(文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用,可编辑推荐下载） 低渗透高粘切保护油层水平井钻井液技术
摘要：针对长庆油田水平井钻井液体系存在的润滑性差、井眼净化能力不高，储层损害严重等问题，室内对低渗透高粘切保护油层钻井液的配方进行了优化实验，评价了该体系的各项性能指标。根据室内的优化配方在元城区块进行了现场试验，试验结果表明低渗透高粘切保护油层钻井液抑制性、润滑性、储层保护性好，携砂能力及净化井眼能力强，且具有使用化工药品种类较少，现场易操作的特点，因而具有广阔的应用前景。 关键词：低渗透 保护油层 粘土无固相 水平井 动塑比
由于水平井具有“少井高产”、油田勘探开发费用少、建井周期短、资金回收快、占地面积少和环境污染小等特点，水平井钻井技术成为当今石油勘探开发的重大技术之一。水平井钻井液技术是水平井钻井技术的重要组成部分，因此倍受人们的关注。长庆钻井工程总公司在长庆油田的庄12井区和元城区块钻探了几口水平井但所用钻井液存在切力和动塑比偏低、井眼净化不良、润滑性差、储层损害较严重且使用化工药品种类繁多不易于现场泥浆工作人员操作等问题。为此，有必要试验出一套润滑性好、携砂能力强、储层保护性好且易于现场操作的钻井液体系，以满足现场生产需要。
一、地层简况及钻井液技术难点
1.地层简况：
长庆油田元城区块油井油藏主要是三叠系延安组的细粒砂岩。油井水平井钻遇的地层有第四系黄土层；白垩系志丹统；侏罗系组，直罗组和延安组。 第四系黄土层胶结松散，欠压实，容易发生井漏。志丹统洛河组孔隙度大，渗透率高，而且存在垂直和水平裂缝，容易发生渗透性漏失和失返性恶性漏失。直罗组岩性为上部棕红，灰绿泥岩夹细砂岩，地层稳定性差，容易坍塌，钻井液的水力冲刷会加剧井壁的不稳定性，导致井径扩大。延安组上部以黑泥岩为主，夹粉砂岩和煤层，容易坍塌，下部地层稳定。
2.技术难点
(1)直罗组和延安组煤层的坍塌对中途电测的不利影响
直罗组泥岩含有大量伊利石和伊蒙混晶层，由于伊蒙混晶层缺钾而造成不均衡水化，使得地层稳定性差，容易坍塌。延安组上部以黑泥岩为主，夹粉砂岩和煤层，容易坍塌。无论是直罗组还是延安组煤层，井壁坍塌后形成“大肚子”井眼，非常不利于中途对比电测。
而且不规则井眼对后面的携带岩屑也会带来十分不利的影响。
(2) 摩阻控制
元城区块水平井中测到入窗井段井斜角一般从55°左右增加到84°左右，水平段的长度一般长200-300m，在大井斜角斜井段和水平段，钻具与井壁的接触面积大，滑动钻进的摩擦阻力也大，而且随着钻井液密度的上升，容易发生粘吸卡钻。因此，要求钻井液具有良好的润滑防卡能力。摩阻的控制能否达到要求是一口水平井能否安全顺利完钻的关键。
(3) 钻井液携砂能力和井眼清洁
由于斜井段和水平段比较长，几百米的钻具躺在下井壁，如果钻井液没有较强的携砂能力，那么很容易形成岩屑床，对钻具形成嵌埋。所以斜井段和水平段的钻井液必须有较强的携带岩屑能力，防止岩屑床的形成。
(4) 油层保护
由于长达几百米的水平段全部在油层中钻进，而后期钻井液密度容易上升到比较大的值。
打开油层到完井一般有几天的时间，因此油层浸泡的时间也比较长。所以水平段钻井液密度的控制和失水量的控制均要考虑到对油层的保护，密度和失水尽量控制在较小的值。完井液的配制也要做到低污染和低损害，从而最大可能地保护油层。
3.技术措施
二开用聚合物（PAM、K-PAM、CMP、BLC-1、BLA-MV）无固相钻到直罗层顶部，用抑制防塌性能与油基泥浆相同的聚硅酸盐稳定直罗层易垮塌段，加6-7%聚硅酸盐强化直罗上部100米段易垮塌泥页岩，为水平段使用低渗透高粘切保护油层水平井钻井液提供稳定井壁。中途电测完配制低渗透高粘切保护油层水平井钻井液，替换中测前的泥浆，实现低密度、低失水、具有良好悬浮携砂能力和润滑性，来满足入窗造斜段和水平段快速钻进需要。
二、现场应用
1. 聚硅酸盐的使用
(1)聚硅酸盐稳定井壁机理
硅酸盐在钻井液中可以形成不同尺寸的胶体和纳米级粒子，这些粒子通过吸附、扩散或在压差作用下进入井壁的微小裂缝或孔隙中。其硅酸根离子与岩石表面或地层水中的钙、镁离子发生反应，生成不溶沉淀物，覆盖在岩石表面起封堵作用。含有硅酸盐的钻井液滤液进人地层并与低pH值的地层水相遇后，滤液的pH值也相应降低，随之滤液会产生凝胶现象；当温度超过80℃时，硅酸盐的硅醇基与粘土矿物的铝醇基发生缩合反应，产生胶结物质，将粘土等矿物结合成牢固的整体。硅酸盐钻井液与页岩接触形成的沉淀物、硅胶和胶结性物质结合起来能有效封堵页岩小裂缝和孔隙，在井筒周围形成内泥饼，阻止滤液进一步侵入，改善泥页岩的“半透膜”，从而起到稳定井壁的作用。
(2) 聚硅酸盐在现场的应用
在40622队承钻的元东平2井，对聚硅酸盐的配方进行了小型使用效果的试验，实验的主要目的是在现场使用聚硅酸盐前对其性能有一个初步的了解，便于使用时及时对井上泥浆的配方进行调整。
聚硅酸盐（HP-1）井壁稳定剂基本试验数据表1
性能 | 纯聚硅酸盐 | 7%纯聚硅 酸盐 +清水 | 原浆 | 7%纯聚硅酸盐 +原浆 广州木偶艺术中心 |
密度(g/cm3) | 1.47 | 1.04 | 1.01 | 1.07 |
漏斗粘度(S) | 215 | 32 | 35 | 40 | eds
PH值 | 14法国国庆日 | 14 | 8 | 14 |
失水 （ml） | | | 10.5 | 5.5 |
Φ600 | 超出测量范围 | 2 | 17.5 | 21.5 |
Φ300 | 212 | 1 | 10 | 12 |
Φ200 | | | 7 | 8.5 |
Φ100 | | | 4 | 4.5 |
Φ6 | | | 0 | 0 |
Φ3 | | | 0 | 0 |
PV（mPa.s） | | | 7.5 | 9.5 |
τ | | | 1.25 | 1.25 |
| | | | |
根据以上试验数据可以看出，聚硅酸盐（HP-1）的密度和碱性较高。7%的聚硅酸盐分别和清水、原浆搅拌混合后，PH值都达到了14。在现场的原浆中加入聚硅酸盐后和原浆相比失水减小，塑性粘度增大，但动切力没有变化，故而动塑比减小。根据这一实验结果，现场处理泥浆时应注意聚硅酸盐的碱性高对地层稳定性的影响，适当的增大聚合物的含量，消除加入聚硅酸盐后动塑比，携砂性能降低的影响。
二开后使用清水聚合物钻进：配方为CMP 0.1-0.3% +K-PAM 0.1-0.3% +BLA-MV 0.1%+BLC-1 0.5% 确保性能密度≤1.03，粘度30-32秒，满足快速钻进的需要。钻至直罗组前100米开始转化为聚硅酸盐体系，现场使用聚硅酸盐的配方为：聚硅酸盐6-7% +CMP 0.3-0.4%+K-PAM 0.3-0.4%+BLA-MV 0.2-0.3%+BLC-1 0.5-0.6%
聚硅酸盐（HP-1）井壁稳定剂基本试验情况说明 表2
井号 | 产品使用量 | 直罗泥浆性能 | 直罗稳定情况 | 女乳中测情况 | 备注 |
密度金山网镖6（g/cm3） | 粘度（S） | PH |
元东平 2井 | 10吨菩提树下的爱情 | 1.05 | 35- 39 | 10 | 加入聚硅酸盐后，前期井壁较稳定，使用一天后，出现掉块。1320米出现较多掉块。 | 中测前转化为白土浆，电测一次成功 | |
元中平 2井 | 13吨 | 1.04- 1.05 | 33- 34 | 10 | 本井使用基本情况与上口井相同，1050米将聚硅酸盐全部加入，加量9-10% 本井掉块比元东平2井要少 | 中测前转化为低渗透高粘切保护油层快速钻井液体系，1584米延安组电测遇阻 | 煤层坍塌造成通井 |
| | | | | | | |
井径图一元城区块一般定向井直罗段井径
井径图二元城区块试验聚硅酸盐第一口水平井直罗段井径（40622队）
井径图三元城区块试验聚硅酸盐第二口水平井直罗段井径（40658队）
对比元城区块一般定向井（图一）直罗段井径和试验聚硅酸盐的水平井直罗段井径，发现试验的第一口（图二）井径与一般定向井的直罗井径并没有太大的差别，试验的第二口井把聚硅酸盐的加量由6-7%增大到9-10%后直罗段平均井径比试验的第一口井直罗段平均井径略有减小，直罗段的稳定情况比试验的第一口井和常规定向井要好。
根据现场的使用发现：1、试验硅酸盐的两口井在加入聚硅酸盐的后期都出现了较多大的掉块。在防塌稳固地层方面，没有显现聚硅酸盐的优点。2、聚硅酸盐对稳定直罗地层有一定的效果，但在聚硅酸盐的含量变小后，井壁稳定性较差，容易坍塌。
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