徐運波,于 雷,,黃元俊,邱文德，趙懷珍

(1.中石化勝利石油工程有限公司 鉆井工藝研究院,山東 東營 257017; 2.中國石油化工股份有限公司 勝利油田分公司,山東 東營 257000)

勝利埕北潛山油藏埋藏深、地溫梯度高,滲透率低、儲層保護(hù)難度高,裂縫發(fā)育、漏失風(fēng)險大,對傳統(tǒng)的無固相鉆井液體系提出了較大挑戰(zhàn)。常用的聚合物增黏劑如HV-PAC、80A51等抗溫能力低于150 ℃[1],形成的常規(guī)無固相水基鉆井液抗溫在160 ℃以下[2-3],難以滿足該地區(qū)深部高溫油藏的高效開發(fā)需求。利用甲酸鹽對聚合物增黏劑的協(xié)同抗溫作用,可實現(xiàn)抗溫達(dá)160 ℃及以上的甲酸鹽無固相鉆井液[4-5],同時優(yōu)選抗溫增黏劑等,形成針對該地區(qū)的抗高溫?zé)o固相鉆井液體系,對于勝利海上潛山油藏的高效開發(fā)和整體經(jīng)濟(jì)效益的提高具有十分重要的意義[6-7]。本文以埕北低凸起東南部樁海10潛山油藏開發(fā)為例,針對其油藏地質(zhì)特征形成樁海10A井組四開抗高溫?zé)o固相鉆井液。

1 地質(zhì)概況及鉆井液難點

1.1 油藏地質(zhì)特征

樁海10A井組四開目的層位為下古生界,自上到下鉆遇八陡組、上馬家溝組、下馬家溝組、冶里-亮甲山組和鳳山組,鉆穿冶里-亮甲山組完鉆,裸眼篩管完井。上部地層巖性以淺灰色白云質(zhì)灰?guī)r、灰色泥灰?guī)r夾薄層深灰色泥巖和灰質(zhì)泥巖為主,下部地層以淺灰色灰?guī)r、淺灰色灰質(zhì)白云巖為主,夾薄層淺灰色白云質(zhì)灰?guī)r與灰色泥灰?guī)r互層,鳳山組為淺灰色白云巖、灰色灰?guī)r。

完鉆井深在4 815～4 990 m,垂深在4 600～4 850 m。目標(biāo)油藏類型為裂縫型潛山稀油油藏,平均孔隙度3.1%～3.5%,平均滲透率約0.298×10-3μm2,原油黏度約0.804 5 mPa·s;油藏中部垂深在4 500～4 630 m,地層壓力為44.10～46.34 MPa,壓力系數(shù)1.02～1.03,屬常壓系統(tǒng);油藏溫度160～171 ℃,地溫梯度3.32～3.36 ℃/100m,井底溫度166～171 ℃。

1.2 鉆井液難點

(1)抗溫要求高。潛山油藏埋藏深、井底溫度與地溫梯度高、其中樁海10A-4井完鉆測試地層中部溫度高達(dá)171 ℃,循環(huán)溫度超過135 ℃。

(2)儲層保護(hù)難度高。由于潛山油藏裂縫發(fā)育,鉆井液極易進(jìn)入地層深部,其中固相會造成油氣層不可逆轉(zhuǎn)的永久傷害。

(3)全程防硫化氫。該區(qū)塊樁海10井、樁海10A-1井儲層段鉆進(jìn)、樁海102井下古生界試油時發(fā)現(xiàn)硫化氫,為保證安全施工,需保證防控硫化氫侵。

(4)漏失風(fēng)險大。潛山油藏裂縫發(fā)育,鉆進(jìn)過程中循環(huán)當(dāng)量密度過高時,發(fā)育的裂縫會進(jìn)一步擴(kuò)大,無固相鉆井液封堵能力較弱,且缺乏漏失狀況下的有效堵漏措施。

1.3 鉆井液技術(shù)對策

(1)抗高溫措施包括采用抗溫性能良好的增黏類處理劑(磺酸鹽等),增大甲酸鈉加量,每班按時加入抗氧劑,抵抗高溫條件下聚合物鏈降解等。

(2)嚴(yán)格控制鉆井液密度,盡可能在鉆進(jìn)過程中做到欠平衡鉆井,充分利用好固控設(shè)備,降低鉆井液固相含量;完鉆密度1.08 g/cm3。

(3)防硫化氫措施包括按照設(shè)計儲備足量的堿式碳酸鋅,保證施工過程pH值在9～10.5,鉆進(jìn)期間以12 h為單位定期補(bǔ)充燒堿組分以提高體系pH值等。

(4)防漏措施包括控制合理的流變性能,工程防止壓力激動,全井密度1.05～1.08 g/cm3,儲備足量鉆井液等。

其中,保證無固相鉆井液的抗溫性是油藏開發(fā)的關(guān)鍵;根據(jù)設(shè)計要求,使用甲酸鹽無固相鉆井液體系,采用甲酸鈉加重,密度保持在1.05～1.08 g/cm3,在此基礎(chǔ)上優(yōu)選抗溫增黏劑、降濾失劑和抗氧化劑,形成抗高溫方案與抗高溫?zé)o固相鉆井液配方。

2 抗高溫?zé)o固相鉆井液配方優(yōu)選及性能

根據(jù)樁海10A井組油藏地質(zhì)特征及設(shè)計要求,其鉆井液體系密度在1.05～1.08 g/cm3,使用過濾海水配漿,因此計算出甲酸鈉加量在6%～12%;參考埕北低凸起東南部埕北古7潛山油藏開發(fā)所使用無固相鉆井液體系為基礎(chǔ),得到設(shè)計配方:海水+6%～12%甲酸鈉+1%～2%抗溫增黏劑+0.5%～1.5%抗溫降濾失劑+0.5%抗氧化劑+0.3%～0.5%燒堿+4%～5%鉆井液用無水聚合醇+3%～5%防水鎖劑+消泡劑。

2.1 抗溫增黏劑優(yōu)選

以海水+0.3%燒堿+5%鉆井液用無水聚合醇+3%防水鎖劑為基礎(chǔ)配方,考察不同抗溫增黏劑加入后鉆井液流變性與濾失性能,結(jié)果見表1。其中所有增黏劑加量為0.75%,經(jīng)180 ℃熱滾16 h后測定。

表1 抗溫增黏劑加入配方后常規(guī)性能

圖1 不同甲酸鈉含量對表觀黏度保持率的影響

圖2 不同甲酸鈉含量對動切力保持率的影響

圖3 不同甲酸鈉含量對動塑比的影響

由表1結(jié)果可以看出,流型調(diào)節(jié)劑Flowzan、鉆井液用無固相增黏劑SJ-1、黃原膠、低固相增黏劑以及抗溫增黏劑SDKP效果較好,能夠在保證一定流變性能與動塑比的情況下維持較高的表觀黏度保持率,說明其抗180 ℃高溫能力較強(qiáng),且具有較低的濾失量。圖1-圖3分別為這5種抗溫增黏劑在加入不同含鹽量/密度體系后表觀黏度/動切力保持率與動塑比變化情況,可以看出,隨著體系中甲酸鈉含量的增加,抗溫增黏劑的表觀黏度保持率與動切力保持率均有不同程度的上升,說明甲酸鹽的存在對于體系中聚合物增黏劑效果的發(fā)揮及抗溫能力均有積極的影響;同時可以看出,黃原膠的抗溫性能受這種影響尤其明顯,表現(xiàn)在甲酸鈉含量在6%(即無固相鉆井液密度為1.05 g/cm3)到18%(即無固相鉆井液密度為1.11 g/cm3)之間時,其表觀黏度保持率與動切力保持率均得到較大提升;盡管未加入甲酸鈉時其表觀黏度/動切力保持率不如SJ-1、低固相增黏劑和SDKP,但隨著甲酸鈉含量的增加而快速增長,其含量達(dá)到6%以上時,表觀黏度/動切力保持率超過另外三種增黏劑而表現(xiàn)出更好的抗溫效果。其主要原因和甲酸根離子能夠提升黃原膠的轉(zhuǎn)變溫度有關(guān),甲酸根離子可以和黃原膠中的眾多羥基在其多糖鏈之間形成橋結(jié),使得黃原膠分子的結(jié)構(gòu)加強(qiáng),抗溫性提高[8-10]。另外從動塑比的變化可以看出,對于另外四種增黏劑,隨著甲酸鈉加量的上升,除了SDKP穩(wěn)定在0.47～0.49以外,均呈現(xiàn)下降趨勢,可見高溫對于其結(jié)構(gòu)的破壞影響更大,使動切力下降更明顯;而黃原膠動塑比不降反升,可見甲酸鹽存在條件下具有較強(qiáng)的維持動塑比的能力,有利于攜巖。

圖4 塑性黏度隨老化時間的變化

圖5 動切力隨老化時間的變化

考察甲酸鈉加量8%條件下(密度為1.06 g/cm3,接近施工狀態(tài))加入不同抗溫增黏劑后鉆井液體系黏切的維持情況,分別將鉆井液于180 ℃熱滾一段時間后測定其塑性黏度與動切力,從圖4、圖5可以看出,長時間高溫老化后體系塑性黏度與動切力均下降明顯,其中SDKP維持塑性黏度的能力最強(qiáng),72 h后塑性黏度降低率為51.72%,其次為黃原膠,降低66.67%;而黃原膠維持動切力的能力最強(qiáng),72 h后動切力降低率為62.79%,其次為SJ-1和SDKP,分別降低64%和74.07%;可見黃原膠和SJ-1能夠在長時間高溫狀態(tài)維持較高的動切力與動塑比,滿足攜巖要求,而SDKP在保持塑性黏度和動切力方面均較為突出,具有良好的長時間抗溫能力,這是因為SDKP分子中的AMPS和VCL為強(qiáng)剛性單元,特別是VCL七元環(huán)鏈的特殊結(jié)構(gòu),環(huán)中的酰胺基團(tuán)可在高溫下水解開環(huán),產(chǎn)生-NH-(CH2)-COO-,該結(jié)構(gòu)具有更大的流體力學(xué)體積,進(jìn)而導(dǎo)致溶液黏度上升[11]。而通過DVB引入共聚物分子中的交聯(lián)結(jié)構(gòu)為碳碳交聯(lián)鍵,可減緩較高溫下分子交聯(lián)結(jié)構(gòu)的水解,使SDKP具有良好的熱穩(wěn)定性能。

因此,結(jié)合實際施工參數(shù),在密度1.05～1.08 g/cm3,即甲酸鈉加量6%～12%條件下,選擇在該甲酸鹽環(huán)境充分發(fā)揮抗高溫優(yōu)勢和保證足夠動塑比的黃原膠,以及高效增黏和長時效發(fā)揮作用的SDKP為主要抗溫增黏劑,SJ-1為輔助增黏劑,考察其用量,從表2看出,三種抗溫增黏劑以不同配比形成的體系都具有良好的流變性和抗溫性;抗溫增黏劑總量為1%時,能夠滿足高溫下增黏的需要;總量為0.5%時黏切不足,總量為1.5%時黏切較高;其中0.5%XC+0.5%SDKP,0.5%XC+0.5%SJ-1和0.5%XC+0.25%SDKP+0.5%SJ-1均具有良好的流變與濾失性能,綜合考慮選擇0.5%XC+0.25%SDKP+0.5%SJ-1。

表2 抗溫增黏劑加量對性能影響

2.2 抗溫降濾失劑優(yōu)選

以海水+0.3%燒堿+0.5%XC+0.25%SDKP+0.5%SJ-1+5%鉆井液用無水聚合醇+3%防水鎖劑+8%甲酸鈉為基礎(chǔ)配方,考察不同抗溫降濾失劑加入后鉆井液流變性與濾失性能,結(jié)果見表3。降濾失劑加量為0.5%～1%,經(jīng)180 ℃熱滾16 h后測定。

可以看出,磺酸鹽共聚物降濾失劑DSP-2能夠在高溫下發(fā)揮良好的降濾失效果,其API濾失量低至3.8 mL以內(nèi),濾失量變化率較低,且對流變性的影響較小,因此選擇DSP-2作為抗溫降濾失劑,加量0.5%～1%。

表3 抗溫降濾失劑對性能影響

2.3 抗氧化劑優(yōu)選

以海水+0.3%燒堿+0.5%XC+0.25%SDKP+0.5%SJ-1+0.5%DSP-2+5%鉆井液用無水聚合醇+3%防水鎖劑+8%甲酸鈉為基礎(chǔ)配方,考察不同抗氧化劑加入后鉆井液抗溫性能,結(jié)果見表4?？寡趸瘎┘恿繛?.5%,經(jīng)180 ℃熱滾16 h后測定。

可以看出,亞硫酸鈉效果最好,能明顯提高增黏劑的抗溫能力,黏度保持率高達(dá)75.68%。這是因為亞硫酸鈉可以清除或抑制溶液中自由基的形成,延緩黃原膠、SJ-1與SDKP的高溫氧化降解,進(jìn)一步提高無固相體系抗溫能力。選用亞硫酸鈉作為抗氧化劑,加量0.5%。

表4 抗氧化劑對性能影響

2.4 抗高溫?zé)o固相鉆井液配方

通過優(yōu)選抗溫增黏劑、降濾失劑與抗氧化劑,形成抗高溫?zé)o固相鉆井液配方:海水+0.3%燒堿+0.5%XC+0.25%SDKP+0.5%SJ-1+0.5%DSP-2+0.5%亞硫酸鈉+5%鉆井液用無水聚合醇+3%防水鎖劑+8%甲酸鈉,其常規(guī)性能如下:

表5 抗高溫?zé)o固相鉆井液常規(guī)性能

可見該鉆井液具有良好的流變性能,高溫下表觀黏度保持率高,具有較低的活度與濾失量,能夠有效防止鉆井過程中濾液滲透進(jìn)地層引發(fā)儲層損害,且具有良好的潤滑性能。

2.5 抗溫性能及穩(wěn)定性

圖6 黏度與動切力保持情況

考察不同溫度下熱滾16 h后體系黏切保持情況,從圖6看出,體系具有良好的抗高溫性能,在180 ℃熱滾后表觀黏度保持率高達(dá)75.68%,塑性黏度、動切力均無明顯降低;從圖7看出,API濾失量無明顯升高,體系抗溫達(dá)180 ℃。另外,在200 ℃狀態(tài)下仍具有56.76%的表觀黏度保持率,說明該體系在該溫度下仍保持穩(wěn)定。

圖7 濾失量與表觀黏度保持率

圖8是體系黏度、切力和濾失量隨老化時間的變化情況,可見在72 h范圍內(nèi),體系的黏切逐漸降低,API濾失量逐漸升高,但均在可接受范圍內(nèi),表觀黏度/塑性黏度/動切力降低率分別為56.76%,56%和58.33%,API濾失量上升率為140%,但總體上濾失量較低,且該體系對于濾失量與聚合物濾餅的要求較低,因此看出該體系在較長時間高溫條件下抗溫穩(wěn)定性良好。

圖8 性能隨老化時間的變化情況

2.6 抗污染性能

抗鉆屑污染實驗使用取自樁海10A-1井4 360～4 390 m井段振動篩返出鉆屑,巖性淺灰色白云質(zhì)灰?guī)r、灰色泥灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖,將其磨成粉加入體系,從表6看出,加量在15%以內(nèi),鉆井液表觀黏度、塑性黏度、動切力與靜切力均小幅增加,濾失量先減少,后小幅增加,各項指標(biāo)性能均變化不大,滿足現(xiàn)場需要,表明該體系抗鉆屑污染達(dá)15%。

抗鹽污染實驗表明,受到鹽侵后體系黏度、切力略有下降,濾失量略有升高,NaC1含量在20%以內(nèi)表觀黏度降低率小于20%,濾失量變化率小于50%,總體變化較小,體系性能穩(wěn)定;NaCl含量達(dá)到25%時,體系黏切下降和濾失量升高幅度較大,該體系抗NaCl鹽污染達(dá)20%。

抗鈣污染實驗表明,CaC12含量為5%時表觀黏度降低率為12.5%,濾失量變化率為33.3%,該體系抗氯化鈣達(dá)5%。

表6 體系抗污染性能評價

2.7 儲層保護(hù)性能

選用埕北油田下古生界潛山儲層灰?guī)r巖心,經(jīng)人工造縫,使用JHMD-Ⅱ高溫高壓巖心動態(tài)損害評價系統(tǒng)進(jìn)行巖心流動實驗,評價該體系的儲層保護(hù)效果。巖心初始滲透率(0.53～1.05)×10-3μm2,孔隙度3.3%～3.8%,測試圍壓3 MPa,污染圍壓3.5 MPa,污染壓差2.5 MPa。經(jīng)該體系污染后巖心滲透率恢復(fù)率高達(dá)90.15%,切去1 cm后滲透率恢復(fù)率可達(dá)93.63%,表明該體系具有良好的儲層保護(hù)效果。

3 抗高溫?zé)o固相鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用

抗高溫?zé)o固相鉆井液在埕北樁海10A井組應(yīng)用了4口井,施工過程順利,機(jī)械鉆速快,其中樁海10A-1井鉆井顯示良好,投產(chǎn)情況:油壓4.9 MPa,5 mm油嘴日液80 m3,日油64 m3。下面以樁海10A-4井為例簡述現(xiàn)場維護(hù)處理情況。

3.1 四開抗高溫?zé)o固相鉆井液配制

四開開鉆前放掉地面循環(huán)罐內(nèi)的三開鉆井液,用海水將循環(huán)罐及循環(huán)槽徹底清洗干凈,確保無清潔死角,在甲方監(jiān)督驗收合格后,注入經(jīng)5μm濾芯過濾的清潔海水,按照配方:過濾海水+0.3%燒堿+0.5%XC+0.25%SDKP+0.5%SJ-1+0.5%DSP-2+5%鉆井液用無水聚合醇+3%防水鎖劑+8%甲酸鈉+消泡劑,加入各種處理劑,配制足量抗高溫?zé)o固相鉆井液,用剪切泵循環(huán)均勻并水化24 h以上。水化好的鉆井液性能為:密度1.06 g/cm3,漏斗黏度66 s,塑性黏度23 mPa·s,動切力11 Pa,初切3 Pa,終切8.5 Pa,pH值為9,API濾失量3.2 mL。

四開鉆進(jìn)前,使用海水鉆完三開水泥塞后,大排量循環(huán)清洗井底及套管內(nèi)壁2個循環(huán)周,待無水泥屑返出后,替入配好的抗高溫?zé)o固相鉆井液,充分循環(huán)均勻,同時補(bǔ)充適量膠液,測其性能:密度1.06 g/cm3,漏斗黏度51 s,塑性黏度15 mPa·s,動切力8 Pa,初切2.5 Pa,終切6.5 Pa,pH值9,符合設(shè)計要求,開始四開鉆進(jìn)。

3.2 四開抗高溫?zé)o固相鉆井液維護(hù)處理措施

本井四開主要難點在于保持高溫穩(wěn)定性與井眼清潔,其中抗高溫措施是施工關(guān)鍵。通過室內(nèi)優(yōu)選抗溫增黏劑黃原膠、SDKP和SJ-1,優(yōu)選抗溫降濾失劑磺酸鹽共聚物降濾失劑DSP-2,保證甲酸鈉含量在6%～10%以助于抗溫增黏劑效果的發(fā)揮,同時加入抗氧化劑亞硫酸鈉以抵抗高溫條件下聚合物鏈降解,這些措施共同保證了體系的抗高溫性能。

抗高溫措施包括:

(1)根據(jù)鉆井液的流變性變化情況補(bǔ)充抗溫增黏劑等材料,保證鉆進(jìn)期間體系良好的流變性能,鉆進(jìn)期間體系漏斗黏度保持在47～53 s,塑性黏度11～15 Pa,動切力6～10 Pa,初/終切 1.5～3/4～9 Pa/Pa,API濾失量3.2～3.8 mL。

(2)鉆進(jìn)過程中漏斗黏度低于47 s,或者動切力低于6 Pa,均需要按一定比例補(bǔ)充抗溫增黏劑;如果動切力與初/終切偏低,應(yīng)適當(dāng)增加黃原膠和SJ-1加量;如果塑性黏度偏低,應(yīng)適當(dāng)增加SDKP和磺酸鹽共聚物的加量。

(3)補(bǔ)充處理劑主要以膠液形式,SJ-1等增黏劑分子中的疏水鏈段需要水化后才能充分發(fā)揮作用。平時儲備足夠量的稠膠液備用(55 m3,密度1.06 g/cm3,黏度55～85 s,配方:過濾海水+1%～1.5%SJ-1+0.5%～0.8%黃原膠+0.5%～1%DSP-2+0.1%燒堿,充分?jǐn)嚢?2 h以上),保證體系黏切且補(bǔ)充液面消耗,同時避免了未溶解聚合物堵塞儀器和篩布。

(4)鉆進(jìn)期間每日補(bǔ)充0.025～0.05 t亞硫酸鈉,0.1～0.25 t燒堿以及0.01～0.02 t消泡劑,保證體系抗氧化能力,pH穩(wěn)定性及低起泡率;不定時加入1%甲酸鈉,保證體系抗溫能力。

(5)黃原膠能夠迅速提高全井循環(huán)黏度,加量在0.08%～0.1%條件下即可提高全井漏斗黏度4～8 s,若需要快速提黏切時,可使用0.1～0.2 t黃原膠配制的稠膠液在一個循環(huán)周內(nèi)混入。

(6)起鉆前使用0.05 t亞硫酸鈉與0.1～0.15t DSP-2封井底,對于提高起下鉆期間鉆井液的抗溫穩(wěn)定性具有明顯效果。

通過以上措施的實施,鉆井液抗溫能力大大提高。電測期間在井底171 ℃下靜置132 h后,鉆井液漏斗黏度、表觀黏度和動切力的降低率均在13.7%以內(nèi)。

清潔井眼及潤滑措施包括:

(1)鉆進(jìn)過程中觀察振動篩上巖屑返出量、巖屑形狀的變化,調(diào)整鉆井液的流變性能,提高其攜巖能力。由于該井四開井眼尺寸較小,同時井深循環(huán)壓耗大,為保證鉆井液排量,將體系漏斗黏度控制在47～53 s,排量在17.6～20.3 L/s,保證鉆屑攜帶。

(2)不定期使用漏斗黏度在100 s以上的稠漿清掃井眼。一般在短起下鉆前后執(zhí)行操作,先打入5～10 m3稠漿,然后打入10 m3原井漿,再打入5～10 m3稠漿,最后原井漿循環(huán),該方法可以提高井眼清潔，注意觀察振動篩上巖屑返出情況,防止跑漿。

(3)平時保證固控設(shè)備運轉(zhuǎn),保證固相清除效率;鉆井液循環(huán)時振動篩和除砂器保持運轉(zhuǎn),振動篩必須使用120目以上篩布;當(dāng)鉆井液密度增加0.01 g/cm3或者鉆速較快時,必須開啟離心機(jī)。

(4)根據(jù)摩阻和扭矩情況及時補(bǔ)充無水聚合醇。由于無固相鉆井液不含土相,無法在井壁上形成泥餅,因此潤滑性要比普通水基鉆井液差。本井循環(huán)溫度超過130 ℃,聚合醇在濁點溫度之上,可改善無固相鉆井液的潤滑性。鉆進(jìn)期間扭矩在7.9～8.2 kN·m,完井期間在8.2～8.5 kN·m。

通過以上措施的實施,增強(qiáng)了鉆井液的井眼清潔和潤滑能力。鉆進(jìn)過程中扭矩不超過8.5 kN·m,保證了安全、高效鉆進(jìn)。

4 效果評價

4.1 井眼狀況

樁海10A-4井完鉆井斜21.66°,方位角53.42°,閉合距1 004.34 m,閉合方位56.54°。造斜點深2 705.29 m,軌跡類型為直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn),最大造斜率10.14°/100 m,最大井斜角23.0°,所在井深4 571.25 m,方位58.3°。A靶點井深4 492.75 m,井斜22.6°,垂深4 374 m,方位58°,閉合距821.68 m,閉合方位56.16°。本井油層井段為4 550～4 990 m(油底～油頂),根據(jù)圖9,看出油層段井眼擴(kuò)大率為6.21%,符合主力油層段井徑擴(kuò)大率小于10%的要求。

圖9 樁海10A-4井油層段井徑數(shù)據(jù)圖

4.2 中途測試情況

本井進(jìn)行中途懸掛測試,取得了二開一關(guān)壓力資料,一流選點,在平均流壓31.78 MPa下,日產(chǎn)水61.7 m3。解釋參數(shù):有效滲透率為1.05×10-3μm2,屬低滲層，表皮系數(shù)為1.93,較之于鄰近區(qū)塊大大降低(埕北許多區(qū)塊可接近20)，溫度梯度3.36 ℃,地層溫度171 ℃。

4.3 抗溫性能與機(jī)械鉆速

該井所采用的抗高溫?zé)o固相鉆井液體系,抗溫能力強(qiáng),抗溫穩(wěn)定性好,鉆進(jìn)期間24 h漏斗黏度降低不超過2 s,起下鉆期間井底靜止35 h后漏斗黏度降低不超過3 s;在較長的完井時間下克服了高溫對鉆井液的影響,抗溫性能良好,鉆井液成本較低,電測期間在井底171 ℃下靜置132 h后,鉆井液漏斗黏度、表觀黏度和動切力的降低率均在13.7%以內(nèi)。

該井因甲方臨時增加的中途測試,延長工期共計16 d,鉆井液在如此長時間靜止下有效抑制高溫降解,漏斗黏度、表觀黏度和動切力的降低率分別為26.4%,33.3%和30.7%,性能穩(wěn)定,順利完井。

樁海10A-4井創(chuàng)造了樁海10A井組四開鉆進(jìn)施工最短用時記錄,純鉆時間僅為126.5 h,四開進(jìn)尺441 m,四開鉆井周期197 h,機(jī)械鉆速3.39 m/h,未進(jìn)行短起下鉆作業(yè)。

5 結(jié) 論

(1)針對樁海10A井組潛山油藏地質(zhì)特征,優(yōu)選抗溫增黏劑、抗溫降濾失劑與抗氧化劑,形成了抗高溫?zé)o固相鉆井液體系;其具有良好的流變性能、較低的活度與濾失量,抗溫達(dá)180 ℃,抗鉆屑污染達(dá)15%,抗NaCl鹽污染達(dá)20%,抗氯化鈣達(dá)5%,高溫下表觀黏度保持率高達(dá)75.68%,72 h高溫條件下抗溫穩(wěn)定性良好,巖心滲透率恢復(fù)率90.15%,儲層保護(hù)效果好。

(2)甲酸鈉的加入能夠明顯增強(qiáng)黃原膠抗溫能力,有利于其增黏效果發(fā)揮;SDKP與黃原膠的長時間高溫穩(wěn)定性良好,且分別維持塑性黏度和動切力效果好,能保證體系動塑比在0.47～0.55,有利于攜帶鉆屑。

(3)現(xiàn)場應(yīng)用效果表明,該體系抗溫能力強(qiáng),抗溫穩(wěn)定性好,電測與中途測試期間在井底171 ℃靜置132 h與386.25 h后,鉆井液漏斗黏度降低率分別為13.7%與26.4%,樁海10A-4井創(chuàng)造了該井組四開鉆進(jìn)施工最短用時記錄,井徑擴(kuò)大率符合要求。