KCl聚磺钻井液在TP338H井三开的应用

范落成，王杰东，何小明，胡林

（中国石化华东石油局钻井工程公司，江苏镇江212009）

KCl聚磺钻井液在TP338H井三开的应用

范落成，王杰东，何小明，胡林

（中国石化华东石油局钻井工程公司，江苏镇江212009）

在TP338H井的几口邻井施工时，三开井段均采用常规聚磺钻井液体系，在钻井过程中，PDC钻头泥包、井壁失稳垮塌、下钻大段划眼等复杂情况时有发生，严重影响了钻井施工进度。通过查询和调研相关钻井液资料，决定在TP338H井三开使用KCl聚磺钻井液体系，以聚磺钻井液为基础，通过加入KCl来增强其抑制性和防塌性能。室内性能评价表明，KCl聚磺钻井液的抑制防塌性、高温稳定性、抗污染性、润滑性及流变性能均优于常规聚磺钻井液体系。该井三开井段施工顺利，未出现钻头泥包、严重垮塌等复杂情况，KCl聚磺钻井液体系在该井取得了良好的应用效果，对以后该区块的钻井液施工具有很好的参考意义。

KCl；聚磺钻井液；抑制性；高温稳定性；TP338H井

近些年来，在塔河油田中生界的三叠系和古生界各地层的钻井施工过程中，主要使用的是聚磺防塌钻井液体系，该体系具有较强的抗温能力和不错的防塌性能，基本上能够满足钻井施工的要求，为塔河油田的勘探开发发挥了重要的作用。但是，随着塔河油田提速提效的全面开展，三叠系以下井段的井壁稳定及PDC钻头泥包等问题日渐突出，成为阻碍提速提效的重要技术难题。常规的聚磺防塌钻井液体系已经不能有效地满足提速提效的需求。通过对KCl钻井液技术的调研和分析，认为在聚磺钻井液中加入KCl能提高其抑制性能[1-3]，K+由于其特殊的晶格结构，使其具有很强的抑制黏土水化膨胀的能力，能有效地抑制泥页岩的水化，提高钻井液的防塌能力[4]。因此，考虑在塔河油田钻井中引入该钻井液体系，以解决三叠系以下井段泥岩地层的垮塌及钻头泥包等复杂问题。

1 TP338 H井三开钻井液技术难点

TP338H井是2014年布于塔河油田托甫台区块的一口四开制开发井，三开井段以215.9 mm钻头从4 740 m钻至6 958 m，本开次钻遇地层主要包括石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系，通过对地层岩性的分析，以及邻井资料的调研，该井三开钻井液主要存在以下技术难点。

1）该井段从4 740 m至6 958 m，井温在90～140℃，井温高，压差大，容易造成黏土高温分散引起钻井液黏切升高、滤失量增大、易压差卡钻等，因此，要求钻井液在高温条件下仍能保持良好的流变性、滤失性和润滑性能。

2）石炭系卡拉沙依棕褐、深灰色泥岩中，黏土矿物平均质量分数为30%～50%，而黏土矿物中的蒙皂石和伊/蒙混层的相对质量分数约为25%[5],阳离子交换容量较大[6],水化膨胀性能较强。在钻井过程中，该地层泥岩极易水化膨胀造成PDC钻头泥包和井壁掉块垮塌，严重影响钻井速度和井下安全，邻井TP302X和TP316X井均出现不同程度的PDC钻头泥包现象，且TP316X井在卡拉沙依地层多次反复划眼，因此，要求钻井液具有良好的抑制防塌性能。

3）志留系柯坪塔格绿灰、深灰色泥岩虽然水化膨胀性相对较差，但是该井段微裂隙发育，井壁经过长时间浸泡以后，钻井液滤液容易沿微裂隙进入泥岩内部，一方面消弱颗粒间的胶结力，另一方面少量泥岩的水化膨胀也能大幅度降低泥岩地层的整体强度，从而导致井壁失稳，井径扩大率增大，易形成糖葫芦和锯齿状井眼，严重影响起下钻及后续作业的顺利进行。TP328X井在柯坪塔格地层（5 400～6 027 m）划眼时效在10天以上，TP316X井在柯坪塔格地层（5 634～6 081 m）划眼时效也在12天以上，因此，要求钻井液具有良好的封堵及抑制性能。

4）奥陶系桑塔木组地层中上部为灰、灰褐色泥岩与泥质灰岩、泥晶灰岩不等厚互层，下部为灰色泥岩，该地层井壁相对比较稳定，但是长时间浸泡同样易导致泥岩剥落垮塌。TP328X井在桑塔木地层（6 295～6 755 m）划眼时效在3天以上，TP316X井在桑塔木地层（6 100～6 470 m）划眼时效在15天以上，因此，要求钻井液具有较强抑制防塌性的同时，尽量加快钻井施工速度，减少裸眼浸泡时间[7]。

2 室内配方优选及性能评价

2.1 室内配方优选实验

2.1.1 聚磺基浆配方的确定

钻井液的包被抑制性和流变性与包被抑制类聚合物分子量的大小有直接关系，一般要求分子量大于250×104，不少已经达到600×104，甚至1 000×104以上[7]，选择分子量在300×104左右的聚丙烯酰胺钾盐（KPAM）作为聚合物抑制剂，加量控制在0.3%～0.5%，以及分子量在600×104以上的乳液高分子聚合物（DS-301）作为包被剂，加量控制在0.1%～0.2%。

磺化材料主要选择磺化酚醛树脂（SMP-1）、褐煤树脂（SPNH）作为抗高温降滤失剂，磺化沥青（FT-1）作为防塌剂，加量分别控制在2.0%～3.0%。

根据近几年在塔河工区对聚磺钻井液的使用，确定聚磺基浆配方为：3.5%膨润土浆+0.2%NaOH+ 0.1%PAC-HV+0.3%KPAM+0.2%DS-301+2.5% SMP-1+3.0%SPNH+2.5%FT-1。

2.1.2 KCl加量的确定

由于该井二开中完前已经转化成聚磺钻井液体系，且钻井液配方基本和上述聚磺基浆配方一致，因此，选择井浆作为基浆进行室内小型实验，以确定KCl的加量，作为三开转型的依据。

表1 KCl加量优选实验Table 1 KCl dosage optimization experiment

测定井浆的六速、API失水、坂土含量等性能，并逐步加入1%、3%、5%、7%KCl,以120℃热滚16 h后12×1 000 r/min充分搅拌30 min,分别测定其性能，从而优选出最佳KCl加量，并观察KCl对钻井液的影响规律[8]。

从表1中对比实验结果可以看出：随着KCl加量的增加，钻井液的塑性黏度变化不大，3%之前，动切力、静切力和中压失水都是增大，3%之后均减小，5%之后趋于稳定，且性能符合该井三开钻井施工设计的要求。KCl加量从5%增至7%，坂土含量不再降低，说明KCl加量在5%以上对于增强钻井液的抑制性比较合适，已经完全可以满足抑制泥岩分散的要求。KCl加量控制在5%～7%比较合适。

综合以上分析及实验结果可以确定KCl聚磺钻井液的基本配方为：3.5%膨润土浆+0.2%NaOH+ 0.1%PAC-HV+0.3%KPAM+0.2%DS-301+2.5% SMP-1+3.0%SPNH+2.5%FT-1+5%KCl.

2.2 性能评价实验

取该井二开完钻时的井浆，加入0.2%NaOH+ 2.5%SMP-1+3.0%SPNH+2.5%FT-1+5%KCl后作为基浆，进行各项性能测试，并进行评价。

2.2.1 高温稳定性评价

在常温条件下测试配制基浆的常规性能，然后在120℃温度下热滚老化16 h，再次测其性能，实验结果见表2。由表2可知，该钻井液在老化后性能变化不大，仍然具有良好的流变性和滤失性能，抗温性能良好。

表2 高温稳定性实验Table 2 High temperature stability test

2.2.2 高温抑制性评价

取邻井TP337H井卡拉沙依组地层的棕褐色泥岩岩屑，放入聚磺钻井液、5%KCl基浆中，在120℃温度下热滚老化16 h后，分别测定其回收率，结果见表3。从实验结果可以看出，5%KCl基浆钻井液的岩屑回收率更高，抑制性明显强于常规聚磺钻井液体系。

表3 岩屑回收率对比实验Table 3 Cuttings recovery experiments

2.2.3 抗黏土侵评价实验

托甫台区块三叠系和石炭系地层以泥岩为主，且泥岩容易水化膨胀造浆，一方面影响钻井液性能，另一方面易造成PDC钻头泥包，因此，有必要对5% KCl基浆进行抗黏土侵评价。将基浆用变频高速搅拌器12×1 000 r/min高速搅拌30 min，期间分别加入2%、3%、4%土粉，然后观察流变性变化[9]。实验结果见表4，在KCl聚磺钻井液中逐步加入2%～4%土粉后，钻井液黏度和切力变化不大，流变性依然较好，说明该钻井液抗黏土侵能力强，抑制性好。

2.2.4 润滑性评价

用粘滞系数测定仪分别对常规聚磺钻井液和5%KCl聚磺钻井液在老化前后的泥饼粘滞系数进行了测量，实验结果见表5。实验表明：常温下，两种钻井液体系的粘滞系数相当，而经过120℃老化16 h后，5%KCl聚磺钻井液的粘滞系数明显小于常规聚磺钻井液，具有更好的润滑性能。

钻井液性能室内评价结果表明，KCl聚磺钻井液对于泥岩地层的水化膨胀和分散具有良好的抑制性能，同时具有良好的高温稳定性能、抗黏土污染能力和润滑性能。因此，在该井三开钻井中，使用了该钻井液体系。

表4 抗黏土侵评价实验Table 4 Anti clay contamination evaluation experiment

表5 润滑性实验结果Table 5 Experimental results of lubrication performance

3 现场应用

3.1 钻井液维护处理措施及主要性能

1）三开开钻前，在套管里面把聚磺钻井液转化成KCl聚磺钻井液体系，一是使用离心机充分清除固相含量以及控制合适的坂土含量，二是补充足够的SMP-1和SPNH，三是按照室内小型实验配方加入0.2%的NaOH和5%KCl，并充分循环保证性能均匀稳定。

2）高分子聚合物抑制剂KPAM及DS-301的加量分别控制在0.3%和0.2%左右，水化能力强且易导致PDC钻头泥包的卡拉沙依泥岩井段可以适量增加，而志留系和奥陶系井段聚合物加量可以适量减少，并可以根据流变性能灵活调整加量。

3）合理使用好四级固控设备，及时地、最大限度的清除有害固相，同时配合使用PAC-LV、PB-1和 QS-2改善泥饼质量，减少钻井液消耗，同时不定期加入液体润滑剂提高钻井液的润滑性能。

4）SMP-1、SPNH的加量分别在2%以上，增强钻井液的抗温性能，保证高温条件下良好的流变性能，同时不定期补充KCl维持其含量在5%左右，保证钻井液的抑制性。

5）在志留系井段钻进过程中，除了保证常规防塌剂FT-1的加量大于2%以外，还配合使用了高软化点乳化沥青以及不同粒径的石灰石粉，以进一步增强钻井液的封堵防塌能力。

6）KCl聚磺钻井液体系在使用过程中，黏度和切力会慢慢往下降，因此现场备足坂土浆，根据实际情况定期补充坂土浆和NaOH,控制好切力，控制动塑比在0.5左右，保证钻井液良好的剪切稀释性能和携岩性能。

该井三开井段钻井液性能见表6。

3.2 应用效果

1）该井三开井段在钻井施工过程中，钻井液性能稳定，流变性、携岩性等满足钻井施工的要求；钻井液泥饼质量薄而韧，润滑性能良好，起下钻摩阻较小，一般在50 kN以内。

2）卡拉沙依泥岩井段钻进过程中，钻井液性能稳定，地层没有明显的造浆现象，PDC钻头没有出现钻头泥包现象。

表6 TP338H井三开钻井液性能Table 6 Drilling fluid performance of the third drilling of well TP338H

3）该井钻进至6 750 m以前，钻井液包被抑制性强钻屑成型度好，棱角分明，没有严重的掉块垮塌现象，井壁稳定，未出现划眼情况，而TP316X井在卡拉沙依、柯坪塔格和桑塔木地层的划眼总时效在30天以上，TP328X井在柯坪塔格和桑塔木地层的划眼总时效也在13天以上。该井钻至6 750 m出现井漏，承压堵漏后，由于自由水大量挤入地层，导致留系柯坪塔格泥岩地层（5 830～6 020 m）垮塌，井径偏大，出现划眼情况，该复杂情况与钻井液体系无关，该井三开井径曲线见图1。

图1 TP338H井三开井径曲线Fig.1 Well diameter curve of the third drilling of well TP338H

4）相比于邻井，本井实际钻井周期有大幅度的缩短，为148.17 d，平均机械钻速最高，为5.85 m/h，三开井段平均井径扩大率最小，为6.9 4%，具体对比统计数据见表7。

表7 统计数据对比Table 7 Statistical data comparison table

4 结论与建议

1）相比于常规的聚磺钻井液，KCl聚磺钻井液具有更良好的抑制性能、高温稳定性能、抗黏土污染能力和润滑性能等。

2）KCl聚磺钻井液有效地解决了TP338H井三开井段井壁稳定和PDC钻头泥包等复杂问题，对以后该区块的钻井液施工具有很好的参考意义。

3）TP316X、TP328X和TP338H井在志留系地层均出现过井漏情况，增加了钻井周期和钻井成本，因此，进一步加强托甫台三区志留系地层随钻堵漏技术的研究与应用，减小该地层井漏的风险，缩短井漏造成复杂情况的处理时效。

[1]鄢捷年.钻井液工艺学[M].北京：石油工业出版社，2001.

[2]艾中华，郭健康，唐德钊.新型KCl/硅酸钠钻井液在强水化分散泥页岩中的应用[J].石油钻探技术，2009，37（5）:77-80.

[3]赵利，郭延辉，李竞，等.金河1井有机盐氯化钾高密度钻井液技术[J].钻井液与完井液，2011，28（1）:78-80.

[4]孙明波，侯万国，孙德军，等.钾离子稳定井壁作用机理研究[J].钻井液与完井液，2005，22（5）:7-9.

[5]宋明全，金军斌，刘贵传，等.塔河油田三叠系石炭系井眼失稳机理及控制技术[J].钻井液与完井液，2002，19（6）:15-19.

[6]郭新锋，黎艳，王娟芳，等.几种测定膨润土阳离子交换容量方法的比较[J].工业计量，2008，18（1）:11-14.

[7]鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：石油大学出版社，2001.

[8]赵雷青，张金山，盖靖安，等.KCl钻井液在乌国咸海区域两口探井的应用[J].西部探矿工程，2013，26（10）:31-34.

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（编辑：杨友胜）

Application of KCl polysulfonate drilling fluid in the third drilling of well TP338H

Fan Luocheng,Wang Jiedong,He Xiaoming and Hu Lin
(Drilling Engineering Company of East China Petroleum Bureau,SINOPEC,Zhenjiang,Jiangsu 212009,China)

In the construction of adjacent wells of well TP338H,the third drilling sections all adopted the conventional polysulfo⁃nate drilling fluid.In the process of drilling,some complex situations often occurred,including PDC bit balling,wellbore instability and long section reaming,which affected the drilling construction schedule seriously.Through researching the related materials of drilling fluid,in the third drilling of well TP338H,KCl polysulfonate drilling fluid system was adopted.Using polysulfonate drilling fluid as the foundation,the inhibition and anti collapse properties were enhanced by adding KCl.The indoor results show that,the performances of KCl polysulfonate drilling fluid system are superior to those of conventional polysulfonate drilling fluid system, among them,the performances include inhibition and anti collapse,high temperature stability,anti pollution ability,lubricity and rheological properties.The third drilling construction of this well was smooth,and the complex situations including bit balling and serious collapse were not happened.KCl polysulfonate drilling fluid system achieves good results in the well,thereby offering good references for future construction in this block.

KCl,polysulfonate drilling fluid,inhibition,high temperature stability,well TP338H

TE254

A

2014-09-29。

范落成（1982—），男，工程师，钻井液技术的现场应用与研究。