安深3-1HF井钻井液的配制与应用

欧阳建勇，潘广业，肖俊锋，张晓明，于占国，田茂明

(中国石化河南石油工程有限公司钻井工程公司，河南南阳 473132)

为进一步改善安棚深层致密砂岩开发效果，评价挥发油藏水平井分段压裂产能，在安棚区块部署了安深3-1HF非常规致密砂岩水平井[1]。该井设计井深4 270 m，实际井深4 241 m,上部地层疏松，为易漏易垮黄土层；二开廖庄组泥岩发育造浆、缩径严重，核一段地层含有石膏、芒硝，核二、核三段存在碱层污染，钻井液性能维护困难；三开水平段致密砂岩钻时大，施工周期长，井壁稳定性要求高，岩屑研磨细，摩阻、扭矩大，井眼小环空压耗大、泵压高，水平段长，钻井液携砂性能要求高。安棚区块为河南油田老油区，注水井分布密集，注水压力高，地下层系互串易造成水侵。钻井液密度高，碱层HCO3-、CO32-污染给钻井液维护带来很大困难。针对安棚区块地层特点，配制了强抑制、低失水、抗污染和防漏堵漏钻井液体系，为安深3-1HF井安全施工奠定了基础。

1 抗盐碱处理剂的筛选与室内评价

根据地层岩性特点，钻井液处理剂及体系应具有抗盐碱、低摩阻和润滑能力，同时具有较好的流变性，满足岩屑携带要求。为此，开展了处理剂的筛选与评价工作。

1.1 抗碱盐钻井液处理剂的选择

用安棚B101井产饱和碱液加6%潍坊般土，充分搅拌30 min，密闭水化24 h，高速搅拌5 min，测其性能。再分别加入不同量的PAC141、PAC142、80A51、KJ-1、HV-CMC等，高速搅拌30 min，密闭养护24 h，最后高速搅拌5 min，测其性能，实验结果表明：6%般土饱和碱水中，PAC141加量在(0.5～0.75)%有较好的性能；HV-CMC效果较好；KJ-1、SPNH抗碱性能好,但加量较大； 80A51抗碱性能差；PAC142降失水效果好，但配浆后其它性能差，粘切、胶体率低。

1.2 抗盐碱钻井液配方流变性及润滑性评价

通过以上研究选用6%～8%的土浆，PAC141提粘剂，选用抗盐碱较好的OSAM-K、SPNH、KJ-1 作为护胶降失水剂；通过室内大量实验，确定抗盐碱钻井液体系配方为两个，为了解体系的稳定性，进行了室内评价，分别在二开及水平段进行了应用。

由表1可知，配方在高温140 ℃热滚16 h后，粘切变化较小，失水合理，热稳定性能好,摩阻系数较好(0.1～0.08)，满足了水平井降低摩阻的要求。

1.3 水平段聚磺混油防塌钻井液性能

基浆配方：(4～6)%膨润土+0.5%Na2CO3+(0.1～0.2)% NaOH +0.6%PAC141+(6～8)%白油+2%SL-1+1.5%SFT-120+1%KJ-1+2%JRH-616+2%RT-1+1.5%SPNH+2%BY-ZL+(2～3)%CSMP+(0.1～0.3)%SP-80 +(0.5～1)%SFT-70。

在室内利用范氏旋转粘度计，测定了配方在不同温度下的参数(表2)。从中可看出，随着温度的升高，钻井液AV、PV、YP均存在下降趋势，当温度升至一定时，下降趋势减缓，钻井液的剪切稀释能力逐渐增强。钻井液在不同温度下都有很好的流变性和携砂悬浮能力，能够满足井眼净化和提高钻速的要求。

表1 钻井液体系的热稳定性实验结果

表2 钻井液在不同温度下的流变性及携砂悬浮能力

注：①排量32 L/s，井眼为φ152.4 mm。②Vf、Vs分别为环空 最低返速和岩屑下沉速度。③Lc为钻井液岩屑输送比(一般要 求大于0.5)

2 钻井液体系配方

一开采用低固相聚合物钻井液体系。配方:淡水+(5～7)%膨润土+(0.3～0.5)%Na2CO3+(0.1～0.2)% NaOH+(0.6～1)%PAC141+(0.2～0.3)%PMAH-II。

二开直井段(399～2 885 m),采用低固相聚合物防塌钻井液体系。配方:淡水+(0.3～0.5)%Na2CO3+(4～6)%膨润土+(0.1～0.2)%NaOH+(0.6～1)%PAC141+(0.2～0.3)%PMAH-II+(0.5～1.5)%SFT-120+(0.5～1.5)%KJ-1+(1～2)%WFT-666+(1～2)%RT-1+(2～3)% 白油+(1～2)%SPNH+(1～2)%OSAM-K。

二开斜井段(2 885～3 535 m )，采用聚合物混油防塌钻井液体系。配方：淡水+(4～6)%膨润土+(0.3～0.5)%Na2CO3+(0.1～0.2)% NaOH+(0.3～0.5)%PAC141+(0.2～0.3)%PMAH-II+(6～8)%白油+(1～3)%SL-1+(1～1.5)%SFT-120+(0.5～1.5)%KJ-1+(1～2)%JRH-616+(1～2)%RT-1+(1～2)%SPNH+(1～2)%BY-ZL+(2～3)%CSMP+(0.1～0.3)%SP-80+(0.5～1)%SFT-70。

三开水平段(3 535～4 241 m) ，采用混油聚合物磺化钻井液体系。配方：淡水+(4～5)%膨润土+(0.3～0.5)%Na2CO3+(0.1～0.2)%NaOH+(0.1～0.3)%PMHA-II+(0.3～0.6)%PAC141+(1～2)%BY-ZL+(2～3)%RT-I+(1～2)%KJ-1+(8～10)%白油+(2～3)%SFT-120+(2～3)%CSMP-1+(2～3)%SPNH+(2～3)%JRH-616。

3 钻井液维护技术

3.1 一开

(1)配制150 m3膨润土浆(预水化24 h以上)和1%(PAC141、PMAH-II)40 m3聚合物胶液，调整钻井液粘度在35～45 s之间，充分预水化好后开钻。

(2)一开井眼尺寸大，钻井液上返速度低，钻井液中含砂量高，应早开泵晚停泵，以防止沉砂卡钻和蹩漏上部松软地层等。

(3)钻完进尺采用双泵大排量充分循环，用高粘度钻井液(70～85 s)携带沉砂，保持井眼干净、畅通，确保表套顺利下入。

(4)充分使用好固控设备，保持含砂量在0.5%以下。

3.2 二开

(1)在廖庄组加入(0.8～1.2)%聚合物(PAC141∶PMHA-11=2∶1)胶液，包被岩屑、抑制地层造浆，使用好固控设备并及时清除有害固相。

(2)根据地层情况，适当加入WFT-666，SFT-120防止地层垮塌，保证井壁稳定。

(3)钻至2 610 m出现碳酸根、碳酸氢根污染，钻井液粘切快速上升，钻井液出现气泡等现象。通过加入生石灰，抗盐抗钙处理剂消除污染,通过小实验和现场检测碳酸根、碳酸氢根含量，确定生石灰的加量，维护钻井液的性能稳定。

(4)上部通过加入OSAM-K,控制失水小于8 mL，在2 610 m出现污染后，主要通过加入KJ-1，SPNH调节钻井液失水。

(5)加入足量的SL-1、BY-ZL和SFT-120等封堵地层，防止地层坍塌，以提高地层封堵能力。

(6)根据井斜情况和摩阻情况，及时加入RT-1、JRH-616、白油，在井斜大约30°后，保证含油不少于5%。

(7)控制好钻井液的粘切，调整动塑比0.36～0.48，保证良好的携砂性能。

3.3 水平段[2-3]

(1)应严格控制钻井液滤失量，API滤失量小于3.0 mL，同时加强固相控制，含砂量小于0.3%。

(2)保证抗盐处理剂的含量，三开井段一直含有碳酸根和碳酸氢根污染，保证抗盐处理含量不低于5%，及时测量碳酸根和碳酸氢根的含量(表3)，准确加入生石灰。

表3 碳酸根、碳酸氢根浓度测量结果

(3)加强钻井液的抗温性能，通过加足CSMP-II 、SPNH和KJ-1，保证高温(120℃)高压失水小于10 mL。

(4)增强钻井液的润滑性能，通过保证2%～3%固体润滑剂、1%～2%挤压润滑剂和8%～10%白油，保证较低摩阻和扭矩。

4 碳酸氢根、碳酸根污染处理方法

4.1 碳酸氢根和碳酸根处理原理[4]

对碳酸根、碳酸氢根污染，通过加入生石灰消除，其反应原理是：

CaO+H2O=Ca2++2OH-

HCO3-+OH-=H2O+CO32-

Ca2++CO32-=CaCO3

4.2 钻井液测定方法

用移液管移取滤液5 mL，加入蒸馏水稀释到100 mL，移取20 mL于锥形瓶中，加入酚酞指示液(5 g/L)2～3滴，用0.1 mol/L盐酸标准溶液滴定至红色刚刚消失，记录消耗盐酸标准溶液的体积V1；再加入甲基橙指示液(1 g/L) 2～3滴，继续用0.1 mol/L盐酸标准溶液滴定至溶液显橙色即为终点，记录消耗盐酸标准溶液的体积V2。

4.3 碳酸根和碳酸氢根钻井液维护技术

(1)测定钻井液中碳酸根和碳酸氢根的含量，按照1.0 mg/LCO32-需0.0013 kg/m3石灰，1.0 mg/l HCO3-需0.0006 kg/m3石灰处理。控制处理过钙离子浓度小于150 mg/L。

(2)加入抗盐抗碱处理剂，控制CSMP-II、SPNH、KJ-1含量不少于4%，保证API失水小于3 mL，高温高压失水(120 ℃)小于10 mL。

(3)加强固相控制，本井后期钻井液密度高达1.70 g/cm3,钻井液固相含量高，对污染处理难度加大，因此必须强化钻井液中有害固相控制。振动筛使用180 m筛布，除砂除泥器使用效率达到98%以上，及时使用离心机处理有害固相。

5 堵漏技术措施

三开在多压力系统下进行，由于出水严重，钻井液密度从1.35 g/cm3上调到1.70 g/cm3，钻至4 237～4 241 m井段出现井漏。采取承压堵漏方式堵漏。堵漏配方：6%土粉+0.3%PAC141+2%DF+4%CY-1+1.5%粗核桃壳+1.8%细核桃壳+2%云母+2%锯末。承压7 MPa,稳压30 min,挤入5 m3，吐出3 m3，实施堵漏一次成功。

6 结论与建议

(1)选用的钻井液体系能够很好满足现场施工需要，该井未发生一起井下故障。

(2)上部地层要采用强包被、低粘切、强抑制的钻井液体系，才能克服阻卡问题。

(3)针对碳酸根和碳酸氢根污染钻井液问题，通过加入生石灰和抗盐抗钙处理剂处理方法，取得了很好的效果。

(4)在本钻井液体系中，钻井液滤液颜色过深，在测定碳酸氢根含量时终点不易判断，可采用电位滴定或pH计滴定测量的方法。

[1] 李云峰，李 然，沈园园,等.冀东油田南堡23-平2111阶梯水平井钻井技术[J].石油地质与工程，2013，27(4)：93-96.

[2] 邱春阳，马发群，郭祥娟,等.永1-平1井四开小井眼高密度钻井液技术[J].钻井液与完井液，2011，28(3)：85-87.

[3] 张新发，周保国，刘金利.高温小井眼长水平段钻井液技术[J].钻井液与完井液,2012，29(4)，83-86.

[4] 吴奇兵，李早元，崔茂荣，等.聚磺钻井液中碳酸(氢)根来源分析及处理措施[J].钻井液与完井液，2011，29(4)：27-30.