准北2井防塌钻井液技术

周晓轩 龚 伟 郝泽君 秦 涛 邱春阳

(中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营，257000)

准北2井是中石化胜利石油工程有限公司重点预探井，位于新疆阿勒泰地区福海县喀拉玛盖镇南，构造位置属于准噶尔盆地石西凹陷。该井设计井深4830m，实际完钻井深为4753m，钻探目的是了解石西凹陷东部二叠系、石炭系含油气情况，落实石炭系烃源岩发育情况。由于地质构造复杂，地层岩性及压力系数多变，施工中钻井液技术难度大。通过使用聚胺强封堵钻井液体系，配合现场钻井液维护处理工艺，保证了钻井施工的顺利进行。

1 工程地质概况

1.1 工程概况

准北1井设计井深4830m，采用三开制井身结构，一开采用Φ444.5mm钻头钻至井深1006.00m，Φ339.7mm表层套管下深至1005.00m；二开采用Φ311.2mm钻头钻至井深3305.00m，下入Φ244.5mm技术套管至井深3304.86m；三开采用Φ215.9mm钻头钻至井深4753.00m完钻，裸眼完井。

1.2 地质概况

实钻揭示，准北2井地层岩性如下：古近系岩性为砂质黏土及粉砂岩；白垩系上部为棕红色泥岩与灰色泥质粉砂岩互层，下部为褐灰色泥岩为主夹灰色粉砂岩；西山窑组为灰色细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩与灰色泥岩、砂质泥岩不等厚互层，夹煤层；三工河组以灰色、深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹灰色细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩；八道湾组以灰色、深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹灰色细砂岩、粉砂岩、含砾细砂岩。局部发育灰色煤层；白碱滩组以深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹薄层灰色粉砂岩；风城组上部以深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹灰色细砂岩。中部以棕红色泥岩、砂质泥岩为主，夹棕红色泥质粉砂岩、含砾细砂岩、砾岩、凝灰岩；巴山组上部为棕红色、灰色泥岩、凝灰质泥岩与棕红色、灰色凝灰岩、安山岩、火山角砾岩、玄武岩不等厚互层，下部为一套玄武岩，一套火山喷发岩。底部为一套变质花岗岩。

2 钻井液技术难点

(1)上部地层大井眼机械钻速快，大的环空间隙导致岩屑上返速度低，容易造成岩屑被钻头反复切削，一则降低勘探开发效率；二则岩屑不能及时带出井眼，导致沉砂卡钻。

(2)侏罗系西山窑组和三工河组为砂岩和泥岩互层，夹有煤层。八道湾组泥岩中夹有砂岩，局部发育煤层。砂岩吸水后强度降低，造成上覆泥岩和煤层坍塌；煤层破碎性强，在钻具撞击下易掉块，造成井壁失稳。

(3)凤城组和巴山组地层中棕红色泥岩较软，井眼形成后，红色泥岩在上覆地层的压力下易向井眼内释放，造成缩径卡钻；巴山组下部玄武岩和凝灰岩硬脆，钻井过程中易造成应力性垮塌和硬脆性垮塌，导致井径扩大率增大，影响固井质量。

(4)二开及三开井段为长裸眼井段，裸眼井段上部和下部地层岩性不同，地层压力系数不一样，并且长裸眼井段施工时间长，井壁受钻井液浸泡时间长，裸眼井段井壁失稳几率增大。

(5)准北1井完钻井深为4353.00m，准北2井下部近500m为钻探盲区，无实钻资料可供借鉴，施工中不可预知因素多，井壁失稳几率大。

3 钻井液体系研究

3.1 钻井液体系配方

通过调研国内深井[1-3]、超深井[4-6]及煤层[7-9]钻井液技术，参考邻井钻井液施工经验[10]，经过钻井液体系优化，决定使用聚胺强封堵钻井液体系，基本配方如下：

(4.0—6.0)% 膨润土+(0.3—0.6)% 聚丙烯酰胺PAM+(1.0—1.5)%磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2+(1.0—2.0)%胺基硅醇+(2.0—3.0)% 低荧光井壁稳定剂HQ-1 +(4.0—6.0)%磺化酚醛树脂SMP-2+(1.0—2.0)% 铝基聚合物防塌剂DLP-1+(2.0—3.0)%无水聚合醇 +(3.0—5.0)% 纳米封堵剂。

3.2 钻井液体系作用机理

胺基硅醇能够与黏土在高温下发生化学反应，紧密连接在一起，并通过电荷吸附在黏土表面形成疏水层，阻止黏土颗粒的水化分散[11]；聚合醇的“浊点效应”能够阻止泥页岩水化分散，并封堵岩石孔隙[12]；铝基聚合物能够与黏土结合形成具有固结作用的硅铝酸盐不渗透层，阻止滤液对地层的侵入，并能够与地层中多价阳离子发生化学反应生成沉淀，增强井壁稳定性[13]；纳米封堵剂能够对地层微纳米级孔隙及裂缝进行封堵，并能够提高泥饼的致密性，进一步增强井壁的稳定性[14]。

4 现场钻井液技术

4.1 二开钻井液技术

(1)开钻前在套管内调整一开钻井液性能，达到二开设计要求后开钻。钻进中以PAM胶液维护钻井液性能，保证PAM浓度达到0.25%，依靠聚合物大分子包被钻屑，防止钻屑分散。

(2)钻进中钻井液密度控制在设计上限；2000m后钻井液密度逐渐提高，保证钻井液液柱压力平衡地层坍塌压力。

(3)钻进过程中使用胺基硅醇保证钻井液体系的抑制性，胺基硅醇浓度达到1.0%，配合0.5%铝基聚合物防塌剂，抑制泥页岩水化分散。

(4)钻进过程中，上部地层使用屏蔽暂堵剂和超细碳酸钙封堵地层孔隙和裂缝，防止井漏；下部地层中加入井壁稳定剂和纳米封堵剂，特别是在煤层井段，加大井壁稳定剂的含量，使钻井液在井壁上形成良好泥饼，降低钻井液滤液向地层的渗透。

(5)钻进中钻井液漏斗黏度控制在45s左右，将钻井液流型控制在紊流状态；进入下部地层，逐渐提高漏斗黏度，提高钻井液的悬浮携带能力。

(6)上部地层使用铵盐控制钻井液滤失量；下部地层中加入磺化酚醛树脂，提高钻井液体系的抗温及抗盐性能，降低高温高压滤失量。

(7)振动筛、除砂器、除泥器保持正常运转，适度使用离心机，充分利用固控设备及时清除钻井液中的无用固相，防止钻屑重复研磨，维持较低的固相含量，利于提高机械钻速。

(8)二开中完措施：①充分循环钻井液，待振动筛无返砂减少后，配制稠钻井液清扫井底，净化井眼。②进行短起下钻，测量油气上窜速度，保证在电测期间不会发生安全事故。③配置高黏切钻井液封闭2200m以下井段，确保后续中完作业顺利。

4.2 三开钻井液技术

(1)开钻前预处理。使用二开井浆钻水泥塞。钻水泥塞过程中加入纯碱，降低钻井液中钙离子污染；在套管内循环二开井浆，开动四级固控设备，将钻井液密度降低至1.10 g/cm3，性能达到设计要求后开钻。

(2)密度控制。钻进过程中钻井液密度始终控制设计下限，即钻井液密度控制在1.10g/cm3，便于发现油气藏，提高勘探开发效果。

(3)抑制性控制。钻进中及时补充1%胺基硅醇和1%铝基聚合物防塌剂，保持钻井液体系的抑制性，抑制泥页岩水化分散，防止裸眼井段被长期浸泡而产生垮塌掉块。

(4)封堵性控制。使用2%井壁稳定剂、3%纳米封堵剂和1.5%无水聚合醇保持钻井液体系的封堵性，利用纳米封堵剂，在裸眼井壁构筑薄及低渗透性的泥饼，封堵地层微裂缝和孔隙，防止井壁失稳；定期补充8.0%预水化膨润土浆，参与泥饼颗粒的构成，提高封堵效果。

(5)滤失量控制。使用磺化酚醛树脂SMP-2和磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2来控制体系的滤失量。严格控制中压滤失量小于3.0mL，高温高压滤失量低于12mL，减缓滤液在高温高压条件下向井壁渗透。

(6)流变性能控制。钻井液漏斗黏度控制在50s左右，流型控制在层流状态，保持钻井液的护壁防塌能力；定期补充预水化膨润土浆，增强钻井液体系悬浮携带能力。

(7) 每次起钻前，用铝基聚合物防塌剂、磺酸盐共聚物降滤失剂和纳米封堵剂配制高黏切封井浆，封闭井底裸眼井段，通过静止封堵的形式，让防塌剂进入地层，从而达到较为理想的封堵效果。

(8)合理使用固控设备，振动筛、除泥器和除砂器同时使用，间接开动离心机，保持钻井液体系中的劣质固相在低含量状态，维持体系合理的流变性。

(9)完井作业：①钻完进尺后充分循环钻井液，配制高黏切钻井液净化井眼。②起钻换牙轮通井钻具通井，下钻到底后，循环钻井液2个循环周时间，泵入高黏切钻井液净化井眼。③配制封井浆封闭裸眼井段，保证完井作业顺利。

5 结论及建议

(1)聚胺强封堵钻井液体系抑制性好，有效抑制了岩屑的水化分散，振动筛返出的岩屑棱角分明，无二次研磨痕迹。

(2)聚胺强封堵钻井液体系封堵能力强，形成的泥饼薄而致密，对地层孔隙及微细裂缝进行了有效封堵，全井无掉块返出。

(3)取芯作业顺利，岩芯收获率为100%；全井起下钻顺利；电测顺利；下套管一次成功率为100%。

(4)井眼质量良好，二开井径平均扩大率为7.40%；三开井径平均扩大率为8.45%。

(5)侏罗系含煤层和石炭系火山岩井段钻进过程中，必须保证纳米封堵剂的含量，并配合一定的膨润土浆，确保形成良好泥饼，保证对地层的强效封堵。