非常规油气藏水平井全油基钻井液技术应用

非常规油气藏水平井全油基钻井液技术应用摘要:全油基钻井液体系在中原的三口非常规油气藏水平井中进行了应用，最高密度2.15g/cm3,最大井斜97.5。,水平段最长1216m,井底最高温度138°C,该体系表现出滤失量低、抑制性强、润滑性、电稳定性及热稳定性好等优点，成功解决了泥岩垮塌，长水平段摩阻大、易粘卡等技术难题，由于可重复使用，能有效降低油基钻井液的配制成本。关键词:全油基高密度强抑制性配方与维护非常规水平井全油基钻井液不含水，可用于易坍塌地层、盐膏层,特别是水相活度差异较大的地层,以及能量衰竭的低压地层和海洋深水钻井［1］。且由于该体系的中压、高温高压滤失量都很低，可以最大限度的减少液相和固相侵入储层，达到保护油气层的目的［2］。全油基钻井液体系在卫383-FP2井、白-平2HF井等3口非常规油气藏井上的应用，成功解决了水基钻井液钻遇泥页岩段易坍塌掉块、水平段摩阻大、易粘卡、高温高密度条件下流变性差等复杂难题,为加速中原非常规油气藏的勘探开发做出贡献。1基本配方主要由基油、4%〜5%有机土、4%〜5%主乳化剂、0.5%〜1%辅乳化剂、1%〜2%润湿剂、4%〜6%降滤失剂、2%〜3%碱度调节剂和加重剂组成。基油选用5#白油和0#柴油，白油与柴油相比，生物毒性较低[3],安全系数较高，但配制成本较高，所配制的全油基钻井液相对柴油来说粘切稍高，综合安全、性能、成本等因素，决定白油、柴油混合使用，兼具两者优点。2现场维护密度的调整:提高密度时使用重晶石按循环周均匀加重，同时根据钻井液稳定变化补充乳化剂、润湿剂等处理剂。降低密度时，加入基油，同时补充适量的乳化剂、润湿剂和有机土。流变性的控制:当粘度偏低，主要是通过加入胶体结构剂来提高粘度；当粘度高于所要求的参数时，根据现场情况调整油相,采取加入稀释液的方法进行调整，并充分剪切乳化，保持钻井液具有适当的剪切速率，防止因钻井液长时间静止而造成的乳化不稳定，引起粘度的变化。碱度:根据消耗将适量石灰适时配入基液以保持体系碱度稳定，同时加入润湿剂、乳化剂。滤失量的控制:根据滤失大小补充适量的有机土、乳化剂、降滤失剂和封堵材料。3现场应用3.1卫383-FP2井本井三开全油基钻井液施工井段：2800〜4134m,最大井斜97.5°,钻井液工作的重点是固相控制,本井控制钻井液密度1.94〜2.08g/cm3,粘度85〜105s,失水＜0.3ml,动切力保持在13Pa以上,动塑比控制在0.25〜0.50之间，满足了携带悬浮岩屑的要求;钻进过程中返砂正常无掉块，起下钻畅通，使用油基钻井液钻进盐膏层和泥页岩等水敏性地层时，地层稳定，无坍塌掉块。与水基钻井液相比，井径扩大率显著降低,最大井径为7%。水平段段钻井液性能见表1。3.2白-平2HF井白-平2HF井是中原油田部署在东濮凹陷黄河南白庙构造主体北部白44块的一口非常规水平井。实际井深:5374m,水平段长1216m,水平段最大落差85.08m,最大井斜:92.7°。完钻井底温度138°C,本井水平段采用全油基钻井液体系，性能稳定，润滑性好，在连续定向施工中,没有出现过脱压现象，在钻井过程中摩阻基本在6〜8t,完井通井摩阻也在10t以内。钻井液密度根据井下情况调节简单，最高密度为1.75g/cm3,密度变化对钻井液的粘切影响不大。钻井液性能稳定，剪切稀释性、流变性好,动切力维持在8〜11Pa范围内，携岩能力强，井眼清洁，井眼畅通。起下钻正常，电测、下套管安全顺利。4几点认识全油基钻井液体系具有良好的流变性及高温稳定性;抗温、抗盐污染、抑制造浆等能力突出;既较好解决了泥页岩地层坍塌掉块问题,又解决了盐溶、泥页岩污染及造浆等问题，适合含盐地层、泥页岩地层及强水敏地层或非稳地层使用。全油基钻井液维护处理简单，毒性很小，对环境影响小。由于配制成本较高，可回收循环使用。钻井过程中，流变性受温度影响较大，特别是温度低于20°C以后,粘切上升过快，泵压升高，影响机械钻速和安全施工，应加强低温低剪切速率下流变性控制研究。参考文献舒福昌，岳前升,黄红玺，等.新型无水全油基钻井液[J].断块油气田,2008,15(3):103.张文波，戎克生,向兴