复合有机盐钻井液技术在便X2井的应用研究

陈汪洋，雷雨希

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

复合有机盐钻井液技术在便X2井的应用研究

陈汪洋，雷雨希

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

便X2井是江苏油田今年部署在金湖凹陷杨村断裂带上首口勘探评价井，主探该区E2d、E1f4+3含油气情况。为了解决该区戴南组中下部发育的棕色和白色软泥岩互层的水化分散与缩径、阜宁组硬脆性泥岩井壁失稳，造成完井电测时间长等问题。在室内开展了复合有机盐钻井液技术应用研究，制定了体系现场转化技术方案。该井复杂地层钻进中采用了复合有机盐钻井液技术，钻井作业顺利。现场应用表明，该体系性能稳定，维护简单，携岩性好、润滑性和降滤失防塌能力强，能有效抑制泥页岩水化分散，能为复杂地区钻井提供优越的性能保障。

便X2井；复合有机盐钻井液；井壁稳定；抑制防塌

便X2井位于金湖凹陷杨村断裂带便2块高部位，主要目的层为 E2d、E1f4+3，E2d储层孔隙度为10%～16.2%，渗透率为1～122 mD，E1f4+3储层孔隙度为7.5%～18.7%，渗透率为1～151 mD，均为中-低孔、中-低渗储层。

该井实际井深3 200 m，最大井斜48°，闭合位移946 m，三开裸眼段长2 405 m，其中，井斜大于45°的井段956 m。井身结构及套管程序为：一开(Φ444.5钻头×70 m)Φ339.7表套×68.61 m+二开(Φ 331.1钻头×795 m)Φ244.5技套×792.78 m +三开(Φ215.9钻头×3 200 m)，裸眼完井。钻井周期36d9h，完井周期40 d 0.5 h，三开采用复合有机盐钻井液体系，完钻密度1.22 g/cm3。

1 钻井液技术难点和复合有机盐钻井液技术

根据邻区钻井提示，该区E2d、E1f泥岩发育，E2d、E1f4夹有白色泥岩，易水化膨胀、分散，钻井过程中常出现密度控制难和起下钻不畅；E1f3、E1f2发育硬脆性泥岩，钻井时易剥蚀掉块，井壁失稳，造成电测一次成功率低。提高钻井液的抑制性和封堵能力，保持井壁稳定，为钻井完井作业顺利完成提供良好的井筒环境是本井钻井液技术主要难点之一。

本井三开裸眼段长2 405 m，且井斜大于45°以上的井段近千米，长距离大井斜段易形成岩屑床、拖压、井壁失稳以及储层保护问题，协同确保钻井液的携岩、润滑、防塌以及储层保护等性能是本井钻井液技术又一难点。

复合有机盐钻井液体系由水溶性加重剂Weigh2、降滤失剂 Redu1、白沥青 NFA-25、强包被抑制剂IND-10等组成。该钻井液具有流变性好，抑制性强；失水造壁性好，固相含量低，储层保护效果好、抗污染能力强，对环境无污染等特点[1-3]。

2 室内体系优化实验

针对上述技术难点，便X2井钻井液应具有抑制性好、悬浮携岩能力强、润滑防粘性能突出、防塌性和封堵降滤失能力强等性能，方能满足顺利钻井和保护储层的需要[4]。研究人员在对比分析待钻地层岩性的基础上，结合复合有机盐润滑防塌钻井液在江苏油田应用情况，分析认为该体系基本符合待钻井钻井工程对钻井液的性能要求，在室内开展了复合有机盐钻井液体系配方优化实验研究。

2.1 流变性能和携砂性能优化实验

室内在原有复合有机盐体系配方的条件下，改变降滤失剂、抑制剂以及有机盐和防塌剂的配比，测试各配方体系的流变性能，优化复合有机钻井液体系配方[5]，实验数据见表1。由表中数据可以看出：在温度条件分别为常温和高温老化后[6]，第 5组和第6组的配方相比其他同组流变性能更好，动塑比高，悬浮携岩能力更为出色。

表1 高温与常温下流变性能和携砂性能优化实验数据表Table 1 High temperature and normal temperature rheological properties and sand carrying performance optimization experimental data

备注体系配方：

2.2 润滑性能优化实验

在第6组配方中加入1%极压减摩剂JM-2，加入JM-2后该体系的润滑性能受到影响，其影响通过使用极压润滑仪来进行测定。从表2可见，加入1%的JM-2后，极压摩阻系数Kf显著降低，加入减摩剂后针对性地改变了体系的润滑性能，其他性能基本不受影响，常温与高温对比条件下，高温高压滤失量与API滤失量也有所降低。

表2 润滑性能评价测试数据Table 2 Lubrication performance evaluation test data

备注体系配方:

2.3 加重稳定性评价试验

复合有机盐钻井液体系中加入加重材料[7]，评价体系的稳定性能。结果见表 3。可见：在经过高温老化后性能基本不受影响，钻井液不分层，说明该体系具有良好的胶体稳定性能，悬浮携岩性能好[8]，API滤失量有所降低。现场应用时，可考虑加少量加重材料代替复合有机盐，以降低钻井液成本。

表3 加重钻井液性能稳定性评价Table 3 Stability evaluation of heavy drilling fluid

备注体系配方：

由上述实验评价研究，建立了适应便X2井钻井需要的复合有机盐钻井液体系配方为：

该配方体系具有具有流变性好，抑制性强；失水造壁性好，固相含量低，抗污染能力强，对环境无污染等特点。

3 现场应用与效果评价

3.1 现场应用

为保证钻井施工顺利，综合考虑钻井成本，便X2井在井深1 815 m进行复合有机盐钻井液体系转化，转化工艺步骤分为：①配浆前将泥浆罐清除，保持罐内清洁，防止污染复合有机盐钻井液[9]。②MBT值通过在现场取井浆测试得到，MBT值在经过控制转化过程后在20 g/L上下浮动，井浆MBT值为47.22 g/L；根据复合有机盐钻井液MBT值和钻井液所需量，井筒内预留约55 m3空间，使用上述配方在地面配置胶液 80 m3；配制胶液时，使用IND10作为强力包被剂，缓慢均量加入降滤失剂Redul-1，使用加重泵加入其他材料；③配制好胶液后，下钻顶替井筒内之前多余的老浆，建立循环体系，待循环充分后，测试复合有机盐钻井液性能，各项参数达到基本施工条件后，即可开钻作业。

钻井液的管理，①以日进尺的速度变化，按配方适量添加，日补充量在10～15 m3左右，钻井液量不可过多或者过少，变化幅度不可过大；②钻井液性能会根据现场情况以及需要来进行不同程度的调整，在现场一般通过使用胶液来达到这一目的，粘度范围在45～60 mPa.s之间；③钻遇灰黑色泥岩段时，需对白沥青NFA-25进行加量操作，程度控制在2%；④本井2 600 m左右钻遇白色泥岩，将IND10与Redul-1量按2:2配制成胶液维护，防止泥岩造浆；⑤根据井斜方位，上提摩阻情况，控制PGCS-1在1%～2%之间；⑥pH值控制在7.5～8.5。

钻井液性能方面，三开 1 815 m后漏斗粘度45～65 s，塑性粘度23～30 mPa.s，动切力0.3～0.4，高温高压失水随着井深的增加[10]，滤失量小于 10 mL，固含在12%左右，表明该钻井液体系性能稳定，有良好的流变性，悬浮携岩能力好。本井应用复合有机盐润滑防塌钻井液主要井段的性能见表4。

3.2 应用效果

通过室内配方优化，现场制定三开后体系转化以及性能维护措施， 取得明显效果。从便X2井井径曲线中看出：电测井径规则，全井平均井径扩大率2.27%，全井未出现大肚子和垮塌掉块现象；振动筛返砂正常，无跑浆现象，返出的岩屑棱角分明，无垮塌迹象，进一步证明该体系不仅悬浮携岩能力强，而且有较强的抑制性和防塌能力；便X2井三开井段施工过程中，短起下钻和全程起下钻，每次到底，无遇阻划眼现象，钻进过程中扭矩平稳，上提摩阻在9～11 t，无明显拖压现象，电测顺利，说明复合有机盐体系有很好的润滑防塌性能。

表4 便X2井三开井段钻井液性能Table 4 Performance of drilling fluid in the third spud section of Bian X2 well

4 结论与认识

（1）复合有机盐钻井液体系在便X2井的应用取得了理想的效果。

（2）该体系固相含量低，流变性能稳定，满足现场优快钻井的需要。

（3）该体系防塌抑制性强，有效的解决了该区块阜宁组灰黑色泥岩垮塌复杂的发生，抑制阜三段白色泥岩水化膨胀，钻进中井壁稳定，井眼规则。

（4）复合有机盐钻井液体系要求固含低于40 g/L，要求固控设备运转良好。

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［3］ 徐同台，赵忠举, 主编. 21世纪初国外钻井液和完井液技术[M].石油工业出版社，2004.

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Application of Composite Organic Salt Drilling Fluid Technology in Bian X2 Well

CHEN Wang-yang，LEI Yu-xi
（Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

Bian X2 well is the first exploration and evaluation well in Jiangsu oilfield on Yangcun Fault Zone in Jinhu Depression this year, oil and gas condition in area E2d,E1f4+3was mainly explored. In order to solve the problem of long completion and electrical measurement time caused by hydration dispersion and shrinkage of the brown and white soft mudstone interbed in the middle and lower part of south area in Dainan Formation,the borehole wall failure of hard and brittle mudstone in Funing Formation,application research of compound organic salt drilling fluid technology was carried out, a system on-site conversion technology program was developed. The technology of compound organic salt drilling fluid was adopted to improve the drilling of complex formation, drilling operation became smooth. Field application shows that the system has stable performance, simple maintenance, good bearing property, good lubricity and anti-collapse ability. It can effectively restrain shale hydration and dispersion, and can provide superior performance guarantee for drilling in complex area.

Bian X2 well; composite organic salt drilling fluid; wellbore stability; inhibition of anti-collapse

TE 357

A

1671-0460（2016）11-2596-03

2016-09-07

陈汪洋（1991-），男，江苏扬州人，在读硕士研究生，研究方向：油气井工程。E-m ail：394969527@qq.com。