏失。

（5） 进入裸眼段下钻每300 m 分段循环一次，钻井液性能均匀后再下钻。

3.5 降摩减阻技术

由于?88.9 mm 钻杆、钻具与井壁接触面积大、裸眼井段长导致黏附卡钻风险增大［18］，现场施工必须加强轨迹控制，确保轨迹平滑，同时密切监控摩阻、扭矩变化， 始终保持润滑剂RH-220 含量在3% 以上，裸眼段上提下放摩阻控制在180 kN 以内。

3.6 井眼清洁技术

（1） 坚持短程起下钻清砂。每钻进200 m 短程起下钻一次，每钻进一个单根划眼1 ～ 2 次，破坏钻屑在井内形成的岩屑床，并采用变排量循环，确保井眼清洁。

（2） 注重钻井液动切力和?6 读数［19］。钻进过程中通过加入黄原胶XCD 将钻井液动切力由4～5Pa 提高至8～10 Pa，保持?6 读数不小于5，提高鉆井液携砂能力。

（3） 雷特纤维洗井技术［20］。起钻及完井通井时现场配制雷特纤维清扫浆20 m3，原浆按照体积比例加入1.4‰雷特纤维28 kg，充分搅拌2 h，以7.2L/s 排量清洁井眼，携带出井内大量细砂，清洁效果良好。

4 应用实例与效果分析

苏东16-XCH 井设计井深4 010 m，水平段长800 m。在双石层钻进过程中钻井液基浆中加入8%KCl+2%XCS-3，岩屑成形，未出现糊筛布现象；加入RH220 并配合使用四级固控设备，钻井液滤饼光滑致密，滑动未出现黏托现象，机械钻速明显提高；在水平段钻进过程中，每班补充1～2 袋黄原胶，优化钻井液动切力和?6 读数，并通过定期短程起下钻，以及雷特纤维清扫技术，有效解决了水平段岩屑床堆积、起下钻遇阻难题；斜井段及水平段钻进过程中，因承压能力较低一直存在渗漏现象，随着排量优化与随钻封堵剂的添加，地层承压能力逐渐提高，漏失量从开窗时1～1.5 m3/h 降至完井时的0.5 m3/h；水平段3 725～3 783 m 泥岩钻进过程中未出现井壁垮塌现象， 钻进、起下钻、通井和下套管过程正常，开窗侧钻水平井周期14.83 d。

2017?2018 年在苏36-20-XCH 井等2 口井使用了钾聚磺钻井液体系，在施工中出现斜井段泥岩垮塌、水平段黏吸卡钻、井漏等井下复杂，后续使用CQSP-4 钻井液体系，侧钻水平井井壁稳定，由表8可以看出，在应用CQSP-4 钻井液体系后未出现黏吸卡钻、井壁垮塌划眼、大型井漏现象，井下复杂得到了控制，施工效率大幅度提高。2021?2022 年在苏里格共施工18 口开窗侧钻水平井，钻井液性能稳定，流变性好，摩阻小，钻井周期较2017?2018 年降低了69.58%，机械钻速提升了102.82%。

5 结论

（1） 强抑制强封堵CQSP-4 钻井液体系具有抑制性高、润滑性优良、防塌能力强等特点，解决了施工过程中摩阻大、泥岩垮塌等问题，满足了苏里格地区?139.7 mm 套管开窗侧钻水平井钻井液工艺要求。

（2） ?139.7 mm 套管开窗侧钻水平井施工过程中，部分井存在漏塌矛盾的问题，密度高易井漏、密度过低则钻井液柱压力不能有效稳定泥岩，建议后期施工过程中继续摸索钻井液密度与地层漏失压力的平衡點。