钙基聚磺钻井液在南页1井的应用

谭晓峰，陈远树，任艳增，张锦

（大港油田石油工程研究院，天津 300280）

南页1井是四川盆地川东南构造带南川断鼻上实施的第一口页岩气预探井，位于重庆市南川区石墙镇西南方约3.3 km处，设计井深4050 m，实际完钻井深是4465 m，目的层是下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组。本井自二开580 m开始使用聚合物防塌钻井液体系，三开使用钙基聚磺钻井液体系完成该井的钻探任务，共历时6个月。在目的层首次发现了良好的气体显示,并且通过电测显示实施的井段井径规则。体现出钙基聚磺钻井液体系体系的强抑制性和良好的保护油气层效果。

南页1井是一口三开直井，其实际钻井井身结构为：

导管：Φ660.4 mm ×20 m+Φ508 mm ×19 m；一开：Φ444.5 mm ×435 m+Φ339.7 mm ×435 m；二开：Φ311.1 mm ×2612 m+Φ244.5 mm ×2610 m；三开：Φ 215.9 mm×4465 m。

1 南页1井钻井液重点、难点技术措施

1.1 气体-液体转换技术措施

气体钻井结束后，使用全油基前置液注入井内润湿干燥的井壁，改变地层亲水性，防止替入常规钻井液后，产生的滤液与地层中的泥岩作用，从而发生分散、剥落，引起井壁失稳问题。

1.1.1 全油基前置液作用机理

该前置液在气液转换前注入井内，改变井壁界面为亲油特性，为井壁涂上一层保护膜，防止替入常规钻井液后产生的滤液与地层中的泥页岩发生水化作用，从而导致井壁失稳。

1.1.2 前置液的基本配方

50%润湿反转剂+43%柴油+5%沥青类封堵剂+2%复合堵漏剂。

1.1.3 气液转换钻井液施工工艺

a)地面配置：在地面按配方配置好转换钻井液。前置液需要提前配制，数量为30方。

b)气液转换方式采用旋转喷淋法：上提钻具至上层套管内，使用原钻具低排量喷淋前置液，静停约半小时，让前置液粘糊在井壁作用；然后以排量30～35 L/s跟注钻井液至井口。

1.2 井壁失稳的预防和处理

1.2.1 控制适当的钻井液密度一方面提供有效应力支撑井壁，另一方面有助于快速形成薄泥饼。

1.2.2 严格控制钻井液API失水小于4mL，；同时，加足防塌抑制剂、封堵类材料，满足对泥岩的有效抑制和封堵增强钻井液护壁能。

1.2.3 如出现井塌，使用重稠浆举砂，将井内坍塌塌块及时带出。

1.3 防漏堵漏措施

1.3.1 进入漏层前钻井液密度尽量走下限，降低压差。同时，在钻井液中加入单向压力封闭剂提高地层承压能力的目的。

1.3.2 如发生微漏时可以采用井浆+随钻堵漏剂进行堵漏。

1.3.3 如发生失返性漏失，采用静止堵漏的方法堵漏。基本配方：井浆+1%细目钙+2%单向压力封闭剂+5%复合堵漏剂。

1.4 硫化氢的预防和处理

1.4.1 适当提高钻井液密度，平衡地层压力；提高钻井液pH值至10～11。

1.4.2 在原井浆中加入除硫剂：井浆+2～3%碱式碳酸锌。

1.5 地层出水的预防和处理

一旦发现地层水污染，采用“一压、二堵、三放”处理原则进行处理；首先提高钻井液密度压死地层水，防止水污染钻井液。加入封堵剂进行堵水防止水进入。如果大量地层水侵污钻井液，根据侵污程度适当排放，并加入适量处理剂进行处理。

2 南页1井钻井液现场施工工艺

2.1 导管：0.00～20.00，钻头尺寸：Φ660.4mm。

采用预水化膨润土钻井液稀释后钻进。然后下入导管。

2.2 一开（20 m-435 m、空气钻进/雾化钻进）钻头尺寸：444.5 mm。

本井一开依据设计采用空气钻钻进。至井深77.70 m开始出水，至井深285.00 m出水量升至70 m3/h。由于地层出水量逐渐增大无法使用空气钻井，后将空气钻井改为清水充气钻井。钻完一开进尺后，顺利下入表层套管。

2.3 二开435 m～2612 m空气钻进/雾化钻进。聚合物防塌钻井液体系，钻头尺寸：Φ311.1 mm。

二开技术难点：所钻层位存在石膏层、煤层等，难点是钙侵和煤层的井壁稳定问题。

二开仍采取空气钻钻进。由于钻遇多个水、漏同层。且常规堵漏方式无法满足井下情况,采用了6次水泥封堵的方式进行堵漏，至580 m扔无法满足要求，为满足井下安全转换聚合物防塌钻井液体系。其钻井液体系配方为：生产水+4%～5%膨润土+0.1%～0.3%Na2CO3+0.1%～0.3%NaOH+0.2%～0.3%KPAM+0.1%～0.2%HV-PAC+1%～2%LVCMC+1%～2%环保降滤失剂+2%～3%HF-KYG+2%单向压力封闭剂+2%～3%钻井液用防塌剂HFT-201+CaO水溶液。

钻井液维护与处理：（1）二开上部井段为空气钻钻进，转换钻井液前井内掉块较多，上提下放遇阻，扭矩不稳。考虑井壁没有泥饼有较大的井壁失稳和漏失风险，因此采用前置液+钻井液的方式转换。并严格控制循环井浆的中压滤失量在3 mL以下，有效保证了井壁的稳定性。（2）鉴于上部已经形成的大肚子井眼，气液转换后钻井液性能进行了提高粘切补充搬土含量的调整使钻井液具有良好的造壁性，保证了井下安全。（3）根据现场钻井液助剂消耗和钻井液性能情况进行日常维护。日常维护以胶液形式完成。保证体系中包被剂含量在0.2%以上，防塌剂含量在2%以上。（4）充分利用钻井液四级固控设备，及时清除钻井液无用固相。同时在钻井液中加入CaO以保持钻井液的清洁度，来达到对钻井液粘切的控制。（5）为避免地层酸性气体侵入，对钻井液进行了调整：一是提高循环井浆的密度由1.30 g/cm3调整至1.37 g/cm3；二是加入片碱提高钻井液pH值到11；三是补充加入氧化钙，除去碳酸根及碳酸氢根、降低钻井液粘切。（6）二开完钻井深2612 m。电测一次成功，平均井径扩大率为1.82%。为确保下套管顺利施工，大排量循环两周起钻下套管。套管顺利下深2610.73 m。

2.4 三开2612 m～4465 m钙基聚磺钻井液体系钻头尺寸Φ215.9 mm。

三开技术难点：所钻地层以硅质页岩、碳质页岩为主。因此，井壁稳定问题是重点。

三开使用钻井液体系钙基聚磺钻井液体系。

其配制方案为：生产水+2%～3%膨润土+0.1%～0.2%Na2CO3+0.1%～0.3%NaOH+0.2%～0.3%KPAM+1%～2%LV-CMC+2%～3%SAS+2%～3%SMP-II+2%～3%SMC+2%～3%HFT-201+3%～4%HF-KYG+0.5%特种稀释剂+CaO水溶液。

三开原设计井深为3980 m，更改设计井深为4050 m，实际完钻井深4465 m。原计划取芯进尺40 m实际为97.97 m，增加了57.97 m；完钻井深由4050 m变为4465 m，加深415 m。

钻井液维护与处理：（1）三开钻井液在二开钻井液基础上直接转换，因此，采取补充新胶液和氧化钙的方式对二开钻井液进行处理，使其性能达到密度1.35 g/cm3,漏斗粘度45 s，塑性粘度20 mPa.s，动切力5 Pa，初终切1/9 Pa，中压失水3.3 mL。三开钻进。（2）根据现场消耗和钻井液性能对钻井液进行日常维护，保证循环井浆中的各处理剂含量充足，满足钻井液的抑制性能、防塌性能要求。为避免钻井液性能出现较大波动引起井下复杂情况产生，处理剂严格以胶液的形式细水长流按循环周进行补充。（3）三开井段泥岩段长，严格控制API滤失量在3mL左右，同时保证防塌剂及磺化沥青含量充足，提高抑制性，保证泥岩井段稳定。同时，在循环井浆中不断补充加入CaO以消除地层中酸性气体影响，并且使粘土始终处于适度分散有利于钻井液清洁。（4）在钻进过程中根据钻井液粘切情况使用稀释剂，保证钻井液粘切处于合理范围；同时，加入1%～2%的润滑剂保证钻井液的润滑性严格控制泥饼润滑系数在0.06。（5）在完成第一次取芯后，钻井液在起下钻过程中出现粘切上涨现象。通过取样检测发现钻井液中、HCO3-离子量分别达到1620 mg/L、7198 mg/L，为最大限度的消除、HCO3-对钻井液性能的影响，定期按需加入了CaO水溶液和0.5%特种稀释剂，同时提高钻井液pH值至11，提高了钻井液的抗污染能力，保证钻井液性能的稳定。（6）本井三开完钻井深4465 m，完钻钻井液密度1.56 g/cm3，完井电测前大排量循环，工程短起下钻，探井底无阻卡显示后起钻电测。平均井径扩大率为3.8%。

3 结论

通过钙基聚磺钻井液体系在南页1井的使用，该体系具有以下特点：

3.1 钙基聚磺钻井液体系性能稳定，具有良好的流变性能，维护处理简单；

3.2 钙基聚磺钻井液体系具有较好的抑制粘土分散和稳定井壁能力，能很好地解决长段泥岩和硬脆性泥页岩的井壁稳定问题；

3.3 钙基聚磺钻井液体系具有较好的抗污染能力，南页1井先后钻遇石膏层、石膏线，酸性气体层等特殊地层，钻井液未产生较大波动；

3.4 钙基聚磺钻井液体系具有较好的保护储层能力。钻井液具有低固相、低分散、低滤失量等特性，最大程度的减少了钻井液对储层的损害。