英2井井壁稳定钻井液技术

邱春阳，申禄泰，郝泽君，刘　贺

(胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营 257064)

英2井是准噶尔盆地陆梁隆起北端石西凹陷的一口预探井，主探上石炭统火山岩及侏罗系西山窑组、二叠系砂岩含油气情况，兼顾了解本区石炭系烃源岩与地层层序特征，获取该区石炭系评价研究参数。英2井采用三开制井身结构钻进：一开φ660.4 mm井眼×842.00 m+φ508 mm套管×811.85 m；二开φ444.5 mm井眼×3 488.00 m+φ339.7mm套管×3 487.61 m；三开φ215.9 mm×4 780 m；分段打水泥塞完井。我们通过优选铝胺封堵防塌钻井液体系，采用合理密度支撑-多元协同抑制-双重封堵防塌技术，配合相应的现场施工工艺，使二开长裸眼段及煤层段的井壁稳定，全井无复杂情况发生，施工顺利。

1　英2井钻井技术难点

1)从白垩系吐谷鲁群组至西山窑组，泥岩水敏性强，井壁失稳严重。邻井起下钻阻卡严重，经过2～3趟起下钻的井眼，也存在明显的阻卡显示。即使新井眼只有50～100 m，起钻阻卡也很明显。

2)侏罗系三工河组至八道湾组煤层发育，煤层性脆，节理微裂缝发育，在外力作用下易破碎垮塌。另外，煤层与泥岩呈不等厚互层，泥岩水化后强度降低，导致其上支撑的煤层垮塌；煤层坍塌引起上部泥页岩坍塌，形成垮塌的恶性循环。

3)二开裸眼段长2 600 m，裸眼段长，钻井施工周期增长，致使裸眼段井壁浸泡时间增加，起下钻次数增多，对井壁碰撞、抽吸的机率增多，导致井壁失稳趋势增大。

4)石炭系地层微裂缝发育，裂缝形状不一，杂乱分布，钻进中井塌及井漏同时存在，施工难度大。

2　钻井液体系的选择

2.1　上部地层(0～1 500 m)钻井液体系

上部地层泥岩较软，容易水化，砂岩疏松，渗透性极强。机械钻速高，产屑量大，容易形成虚厚泥饼，如控制不好，极易发生阻卡。确定采用聚合物强抑制钻井液体系，有效抑制泥页岩水化，稳定井壁。体系配方如下：

(4.0%～6.0%)膨润土+(0.1%～0.2%)烧碱+(0.1%～0.2%)纯碱+(0.1%～0.4%)聚丙烯酸钾+(0.1%～0.3%)聚合物包被剂+1.0%聚丙烯腈铵/钾盐+(0.5%～1.5%)低黏羧甲基纤维素钠盐

2.2　下部地层(1 500～4 780 m)钻井液体系

随着井深增加，裸眼井段越来越长，煤层段暴露时间越来越长，对下部地层的井壁稳定性要求也更高。确定使用铝胺成膜封堵防塌钻井液体系，体系配方如下：

(3.0%～4.0%)膨润土+(0.1%～0.2%)烧碱+(0.1%～0.2%)纯碱+(0.2%～0.3%)聚丙烯酸钾+(0.5%～1.0%)水解聚丙烯腈铵/钾盐+(1%～2%)有机胺+(2%～4%)沥青类防塌剂HQ-1+(0.5%～1%)铝络合物抑制剂+(1%～2%)SMP-1+1%非渗透处理剂LW-7+(0.5%～1%)抗高温表面活性剂+(1%～2%)抗高温抗盐降滤失剂JZC-1+(1%～2%)无水聚合醇+(2%～4%)超细碳酸钙+(2%～3%)白油。

3　钻井液体系及技术特点

3.1　强抑制

针对二开上部地层泥岩易吸水膨胀及煤泥互层的特点，强化钻井液体系的抑制性，使用有机胺、聚合醇和铝络合物抑制剂，依靠“晶层镶嵌”、“浊点效应”和“化学键合”三元协同增强钻井液体系的抑制性[1-3]。这样不仅可以减缓上部泥岩段吸水膨胀，还可降低泥煤互层中泥岩水化程度，防止煤层井段垮塌。

3.2　强封堵

针对二开长裸眼段和下部煤层段，提高钻井液体系的封堵能力。

1)长裸眼段的封堵。钻进到二开下部地层时，使用沥青类封堵剂和超细碳酸钙，封堵上部疏松地层，增强地层的承压能力。

2)煤层段的封堵。使用沥青和非渗透成膜封堵剂，配合超细碳酸钙，对煤层井段进行有效封堵，依靠封堵材料协同作用增加封堵效果，减缓钻井液滤液对地层的渗透[4-6]。

3.3　合适的钻井液密度

力学因素引起的井壁垮塌，只有通过力学支撑才能解决。因此，选用的钻井液应具有合适的密度。在二开裸眼段下部钻进及煤层钻进时，必须保证对地层的正压差，以达到对地层的严封堵，进而通过钻井液液柱径向支撑平衡地层坍塌压力，最终达到防止井壁坍塌的目的。

4　钻井液施工工艺

4.1　上部地层(0～1 500 m)钻井液施工工艺

1)配制5%预水化膨润土浆开钻，钻进中按照循环周补充聚合物胶液，其配方为：水+(0.4%～0.6%)NaOH +(0.3%～0.5%)KPAM+(0.2%～0.7%)PAM，保持聚合物在钻井液中的有效含量约为0.5%，抑制岩屑水化分散，保持钻井液性能稳定。

2)上部地层松软，渗透量大，适时补充预水化膨润土浆，保证钻井液具有良好的悬浮携带能力。

3)施工中控制钻井液具有适当的黏切和低的固相含量，使钻井液具有良好的流变性，防止黏切过高导致岩屑在井壁上形成虚厚泥饼。

4)钻进中，适当控制钻井液API失水，充分提高钻头水马力破岩效果，提高机械钻速，提高大井眼的净化能力，适当冲刷井壁。

5)上部地层钻速快，大井眼产屑量多，容易造成固相污染，因此施工中开启四级固控设备，除去钻井液中的劣质固相。

6)做好短起下钻，及时破坏井壁上形成的虚泥饼，修复泥岩缩径井段，保证井眼畅通。

4.2　下部地层(1 500～4 780 m)钻井液施工工艺

1)开钻后控制钻井液密度在设计下限，二开下部钻井液密度增加至1.24 g/cm3。依靠钻井液液柱压力平衡地层坍塌压力，保持二开长裸眼段的井壁稳定。三开地层微裂缝发育，钻进中钻井液密度控制在1.15 g/cm3，防止井漏。

2)中压滤失量控制在5 mL以内。3 500 m后加入磺化酚醛树脂和磺酸盐聚合物降滤失剂，控制钻井液的高温高压滤失量在10 mL以内，降低滤液向地层的渗透。滤失量随井深的控制情况见图1和图2。

图1　1 500～3 500 m井段API滤失量控制情况

图2　3 500～4 780 m井段HTHP滤失量控制情况

3)钻进过程中，逐渐提高钻井液的漏斗黏度，由适当冲刷井壁到护壁防塌，由依靠排量携岩到依靠钻井液悬浮携带岩屑。漏斗黏度控制如图3所示。

图3　漏斗黏度控制情况

4)在土古鲁群组底部，一次性加入1%铝络合物抑制剂和0.5%有机胺，随井深增加逐渐增加其含量，增强钻井液体系的抑制性。

5)在土古鲁群组底部，一次性加入3%沥青类防塌剂和3%超细碳酸钙；以胶液形式补充1%非渗透成膜封堵剂，增强钻井液体系对地层的封堵效果。

6)钻进中控制钻井液体系pH在9左右，防止pH过高导致岩屑水化分散及煤层溶解。

7)钻进至二开下部地层时，钻井液中适当加入白油润滑剂和聚合醇，根据工程摩阻及扭矩情况增加其含量，防止在长裸眼段造成起下钻遇阻。

8)二开打完进尺后适当提高钻井液黏切，彻底净化井眼；待振动筛没有岩屑返出后，配制封井浆封住煤层井段，保证电测及套管顺利到底。电测封井浆配方为：120 m3井浆+1% SMP-1+1%沥青类封堵剂+1%白油润滑剂+1%抗高温抗盐降滤失剂+1.5%非渗透成膜封堵剂+1%塑料小球；下套管封井浆配方为：80 m3井浆+1% SMP-1+1%抗高温抗盐降滤失剂+1%白油+1.5%非渗透成膜封堵剂+1.5%沥青类封堵剂。

9)三开完钻后，为保证电测顺利，配制50 m3封井浆封住三开裸眼段。封井浆配方为：50 m3井浆+4%白油+2%非渗透处理剂+4% SMP-1+4% HQ-1。

10)每钻进200 m或每24 h进行一次短程起下钻，刮掉井壁上吸附的虚厚泥饼，修整井壁；控制起下钻速度，下钻过程中分段顶通，避免在煤层井段开泵，防止二开长裸眼段井壁垮塌及三开裸眼段发生井漏。

5　钻探效果

1)英2井施工中井壁稳定，起下钻畅通无阻，取芯收获率93.6%，电测一次成功率100%。

2)施工中井身质量良好，全井井径平均扩大率为8.96%，煤层段井径平均扩大率为6.17%。

3)三开钻至井深4 474 m后冬休80天，下钻通井一次到底，表明体系抑制能力和封堵能力具有长效性。

6　结论

1)该区块二开裸眼段长，上部地层疏松，泥岩较软易吸水膨胀，地层压力系数低。因此，钻进中必须提前加足抑制剂和封堵剂，提高钻井液体系的抑制性和封堵性。

2)煤层段的防塌要采用综合方式，提前加入沥青封堵剂和非渗透处理剂，同时使用合理的钻井液密度，通过多元协同稳定井壁。

[1]郭京华,田凤,张全明,等. 铝络合物钾盐强抑制性钻井液的应用[J]. 钻井液与完井液，2004,21(3)：23-26.

[2]张启根，陈馥，刘彝，等．国外高性能水基钻井液技术发展现状[J]．钻井液与完井液，2007，24(3)：74-77．

[3]王洪宝，王庆，孟红霞,等.聚合醇钻井液在水平井钻井中的应用[J].油田化学, 2003,20(3): 200-202.

[4]申瑞臣,屈平,杨恒林. 煤层井壁稳定技术研究进展与发展趋势[J]. 石油钻探技术, 2010, 38(3): 1-7.

[5]黄治中,杨玉良,马世昌.不渗透技术是确保霍尔果斯安集海河组井壁稳定的关键[J]. 新疆石油科技, 2008, 18(1): 9-12.

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