南海西江油田古近系泥頁巖地層防塌鉆井液技術

張偉國 狄明利 盧運虎 張健 杜宣

引用本文:

南海西江油田古近系泥頁巖地層防塌鉆井液技術

    作者簡介: 張偉國(1979—),男,山東煙臺人,2002年畢業于石油大學(華東)石油工程專業,高級工程師,主要從事海上鉆井完井技術研究及相關管理工作。E-mail:[email protected]
    通訊作者: 盧運虎, [email protected]
  • 基金項目:

    國家自然科學基金面上項目“高溫高應力鹽膏層彎曲井筒圍巖失穩機理與控制理論研究”(編號:51774305)、石油化工聯合基金(A類)重點支持項目“超深井井筒安全構建工程基礎理論與方法”(編號:U1762215)資助

  • 中圖分類號: TE254+.3

Anti-Sloughing Drilling Fluid Technology for the Paleogene Shale Stratum of the Xijiang Oilfield in the South China Sea

    Corresponding author: LU Yunhu, [email protected] ;
  • CLC number: TE254+.3

  • 摘要: 為了解決南海西江油田古近系泥頁巖地層鉆井過程中出現的井下掉塊和阻卡等問題,進行了防塌鉆井液技術研究。通過地層礦物組分、理化特性和力學參數分析,明確了古近系泥頁巖地層井眼失穩機理;建立了維持井壁穩定的鉆井液密度與巖石黏聚力關系圖版,確定了保持井壁穩定的最低巖石黏聚力;為提高泥頁巖經鉆井液浸泡后的強度,優選了抑制劑和封堵劑并確定了其加量,得到了新防塌鉆井液配方。研究發現,鉆井液濾液進入地層引起泥頁巖強度降低,是該油田古近系泥頁巖地層井眼失穩的主要原因;在KCl–聚合物鉆井液中加入2.0%聚銨鹽、0.5%納米二氧化硅和3.0%碳酸鈣配成的新防塌鉆井液,泥頁巖巖樣在其中浸泡10 d后黏聚力可達8.8 MPa,滿足預計工期內巖石內聚力大于8.7 MPa的要求。研究認為,新防塌鉆井液具有較好的抑制性、封堵性和良好的防塌效果,能有效減小井徑擴大率,從而解決南海西江油田古近系泥頁巖地層鉆井中出現的井眼失穩問題。
  • 圖 1  南海西江油田古近系泥頁巖巖樣掃描電鏡圖

    Figure 1.  Scanning electron micrograph of rock sample of Paleogene shale in the Xijiang Oilfield of the South China Sea

    圖 2  線性膨脹率與滾動回收率試驗結果

    Figure 2.  The test results of linear expansion and rolling recovery

    圖 3  坍塌壓力當量密度與巖石黏聚力關系圖版

    Figure 3.  Relationship between collapse pressure equivalent density and rock cohesion

    圖 4  巖樣在鉆井液中浸泡后抗壓強度與黏聚力的變化

    Figure 4.  The change of compressive strength and cohesion of rock samples after immersion in drilling fluid

    圖 5  不同聚銨鹽加量下鉆井液的濾失量和表觀黏度

    Figure 5.  Filtration and apparent viscosity of drilling fluid under different polyammonium dosages

    圖 6  鉆井液粒度分布測試結果

    Figure 6.  Test results of drilling fluid particle size distribution

    圖 7  鉆井液濾失性能與復配超細碳酸鈣加量的關系曲線

    Figure 7.  Relationship between filtration performance of drilling fluid and addition of composite superfine CaCO3

    圖 8  鉆井液濾失性能與納米二氧化硅加量的關系曲線

    Figure 8.  Relationship between the filtration performance of drilling fluid and the addition of nano SiO2

    圖 9  線性膨脹率試驗結果

    Figure 9.  Results of a linear expansion rate test

    圖 10  滾動回收率試驗結果

    Figure 10.  Results of a rolling recovery test

    圖 11  巖石黏聚力與內摩擦角試驗結果

    Figure 11.  Experimental results of rock cohesion and internal friction angle

    圖 12  承壓能力試驗結果

    Figure 12.  Results of pressure-bearing capacity test

    圖 13  新防塌鉆井液和現用鉆井液條件下的井徑擴大率

    Figure 13.  Comparison of the hole enlargement rates between new anti-sloughing drilling fluid and KCl-polymer drilling fluid

    表 1  南海西江油田古近系泥頁巖礦物種類與含量

    Table 1.  Mineral types and contents of Paleogene shale in the Xijiang Oilfield of the South China Sea

    樣品編號礦物含量,%黏土成分含量,%
    石英鉀長石斜長石方解石白云石黏土伊利石高嶺石綠泥石伊/蒙混層
    146.93.95.13.33.437.4251914 42
    247.84.44.23.83.935.91717462
    351.812.9 4.56.92.921.01517563
    443.55.84.76.63.236.21118370
    548.77.35.84.83.130.323 910 58
    646.05.63.06.57.231.71915660
    下載: 導出CSV

    表 2  新防塌鉆井液與KCl–聚合物鉆井液常規性能對比情況

    Table 2.  Comparison of the conventional performances between new anti-sloughing drilling fluid and KCl-polymer drilling fluid

    鉆井液密度/(kg·L–1表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/PaAPI濾失量/mL高溫高壓濾失量/mL老化情況
    KCl–聚合物鉆井液1.1614.2510.43.98.0老化前
    1.1626.2518.77.73.919.0 老化后
    1.2517.5012.04.38.0老化前
    1.2530.9022.38.84.318.5老化后
    新防塌鉆井液1.1626.5018.58.03.6老化前
    1.1654.5039.015.8 3.012.5老化后
    1.2530.5021.09.73.4老化前
    1.2558.0041.017.4 2.811.5老化后
     注:高溫高壓濾失量測試條件為溫度130 ℃、壓差3.5 MPa;老化條件為130 ℃下滾動16 h。
    下載: 導出CSV
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  • 加載中
圖(13)表(2)
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出版歷程
  • 收稿日期:  2019-01-23
  • 錄用日期:  2019-09-30
  • 網絡出版日期:  2019-10-21
  • 刊出日期:  2019-11-01

南海西江油田古近系泥頁巖地層防塌鉆井液技術

    通訊作者: 盧運虎, [email protected]
    作者簡介: 張偉國(1979—),男,山東煙臺人,2002年畢業于石油大學(華東)石油工程專業,高級工程師,主要從事海上鉆井完井技術研究及相關管理工作。E-mail:[email protected]
  • 1. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東深圳 518067
  • 2. 中海油田服務股份有限公司,河北三河 065201
  • 3. 油氣資源與探測國家重點實驗室(中國石油大學(北京)),北京 102249
  • 4. 中國石油大學(北京)石油工程學院,北京 102249
基金項目:  國家自然科學基金面上項目“高溫高應力鹽膏層彎曲井筒圍巖失穩機理與控制理論研究”(編號:51774305)、石油化工聯合基金(A類)重點支持項目“超深井井筒安全構建工程基礎理論與方法”(編號:U1762215)資助

摘要: 為了解決南海西江油田古近系泥頁巖地層鉆井過程中出現的井下掉塊和阻卡等問題,進行了防塌鉆井液技術研究。通過地層礦物組分、理化特性和力學參數分析,明確了古近系泥頁巖地層井眼失穩機理;建立了維持井壁穩定的鉆井液密度與巖石黏聚力關系圖版,確定了保持井壁穩定的最低巖石黏聚力;為提高泥頁巖經鉆井液浸泡后的強度,優選了抑制劑和封堵劑并確定了其加量,得到了新防塌鉆井液配方。研究發現,鉆井液濾液進入地層引起泥頁巖強度降低,是該油田古近系泥頁巖地層井眼失穩的主要原因;在KCl–聚合物鉆井液中加入2.0%聚銨鹽、0.5%納米二氧化硅和3.0%碳酸鈣配成的新防塌鉆井液,泥頁巖巖樣在其中浸泡10 d后黏聚力可達8.8 MPa,滿足預計工期內巖石內聚力大于8.7 MPa的要求。研究認為,新防塌鉆井液具有較好的抑制性、封堵性和良好的防塌效果,能有效減小井徑擴大率,從而解決南海西江油田古近系泥頁巖地層鉆井中出現的井眼失穩問題。

English Abstract

  • 西江油田位于我國南海珠江口盆地[1],地質構造復雜[2-3],油井鉆井過程中,古近系泥頁巖地層易發生掉塊、阻卡和井徑擴大嚴重等井下故障,已成為制約該油田安全鉆井的關鍵技術難題之一。現用防塌鉆井液(KCl–聚合物鉆井液)濾失量較大,濾液大量進入地層后易造成井眼失穩。因此,需要從提高鉆井液抑制性和封堵性入手,開展防塌鉆井液技術研究。

    針對泥頁巖地層井眼失穩問題,國內外學者在井眼穩定性機理、鉆井液性能優化和現場實例處理等方面開展了大量的工作[4-12]。其中,在防塌鉆井液方面,目前常見的方法是采用新型處理劑提高鉆井液的封堵性和抑制性,阻止近井筒孔隙壓力局部升高與泥頁巖地層水化膨脹[13-17],如:張建斌等人[18]針對碳質泥巖段井眼失穩難題,綜合采用納米乳液、軟硬結合的封堵技術,形成了強封堵、強抑制的高性能鉆井液配方;邱正松等人[19]研發了新型鋁基防塌鉆井液,確定了防塌作用機理及適用地層;張金龍[20]通過室內評價試驗優選出強封堵劑和強抑制劑,現場應用表明有助于解決勝利油田淺海深部地層鉆井過程中井眼失穩的技術難題。

    KCl–聚合物鉆井液設計多從提高鉆井液性能入手,對地層的物性特征和力學性質考慮不足,并且不同區塊地層的物性參數差別很大,因此需要結合目標區域的具體特征來設計鉆井液體系。為此,筆者基于巖石力學理論和巖石物性特征分析井眼失穩機理,基于物理、化學理論改善鉆井液性能,將力學與化學結合設計了新防塌鉆井液體系,并結合實例,對該鉆井液的抑制性和承壓能力進行了綜合評價。

    • 選取南海西江油田古近系泥頁巖巖樣,利用MiniFlex II型臺式X射線衍射儀,按照石油天然氣行業標準《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法》(SY/T 5163—2010)進行礦物組分分析試驗,結果見表1

      樣品編號礦物含量,%黏土成分含量,%
      石英鉀長石斜長石方解石白云石黏土伊利石高嶺石綠泥石伊/蒙混層
      146.93.95.13.33.437.4251914 42
      247.84.44.23.83.935.91717462
      351.812.9 4.56.92.921.01517563
      443.55.84.76.63.236.21118370
      548.77.35.84.83.130.323 910 58
      646.05.63.06.57.231.71915660

      表 1  南海西江油田古近系泥頁巖礦物種類與含量

      Table 1.  Mineral types and contents of Paleogene shale in the Xijiang Oilfield of the South China Sea

      表1可知,南海西江油田古近系泥頁巖黏土礦物含量較高,為21.0%~37.4%,并且黏土礦物中強膨脹性的伊/蒙混層和高嶺石的平均含量分別達到59%和16%,因此該泥頁巖易水化膨脹。

    • 對取自南海西江油田XJ24–6–1井古近系泥頁巖地層的巖樣(取心深度為4 405.00~4 570.00 m),用Quanta 200F型場發射環境掃描電鏡觀察其微觀結構,結果見圖1(a)圖1(d);與此同時,將部分巖樣置于蒸餾水中浸泡7 d并取出烘干后,用該掃描電鏡觀察了巖樣浸泡前后的特征部位,結果分別見圖1(e)圖1(f)

      圖  1  南海西江油田古近系泥頁巖巖樣掃描電鏡圖

      Figure 1.  Scanning electron micrograph of rock sample of Paleogene shale in the Xijiang Oilfield of the South China Sea

      圖1(a)圖1(b)分別顯示出泥頁巖中夾雜有塊狀方解石和石英等顆粒;圖1(c)圖1(d)表明巖樣中含有縫寬100~500 nm、縫長5.0~30.0 μm的原生微裂縫,以及直徑0.5~2.0 μm的原生孔洞,此外在100 μm2的面積上含有2~3條天然裂縫以及多達10余處易辨認的孔洞。由此可知,巖樣中存在很多納米級、微米級的微裂隙和孔洞。

      圖1(e)圖1(f)可以看出,在蒸餾水中浸泡后,巖樣表面的孔洞面積增大,裂縫寬度也明顯增大(從27.4 nm增大到183.2 nm);巖樣表面出現了新裂縫和孔洞,裂縫寬度在26.5~377.8 nm,巖樣中有明顯的黏土析出并沉積在巖樣表面。由此可知,泥頁巖經水浸泡后,巖樣中的黏土礦物被溶解,這不僅會造成原有裂縫和孔洞尺寸明顯增大,還會有新裂縫和孔洞出現。

      微裂縫和孔洞為鉆井液濾液侵入提供了通道,并且該層段泥頁巖膨脹性礦物含量較高,鉆井液濾液進入巖石內部后會造成黏土分散,裂縫和孔洞的體積增大、數量增多,進而造成巖石微觀結構發生很大的改變,并最終導致井眼失穩。

    • 南海西江油田古近系泥頁巖在清水和KCl–聚合物鉆井液中的膨脹率和滾動回收率測試結果如圖2所示。KCl–聚合物鉆井液配方為0.167% NaOH+0.167% Na2CO3+1.670% PF–SPNH+5.000%PF–LSF+5.000% PF–LPF+5.000% KCl+11.433% NaCl+0.250% PF–PLH+0.125% PF–XC+3.000%膨潤土。由圖2可知,泥頁巖在清水中的線性膨脹率為22.4%,在KCl–聚合物鉆井液中的膨脹率為10.7%,水化膨脹風險高;泥頁巖在清水和KCl–聚合物鉆井液中的平均滾動回收率分別為24.0%和50.6%,水化分散嚴重。可見,KCl–聚合物鉆井液抑制泥頁巖膨脹和分散的效果不理想。

      圖  2  線性膨脹率與滾動回收率試驗結果

      Figure 2.  The test results of linear expansion and rolling recovery

    • 以南海西江油田XJ24–6–1井為例,該井從鉆開地層到完井的時間約為10 d,因此只要保證該時間段內井壁的穩定性,就能保證鉆井正常進行。為了獲得井壁垮塌程度與坍塌壓力當量密度、巖石黏聚力的關系,通過力學–化學耦合井壁穩定模型確立了坍塌壓力當量密度與巖石黏聚力關系圖版,如圖3所示。圖3中,3條曲線表示的井徑擴大率分別為20%、15%和10%;現場施工中,鉆開某一井段時的鉆井液密度往往是固定的,因此所能允許的井徑擴大率越大,需要的井壁巖石黏聚力越小。

      圖  3  坍塌壓力當量密度與巖石黏聚力關系圖版

      Figure 3.  Relationship between collapse pressure equivalent density and rock cohesion

      圖3可知,當坍塌壓力當量密度為1.25 kg/L時,為使井徑擴大率小于20%、15%和10%,所需要的黏聚力分別應為7.4,8.7和10.0 MPa,現場要求的井徑擴大率小于15%,所以只要保持黏聚力大于8.7 MPa即可。

    • 利用高溫高壓巖石力學試驗機和南海西江油田古近系泥頁巖巖樣,進行了KCl–聚合物鉆井液與巖石耦合力學評價試驗,得到了巖樣在鉆井液中浸泡前后的抗壓強度與黏聚力變化情況,如圖4所示。

      圖  4  巖樣在鉆井液中浸泡后抗壓強度與黏聚力的變化

      Figure 4.  The change of compressive strength and cohesion of rock samples after immersion in drilling fluid

      圖4可知,巖石抗壓強度隨著鉆井液浸泡時間增長而降低,但降低幅度越來越小,逐漸趨于穩定;浸泡7 d后,巖石黏聚力變為6.4 MPa,相比原始巖樣黏聚力降低約54.3%,不能滿足維持井壁穩定所需要的巖石黏聚力。

      通過以上試驗可知,南海西江油田古近系泥頁巖地層微裂縫和孔洞廣泛發育,井眼失穩可歸結為微裂隙發育和高含量黏土礦物的水化作用。微裂隙不但會降低巖石的強度,且提供了鉆井液侵入地層的通道;水化作用產生的水化應力會改變井周圍巖應力分布,導致裂縫擴展,加劇弱化巖石力學強度,進而導致井眼失穩。此外,在KCl–聚合物鉆井液作用下,泥頁巖水化膨脹嚴重,巖屑滾動回收率很低且易分散,巖樣的力學強度降低幅度大,不能滿足維持井壁穩定所需要的巖石黏聚力,井壁存在很大的坍塌風險,必須對目前常用的KCl–聚合物鉆井液體系進行優化。

    • 針對現用防塌鉆井液(KCl–聚合物鉆井液)的不足,在原有配方的基礎上,通過優選、加入抑制劑提高鉆井液的抑制性,解決黏土礦物水化膨脹分散問題;通過優選、加入封堵劑,封堵裂縫和孔洞,減小鉆井液的侵入量,并在其基礎上,形成新防塌鉆井液配方。

    • 通過綜合比對,選擇在原KCl–聚合物鉆井液配方的基礎上加入聚銨鹽來提高鉆井液的抑制性能。隨著聚銨鹽加量的增大,鉆井液的濾失量和表觀黏度的變化曲線如圖5所示。

      圖  5  不同聚銨鹽加量下鉆井液的濾失量和表觀黏度

      Figure 5.  Filtration and apparent viscosity of drilling fluid under different polyammonium dosages

      圖5可知,隨著聚銨鹽加量增大,鉆井液的抑制性能增強,API濾失量和高溫高壓濾失量均有所降低,但其表觀黏度升高。當聚銨鹽加量達到一定程度后,鉆井液抑制性能的提高程度減小。綜合考慮性能和現場施工成本,聚銨鹽加量確定為2.0%。

    • KCl–聚合物鉆井液加入聚銨鹽后的其抑制性能有所提高,但高溫高壓濾失量依然較高(>14 mL)。為了滿足保持井壁穩定的要求,還需要加入適當的封堵劑來提高鉆井液的封堵性能,以減少侵入地層的鉆井液濾液,從而有利于抑制黏土礦物的水化膨脹分散。

    • 測試了KCl–聚合物鉆井液加重前后的粒度分布,結果如圖6所示。

      圖  6  鉆井液粒度分布測試結果

      Figure 6.  Test results of drilling fluid particle size distribution

      圖6可知,KCl–聚合物鉆井液加重前后粒度均主要分布在10~100 μm。根據D90封堵理論,以該粒度分布測試結果作為設計復配不同粒度超細碳酸鈣比例的依據,可得到最優封堵的基礎數據。

      在KCl–聚合物鉆井液中加入復配超細碳酸鈣,測試其濾失性能隨復配超細碳酸鈣加量增大的變化情況,結果如圖7所示。

      圖  7  鉆井液濾失性能與復配超細碳酸鈣加量的關系曲線

      Figure 7.  Relationship between filtration performance of drilling fluid and addition of composite superfine CaCO3

      圖7可以看出,加入復配超細碳酸鈣后,KCl–聚合物鉆井液的濾失量有所降低,但降低幅度不大。綜合考慮物性參數和成本,最終確定超細碳酸鈣的加量為3.0%,且其2 000目和1 000目的復配比例為7∶3。

    • 對于南海西江油田古近系泥頁巖地層,納米級微裂縫也是鉆井液侵入地層的重要通道。目前所用封堵劑無法有效封堵納米級微裂縫。為此,引入納米二氧化硅,利用納米二氧化硅的擴散與對流作用,在巖石表面形成致密的封堵層。隨著二氧化硅加量的變化,鉆井液濾失性能的變化情況如圖8所示。

      圖  8  鉆井液濾失性能與納米二氧化硅加量的關系曲線

      Figure 8.  Relationship between the filtration performance of drilling fluid and the addition of nano SiO2

      圖8可以看出,加入納米二氧化硅后,鉆井液的API濾失量和高溫高壓濾失量均有所降低。

      由上述封堵試驗結果可知,不管是微米級裂縫還是納米級微裂縫,加入封堵劑后,鉆井液的API濾失量和高溫高壓濾失量均有所降低,但是加量增大到一定值后,濾失量趨于穩定。綜合分析效果并考慮成本,納米二氧化硅加量確定為0.5%。

      綜合分析抑制性與封堵性試驗結果,得到了新防塌鉆井液的配方:0.167%NaOH+0.167%Na2CO3+1.667%PF–SPNH+5.000%PF–LSF+5.000%PF–LPF+5.000%KCl+11.433%NaCl+0.250%PF–PLH+0.125%PF–XC+2.000%聚銨鹽+0.500%納米二氧化硅+3.000%復配超細鈣(2 000目和1 000目的復配比為7∶3)+3.000%膨潤土。

    • 通過室內試驗,對比了新防塌鉆井液與目前常用的KCl–聚合物鉆井液的常規性能,結果見表2

      鉆井液密度/(kg·L–1表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/PaAPI濾失量/mL高溫高壓濾失量/mL老化情況
      KCl–聚合物鉆井液1.1614.2510.43.98.0老化前
      1.1626.2518.77.73.919.0 老化后
      1.2517.5012.04.38.0老化前
      1.2530.9022.38.84.318.5老化后
      新防塌鉆井液1.1626.5018.58.03.6老化前
      1.1654.5039.015.8 3.012.5老化后
      1.2530.5021.09.73.4老化前
      1.2558.0041.017.4 2.811.5老化后
       注:高溫高壓濾失量測試條件為溫度130 ℃、壓差3.5 MPa;老化條件為130 ℃下滾動16 h。

      表 2  新防塌鉆井液與KCl–聚合物鉆井液常規性能對比情況

      Table 2.  Comparison of the conventional performances between new anti-sloughing drilling fluid and KCl-polymer drilling fluid

      表2可知,新防塌鉆井液和KCl–聚合物鉆井液均具有良好的流變特性。在密度為1.25 kg/L時,新防塌鉆井液的高溫高壓濾失量和API濾失量分別為11.5和2.8 mL,比KCl–聚合物鉆井液分別低37.8%和34.9%;塑性黏度41.0 mPa·s,比KCl–聚合物鉆井液高83.9%。可見,相較于KCl–聚合物鉆井液,新防塌鉆井液各方面性能均有所提高。

    • 通過線性膨脹試驗和滾動回收試驗評價了新防塌鉆井液的抑制性,結果如圖9圖10所示。泥頁巖在新防塌鉆井液中浸泡后10 d的力學性能測試結果如圖11所示。

      圖  9  線性膨脹率試驗結果

      Figure 9.  Results of a linear expansion rate test

      圖  10  滾動回收率試驗結果

      Figure 10.  Results of a rolling recovery test

      圖  11  巖石黏聚力與內摩擦角試驗結果

      Figure 11.  Experimental results of rock cohesion and internal friction angle

      圖9圖10可知:泥頁巖在新防塌鉆井液中的線性膨脹率為2.9%,表明其抑制泥頁巖膨脹的能力強;新防塌鉆井液具有很好的抑制性,泥頁巖巖屑在其中的平均滾動回收率為90%,較優化前增加了23%~28%。從圖11可以看出,泥頁巖在新防鉆井液中浸泡10 d后的黏聚力為8.8 MPa,大于8.7 MPa,因此新防塌鉆井液可以滿足井徑擴大率小于15%時,井壁穩定對巖石黏聚力的要求。

    • 參考石油天然氣行業標準《鉆井液用橋接堵漏材料室內試驗方法》(SY/T 5840—2007),用粒徑40~60目砂床模擬地層,進行了承壓能力評價試驗,結果如圖12所示。試驗儀器為高溫高壓濾失儀(試驗前對其進行了改裝,使其能夠測試高溫高壓條件下的承壓能力)。試驗時,向高溫高壓濾失儀中的鉆井液持續加壓,直至壓穿為止,記錄最大的施加壓力(即鉆井液在該砂床中的承壓能力)。

      圖  12  承壓能力試驗結果

      Figure 12.  Results of pressure-bearing capacity test

      圖12可知,KCl–聚合物鉆井液的平均承壓能力為18.3 MPa,而新防塌鉆井液的平均承壓能力為21.5 MPa,承壓能力有較大幅度提高,可以有效封堵不同滲透性地層,具有廣譜防漏和保護儲層效果,能滿足現場要求。

    • 井徑擴大率可以直觀展示井眼坍塌狀況,并且可在測井過程中直接測出,因此可以用其評價鉆井液的作用效果。因此,選取南海西江區塊XJ24–6–1井古近系泥頁巖地層3 478.00~4 700.00 m井段,進行了新防塌鉆井液(密度為1.25~1.27 kg/L)應用效果預測分析。

      首先根據坍塌壓力當量密度與巖石黏聚力關系圖版,確定保持井徑擴大率小于15%時的臨界黏聚力為8.7 MPa。然后,進行了巖心浸泡試驗,試驗發現:使用KCl–聚合物鉆井液時,有多處井段的黏聚力小于8.7 MPa,不能滿足保持井徑擴大率小于15%的要求;采用新防塌鉆井液,地層巖石在鉆井液浸泡后的黏聚力明顯較大,在3 478.00~4 700.00 m井段黏聚力始終大于8.7 MPa,滿足要求。由此可知,采用新防塌鉆井液之后,可以有效提高鉆井液浸泡后地層的黏聚力值。

      在此基礎上,進行了井徑擴大率的計算分析,結果如圖13所示。XJ24–6–1井3 478.00~4 700.00 m井段實鉆中采用了KCl–聚合物鉆井液,得到了井徑擴大率曲線(圖13中藍線);根據井況和相關參數,計算得到了新防塌鉆井液對應的井徑擴大率(圖13中紅線)。分析發現:KCl-聚合物鉆井液對應的井徑擴大率為–6%~28%,井眼縮徑、坍塌狀況嚴重;如果使用新防塌鉆井液(密度1.25~1.27 kg/L)鉆進該井段,井徑擴大率為–2%~11%,井徑擴大率及其變化幅度大大減小。由此可見,新防塌鉆井液能夠有效控制井徑擴大率,且效果顯著。

      圖  13  新防塌鉆井液和現用鉆井液條件下的井徑擴大率

      Figure 13.  Comparison of the hole enlargement rates between new anti-sloughing drilling fluid and KCl-polymer drilling fluid

    • 1)分析了南海西江油田古近系泥頁巖地層井壁失穩機理,確定了鉆井液密度、巖石黏聚力和井壁垮塌程度的關系圖版,提出從強化鉆井液抑制性和封堵性2方面入手解決井壁失穩問題。

      2)在現用防塌鉆井液(KCl–聚合物鉆井液)的基礎上,通過優選抑制劑和封堵劑及確定其加量,形成了新防塌鉆井液配方。室內評價試驗表明,新防塌鉆井液能夠滿足預計工期內維持巖石黏聚力大于8.7 MPa的要求。

      3)新防塌鉆井液目前僅僅進行了效果預測,還需要通過現場試驗來驗證其真實效果。同時,鉆井液密度、巖石黏聚力和井壁垮塌程度的關系圖版,受地層地質特征、微觀結構和施工參數等因素的影響較大,還需要結合具體的施工數據和巖心試驗結果進一步完善,以期其在解決井壁失穩及支撐防塌鉆井液方案設計方面起更大作用。

參考文獻 (20)

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