氯化钾聚合醇钻井液在涠西区块定向井应用效果分析

邱 康，雷新超，贾凤龙，马 帅

氯化钾聚合醇钻井液在涠西区块定向井应用效果分析

邱 康，雷新超，贾凤龙，马 帅

（中石化海洋石油工程有限公司，上海 200120）

针对涠西区块复杂井段钻井液的使用要求，基于涠西区块定向井钻井施工现象，对氯化钾聚合醇钻井液在该区域定向井应用效果进行了分析，结果表明：氯化钾聚合醇钻井液能够基本满足涠西区块定向井钻井施工要求，但没有彻底解决涠二段到流二段井壁垮塌问题，需要进一步对钻井液体系及性能进行优化，以便更好地解决复杂井段井壁垮塌问题，确保后续定向井及水平井钻井施工安全。

涠西；聚合醇钻井液；抑制封堵；井壁垮塌；定向井

2015年，中石化在涠西区块部署了2口定向井，其中，涠4井获得高产工业油流。针对涠西区块涠二段与流二段复杂井段井壁严重失稳问题，通过调整钻井液配方和性能参数，使2口井钻井施工顺利完成。本文从该区域施工技术难点入手，讨论了氯化钾聚合醇钻井液体系及性能在该区域的应用效果与不足，为后续施工的钻井液使用、维护提供指导。

1 涠西区块钻井液技术难点

中石化涠西区块位于南海北部大陆架西部的北部湾盆地西部，毗邻中海油涠洲区块，涉及万山隆起、涠西南凹陷、涠西南低凸起、海中凹陷和企西隆起五个构造单元，北部湾盆地是中生代区域隆起背景下发育起来的新生代沉积盆地。依据地质研究成果，地层自下而上可划分为三个部分：第一部分为古近系陆相沉积，包括长流组、流沙港组、涠洲组；第二部分为新近系海相沉积，包括下洋组、角尾组、灯楼角组和望楼港组；第三部分为第四系灰黄色砂层及灰色黏土；主要目的层为涠洲组和流沙港组。

从中海油涠洲、乌石区块、中石化徐闻区块等周边区域钻井施工情况来看，该区域主要复杂问题为涠二段与流二段的井壁垮塌以及由此引发的卡钻、起下钻遇阻严重等[1-3]。据不完全统计，中海油涠洲区块由井壁垮塌引起的工程问题占比在60%以上，多次出现埋钻具、井眼报废、侧钻等重大钻井复杂情况或者事故[1-2]。从机理上看，该区域井壁垮塌主要由地应力差值大、泥页岩微裂缝发育、泥页岩水化等原因引起。该区域使用水基钻井液时，虽然对钻井液体系、井身结构、井眼轨迹控制、钻井参数等多方面进行了优化，在一定程度上解决了井壁垮塌问题，但是近年来，仍频繁出现由井壁垮塌引发的复杂情况或事故，表明未能根本上解决井壁垮塌问题。

目前，涠西区块仅有8口已钻井，其中中石化6口，中海油2口，钻井工作投入较少。2015年以前，中石化在涠西区块实施了4口直井，其钻井液体系包括海水聚合物体系、海水聚磺防塌体系、KCl/聚合醇防塌体系等（表1），均未能较好解决该区域涠二段到流二段井壁失稳问题（图1）。从图1中可以看出，4口井从涠二段到流二段井径扩径较为严重，均出现了扩径率超过30%的井段，这一状况与整个涠洲地区基本规律类似，井径不规则引发起下钻遇阻频发，4口井累计遇阻95次，占所有复杂情况的96%（图2）。

表1 涠西区块2015年前钻井液体系

图1 涠西区块4口直井井径情况

由于定向井井段井斜角大，且受作业平台（勘探2号）泥浆泵能力限制，除了重点解决井壁失稳问题，还需要特别注意斜井段携岩和润滑问题。

2 复杂井段钻井液技术方案

2015年，中石化在涠西区块部署了2口探井，均为大斜度定向井，最大井斜角为47°，稳斜段穿过从涠二段到流二段的不稳定层段，对钻井液性能提出了更高要求；为了解决涠二段与流二段地层的井壁垮塌问题，对钻井液选型、性能设计及钻井液维护给出了以下基本思路：

（1）合理设计钻井液密度，提高钻井液对井壁支护能力，降低应力性垮塌风险。

（2）提升钻井液抑制能力，降低黏土矿物水化活性，降低钻井液滤失量；提高钻井液对微裂缝封堵能力，改变裂缝浸润性，减少滤液进入地层。

（3）合理调整钻井液黏度、切力，提高携岩能力，必要时采用划眼破坏岩屑床；提高钻井液润滑能力，降低钻具摩阻和扭矩。

依据上述思路，对比涠2井、涠3井与海1井、涠1井钻井液使用情况。选用了防塌效果较好的“氯化钾聚合醇钻井液体系”[4-5]，该体系钻井液配方如下：0.3% NaOH + 0.2% Na2CO3+ 3%~5% KCl+0.3% PAM + 1.5% PACLV+3%DYFT（磺化沥青）+ 0.3% LPF-H（成膜剂）+0.3% SH201+ 2%~3 % LSF（非渗透封堵剂），钻井液性能指标要求见表2。

钻井液密度需要满足平衡坍塌压力和地层压力要求，以涠4井为例（图3），涠洲组钻井液密度需要控制在1.25~1.40 g/cm3，流沙港组钻井液密度需要控制在1.30~1.50 g/cm3。

图2 涠西已钻井复杂情况统计

3 复杂井段钻井液施工措施

涠西区块涠二段到流二段对应井段为12-1/4″和8-1/2″井段，这两个井段使用的钻井液参数见表3，为了达到钻井液性能要求，两个井段钻井液施工措施为：

表2 涠西区块钻井液性能要求

图3 涠4井三个压力剖面钻前预测

3.1 12-1/4″井段

（1）为便于钻井液低密度固相的控制，开钻全部使用新配制钻井液， 2 500 m以后加入3% SMP，降低高温高压失水。

（2）进入涠二段时，严格控制钻井液液相活度，减少滤液的侵入；降低钻井液失水至3 mL以下；补充3%~5%超细碳酸钙（1 500目、3 000目各半）、3% SMP、3%LSF（配成胶液，1个循环周加入），严格控制HTHP（120°，10~12 mL）；无水聚合醇、聚胺抑制剂和纳米乳液的质量分数分别大于3%、0.5%和2%，液体处理剂可按循环周直接加入井浆中。

表3 涠西区块定向井钻井液性能参数

（3）接近进入涠二段前将钻井液密度提高到1.25 g/cm3，密切观察振动筛返出岩屑状态，遇到掉块，及时提高密度。

3.2 8-1/2″井段

（1）严格控制钻井液水活度，减少滤液的侵入，增加抗温材料，补充3%~5%超细碳酸钙（1 500目与3 000目各占一半）+0.2% LPF-H +3% SMP + 3% DYFT + 2% LSF + 0.5%~0.7% SH201 + 2%聚合醇+2%海水降失水剂，配成胶液，1个循环周加入，严格控制HTHP（140°，8~10 mL）。

（2）以适当提高SH201，复配KCl来提高泥浆的抑制能力，提高井眼清洁和稳定井壁能力。

（3）接近进入流二段前将钻井液密度提高至1.30 g/cm3，密切观察振动筛返出岩屑状态，遇到掉块则及时提高密度。

4 钻井液使用效果钻后评价

海2井、涠4井施工总体情况来看，氯化钾聚合醇钻井液能够基本满足这2口井复杂井段钻井施工对井壁稳定、携岩、润滑等需求，与钻井液相关的钻井复杂情况比先前明显减少，但是仍然存在以下问题需要进一步解决：

（1）涠二段处在12-1/4"井段，在该井段施工过程中，返出大量泥饼（图4），经过多次使用稠浆清扫井眼，仍未清扫干净，在井眼大且泥浆泵排量受限情况下，如何提升该井段钻井液的携岩能力亟待解决。

图4 涠4井所见在振动筛上返出的泥饼

（2）从12-1/4"井段的井眼状况看，涠洲组特别是涠二段的井眼扩径情况仍然较为严重（图5、图6），从振动筛返出的岩屑及泥饼来看，该区域涠洲组同时存在硬脆性和水化膨胀性泥岩，后者吸水膨胀后，导致井眼垮塌，在排量受限情况下，井眼返出大量泥饼状软泥。虽然该井段API失水（常温中压）控制得较低，总体小于3.6 mL，但是钻井液在井下实际温度下的失水会比该值高很多，较高失水造成泥岩水化垮塌风险增加。实际钻井过程中，进入深部井段以后，应该注意参照实际温度下的高温高压失水来控制钻井液的滤失性能，而不是单纯地控制API失水。

（3）8-1/2"井段为硬脆性泥岩与砂岩互层（图7），出现应力剥落型片状掉块后（图8），钻井液密度调整较为及时，井径扩大率总体控制尚可，但是钻井液携带岩屑存在迟到时间，即井口观察到掉块时，已经钻过显示的垮塌井段，且钻井液密度按照岩屑反映阶梯状提高，非一步调整到位，导致井径在总体上呈现锯齿状，存在较大台阶，导致起下钻、电缆电测仍然多次遇阻，改用PCL钻杆输送测井仍然遇阻严重；仍需进一步优化钻井液密度的选择和调控策略，减少或者消除井眼锯齿状台阶，降低钻井后续作业的风险。

图5 涠4井实钻井径与理想井眼尺寸对比

图6 涠4井井径扩大率与复杂情况对比

5 结论

通过分析氯化钾聚合醇钻井液在涠西区块2口定向井的应用情况，可以得出如下结论：

图7 涠四井涠二段部分综合录井图

图8 涠4井8-1/2"井段返出的剥落掉块

（1）在适当的现场施工措施保障下，氯化钾聚合醇钻井液能够基本满足涠西区块大斜度定向井井壁稳定、携岩和润滑等钻井需求。

（2）从井壁稳定情况来看，对比2015年前直井施工情况，12-1/4"井段井眼扩径得到了明显的改观，但是还未能从根本上控制好井壁垮塌问题，井眼呈现出锯齿状阶梯，引发了钻井、测井过程中遇阻较多；从井壁失稳机理来看，该钻井液技术方案在解决泥岩水化上仍然存在欠缺，需要进一步控制钻井液高温高压失水、提高钻井液的抑制性（例如严格控制钻井液液相活度，降低泥岩相对于钻井液液相的“水化势”，有效地防止泥岩水化）。

（3）应该理清钻井液密度调整滞后性造成的严重后果，钻进8-1/2"井段（或者12-1/4"井段）时，必须设定明确的钻井液防塌密度控制目标，接近揭开流二段（或者涠二段）前，按控制目标将钻井液密度一步调整到位，防止阶梯调整钻井密度导致的局部井段垮塌问题。

[1]李炎军，萧林，黄熠. 井壁稳定技术在涠洲11 - 1油田的应用[J]. 石油钻采工艺，2007，29（6）：19-21.

[2]许春田，马成云，徐同台，等. 钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响[J]. 钻井液与完井液，2016，33（ 1）：52-56+62.

[3]郭永峰，金晓剑，唐长全，等. 解决W12 -1北油田钻井井壁稳定问题的多学科实践[J]. 钻井液与完井液，2007，24（4）：5-8.

[4]邱正松，韩祝国，徐加放，等. KCl/聚合醇协同防塌作用机理研究[J]. 钻井液与完井液，2006，23（2）：1-3.

[5]林集，廖刚，李勇波. 氯化钾/聚合醇钻井液体系的研究及性能评价[J]. 西南石油大学学报，2007，29（S2）：82-84.

Analysis of Application Results of Potassium Chloride/Polyglycol Drilling Fluid Systems Used in Directional Well in Weixi Block

QIU Kang, LEI Xinchao, JIA Fenglong, MA Shuai
（SINOPEC Offshore Oilfield Engineering Company, Shanghai 200120, China）

To meet the requirements for drilling fluid used in complex interval of Weixi block， based on drilling phenomenon of directional well， the application results of potassium chloride/polyglycol drilling fluid system is analyzed for directional well in Weixi block. The study results show that potassium chloride/polyglycol drilling fluid system can meet basically the requirements for drilling directional well in Weixi block. However, the wellbore collapse problem from Wei-2 to Liu-2 Members has not solved completely. Further study and optimization should been conducted to solve complex well borehole collapse problem, and ensure the subsequent operation safety of directional wells and horizontal wells.

Weixi； polyglycol drilling fluid systems； inhibition and sealing； wellbore collapse； directional well

TE254

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.093

1008-2336（2016）03-0093-05

2016-04-28；改回日期：2016-06-04

邱康，男， 1983年生，高级工程师，2011年毕业于中国石油大学（北京），从事钻完井技术研究工作。

E-mail：qiuk.shhy@sinopec.com。