永301井井壁稳定钻井液技术

杨世鑫

中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257000

永301井位于准噶尔盆地车莫古隆起南翼，是永进油田的一口重点评价直井，设计井深5 930 m，实钻井深5 930 m。永进油田地质构造复杂，上部地层棕红色泥岩易吸水膨胀缩径，导致起下钻不畅；疏松砂岩易形成虚厚泥饼，造成起下钻划眼；侏罗系发育超压，井壁稳定性差，前期在勘探开发已完钻的8口井中，有5口井发生卡钻事故，个别井甚至报废，永进油田的勘探开发工作一度搁浅。为探明该区块油气资源潜力，正确评价该区块油气藏的规模、生产能力及经济价值，部署钻探永301井。为保证永301井钻探施工顺利，针对不同井段，优选了不同的钻井液体系，配合相应的现场钻井液维护处理技术，取得了良好的产油效果。

1 工程地质概况

导管采用φ660.4 mm钻头开钻，钻至井深55.46 m，下入φ508.0 mm导管至井深55.46 m。一开采用φ444.5 mm钻头钻至井深1 500.00 m，下入φ339.7 mm套管至1 499.39 m。二开采用φ311.2 mm钻头钻至井深4 303.00 m，下入φ244.5 mm套管至4 302.34 m。三开采用φ215.9 mm钻头钻至井深5 930.00 m完钻，下入φ139.7 mm套管至5 927.20 m完井。

永301井实钻地层自上而下为新近系(0～1 730 m)、古近系(1 730～2 774 m)、东沟组(2 774～3 634 m)、连木沁组(3 634～4 178 m)、胜金口组(4 178～4 256 m)、呼图壁组(4 256～5 100 m)、清水河组(5 100～5 510 m)、西山窑组(5 510～5 656 m)和三工河组(5 656～5 930 m)。

2 钻井液技术难点及井壁稳定技术对策

2.1 钻井液技术难点

1)上部地层古近系棕红色泥岩造浆性强，易黏附在井壁上，形成小井眼，造成起下钻阻卡；棕红色泥岩溶解在钻井液体系中，钻井液易被污染，造成钻井液黏切剧升，导致PDC钻头泥包，影响了工程施工进度；砂岩渗透性强，井壁易产生虚厚泥饼，造成起下钻阻卡。

2)二开采用φ311.2 mm井眼钻进，地层成岩性差，钻时快，如果钻屑不能及时携带出井眼，则会吸附在井壁上，形成小井眼，造成起下钻不畅通；二开裸眼段长达2 900 m，裸眼段上下地层压力不同，地层岩性差异性大，施工中钻井液维护处理技术不同，长裸眼井壁稳定技术难度大。

3)侏罗系发育超压，地应力作用强，井眼形成后，地应力沿着井眼的径向释放，造成井壁坍塌掉块。前期已完钻井均在侏罗系发生过复杂情况，轻者憋泵，被迫反复划眼；严重者卡钻。

4)侏罗系清水河组泥岩层理及微裂缝发育，地层被钻开后，滤液在压差作用下沿层理和微裂缝进入，造成裂缝中的黏土矿物水化，导致岩层间的胶结强度降低，在地应力作用下加剧井塌的发生。

5)侏罗系西山窑组以砂泥岩混层为主，砂岩吸水性强，水化速度快；而泥岩致密坚硬，水化速度慢。砂岩膨胀后强度降低，导致其上支撑的泥岩垮塌，产生掉块，且掉块坚硬，很难破碎；由于地层可钻性差，导致施工周期长，地层被滤液浸泡的时间加长，更增加了井壁垮塌的可能性。

2.2 井壁稳定技术对策

1)针对上部疏松地层及棕红色泥岩，调控钻井液体系的流变性，保持钻井液以低黏低切钻进，使钻井液具有较强的冲刷能力；保证四级固控设备运转率100%，除去钻井液体系的劣质固相含量，净化钻井液体系；适当放宽钻井液滤失量，冲刷虚厚泥饼，保持扩径及缩径的平衡；工程上保持大排量，提高环空返速，适当冲刷井眼及提高井眼的净化效率。

2)针对侏罗系地层发育超压情况，首先，保证在井壁上形成良好泥饼，封堵地层孔隙及微细裂缝；其次，降低钻井液的高温高压滤失量，预防或减缓地层的水化，保持岩石的原始强度；最后，控制合适的钻井液密度，保证钻井液液柱压力平衡地层坍塌压力，维持井眼力学平衡。

3 钻井液体系的选择

3.1 钻井液体系配方

通过总结国内深井、超深井及复杂结构井钻井液体系使用情况[1-7]，调研国内外钻井液体系发展情况[8-11]，借鉴该区块前期钻井液施工经验[12-13]，针对永301井地层岩性及井身结构，优选钻井液体系，确定永301井二开钻井施工采用聚胺强抑制防塌钻井液体系；三开采用合成基钻井液体系。

聚胺强抑制防塌钻井液体系配方为：3.0%～5.0%膨润土+0.1%～0.25%烧碱NaOH+0.2%纯碱Na2CO3+0.2%～0.5%聚丙烯酸钾KPAM+0.5%～1.0%胺基抑制剂+1.0%～2.5%防塌降滤失剂KFT+2.0%～3.0%磺化酚醛树脂SMP-1+2.0%～4.0%井壁稳定剂HQ-1+1.5%～3.0%超细碳酸钙+0.5%～1.5%液体润滑剂。

合成基钻井液体系配方为：基础油+2.5%～3.5%有机土+2.0%～4.0%乳化剂+1.0%～2.0%辅乳化剂+1.0%～2.0%润湿剂+3.0%～6.0%降滤失剂+1.0%～3.0%防塌剂+3.0%～5.0%封堵剂。

3.2 钻井液体系作用机理分析

1)聚胺强抑制防塌钻井液体系作用机理

钾离子和聚胺抑制剂中的胺基能够嵌入黏土矿物的晶层之间，阻止水分子的进入，从而防止黏土矿物水化膨胀；聚胺抑制剂在水解过程中产生阳离子，能够吸附到黏土颗粒上，从而抑制黏土矿物的水化分散[14]。超细碳酸钙为不同直径粒子的复配产品，能够适应不同形状和不同直径的孔隙和微细裂缝；井壁稳定剂是弹性沥青粒子，和超细碳酸钙一起，在井壁上形成渗透率低的良好泥饼，增强钻井液体系对井壁的封堵效果。

2)合成基钻井液体系作用机理

合成基钻井液是一种以气制油为连续相的油基钻井液，水为分散相，体系中油水比低，通过乳化剂作用，使水相更好的分散在油相中，保证了体系的稳定性。由于体系的连续相为油，从根本上解决了泥页岩水化失稳问题。

4 现场钻井液技术

4.1 一开井段(55.46～1 500 m)钻井液技术

1)配制200 m3膨润土浆，浓度为8%，预水化24 h后开钻。

2)钻进过程中及时补充聚合物胶液，KPAM浓度保持为0.35%，胺基抑制剂浓度控制在0.5%，保证钻井液体系的絮凝包被能力和抑制性。

3)加入0.5%低黏羧甲基纤维素LV-CMC，适当提高钻井液的黏度和切力，增强钻井液的悬浮携带能力。

4)开动四级固控设备，除去钻井液中劣质固相，钻井液密度控制在1.10 g/cm3以内，保证钻井液清洁。

5)工程上保证排量55 L/s，提高环空上返速度，净化井眼；每钻进300～500 m进行短起下钻，畅通井眼。

6)钻完进尺后，充分循环，换牙轮钻头进行通井。配制高黏切稠浆封闭裸眼井段，确保下套管及固井作业施工顺利。

4.2 二开井段(1 500～4 303 m)钻井液技术

1)开钻前，开动固控设备，除去钻井液中的劣质固相；使用一开井浆开钻，钻水泥塞期间，加入纯碱，消除钙离子污染。

2)钻井液密度控制在1.10 g/cm3以内钻进；1 598 m后振动筛出现少量棕红色泥岩掉块，提高钻井液密度至1.15 g/cm3；井深1 882 m，振动筛返出灰绿色泥岩掉块，提高钻井液密度至1.20 g/cm3；钻遇大段棕红色泥岩，提高钻井液密度至1.25 g/cm3；随着进尺的增加，钻井液密度逐渐提高到1.30 g/cm3，保持井眼力学平衡，防止井壁坍塌。

3)钻进中配制胶液维护钻井液性能，胶液中聚合物KPAM浓度维持在0.3%，胺基抑制剂浓度控制在0.5%，保证体系的抑制性；钻遇棕红色泥岩时，胶液中聚合物KPAM浓度维持在0.4%，胺基抑制剂浓度控制在0.8%，强化体系的抑制性；后期逐渐降低KPAM浓度降低至0.3%左右，胺基抑制剂浓度保持在0.5%，保持钻井液体系的抑制性。

4)保持钻井液漏斗黏度在35 s左右，控制环空钻井液处于紊流状态，适当冲刷井壁；钻进至2 755 m后适当提高钻井液黏切，漏斗黏度逐渐提高至50 s左右，增强钻井液体系的悬浮携带能力。

5)加入超细碳酸钙，封堵疏松砂岩地层，减少钻井液渗透；3 000 m后适当降低超细碳酸钙粒径，加入井壁稳定剂HQ-1，降低泥饼的渗透率，提高泥饼的质量，增强钻井液体系的封堵能力。

6)使用防塌降滤失剂KFT，适当控制钻井液滤失量，冲刷井壁；3 000 m后加入磺化酚醛树脂，逐渐控制钻井液滤失量；至中完时，钻井液中压滤失量控制在5 mL以内，防止泥页岩水化膨胀。

7)2 700 m后，一次性加入0.5%液体润滑剂，保持钻井液体系的润滑性；根据起下钻摩阻和扭矩情况及时补充，增强钻井液体系的润滑性，增强钻井液体系的润滑防卡能力。

8)全程开动振动筛、除砂器和除泥器，间断开动离心机，保持钻井液低固相状态，维持钻井液良好的流变性。

9)工程上保证排量，提高井眼净化效率；每钻进400 m进行短起下钻，刮掉吸附在井壁上的虚厚泥饼；钻遇棕红色泥岩和含膏泥岩后，加密短起次数，每钻进200～300 m进行短起下钻，畅通井眼。

10)中完后，更换牙轮钻头通井；待振动筛无返砂后，配制封井浆封闭井底800 m井段，确保中完作业顺利。封井浆配方：井浆+1.5%磺化酚醛树脂SMP-1+1.0%超细碳酸钙+0.5%液体润滑剂。二开钻井液性能见表1。

表1 二开钻井液性能

4.3 三开(4 303～5 930 m)井段钻井液技术

1)钻进过程中严格按照设计要求调整钻井液流变性，及时补充乳化剂、润湿剂及封堵防塌材料，满足安全快速钻进的需要。

2)预先配制好合成基基浆，按照循环周均匀补充到循环系统中，维护钻井液性能。基浆加入量根据新钻进尺、井下渗透及固控设备损耗计算，防止基浆加入过多降低钻井液密度。

3)钻进过程中根据钻遇地层、井下实际情况及地层坍塌压力及时调整钻井液密度，确保优快钻进，呼图壁组钻井液密度控制在1.40～1.55 g/cm3之间；进入清水河组后，逐渐提高钻井液密度至1.60 g/cm3；进入西山窑组前，提高钻井液密度至1.65 g/cm3，西山窑组钻进至5 540 m钻遇油气显示，根据油气显示情况，为确保井控安全，逐渐提密度至1.83 g/cm3；三工河组钻进至5 879 m时油气显示活跃，提高密度至1.87 g/cm3；钻至5 930 m完钻，完钻后油气显示活跃，为确保井控安全，提高密度至1.90 g/cm3，保证井控安全。

4)钻进过程中监测合成基钻井液的破乳电压及油水比；根据实际情况，在钻井液中补充基础油及氯化钙盐水，提高钻井液的乳化稳定性。

5)钻进过程中严格控制高温高压滤失量，及时补充有机土、乳化剂和合成基降滤失剂，控制高温高压滤失量在4 mL以内。

6)清水河组地层微裂缝发育，加大微纳米比重调节剂和氧化沥青的加量，提高钻井液的封堵防塌能力；使用1 500～2 000目的超细碳酸钙，优化粒度配比，提高钻井液的封堵能力，减少地层渗透消耗量。

7)合理使用四级固控设备，保证振动筛、除砂器、除泥器的使用效率100%，振动筛筛布使用200目，提高一级固控的净化效率；根据需要适当开启离心机，严格控制钻井液低密度固相含量，保持钻井液良好的流变性。

8)完钻后下牙轮钻头通井，充分循环钻井液，净化井眼，有利于完井下套管作业的顺利进行；固井前适当降低钻井液黏度，提高水泥浆的顶替效率，有利于提高固井质量。

三开钻井液性能见表2。

表2 三开钻井液性能

5 结论及建议

1)聚胺强抑制防塌钻井液体系抑制性强，封堵性好，解决了上部地层棕红色泥岩及含膏软泥岩的水化膨胀难题，整个二开大井眼长裸眼井段钻进顺利，中完作业一次成功。

2)合成基钻井液体系井壁稳定性强，解决了永进油田侏罗系存在的井壁失稳难题，三开钻进中井壁稳定，井下安全。

3)井身质量好，达到了优快钻井的效果。二开长裸眼井段平均井径扩大率仅为7.20%；三开平均井径扩大率为8.60%。全井平均机械钻速为4.77 m/h，创永进油田钻完井时效新纪录。永进油田钻完井时效见表3。

表3 永进油田钻完井时效

4)油层保护效果好。合成基钻井液体系油层保护效果好，永301井完井后试油，获稳定高产工业油气流，日产油47 t，日产气12 000 m3，打破了永进油田长达15年的勘探沉寂。

5)永进油田侏罗系发育超压，施工中必须合理调控钻井液密度，保证井眼的力学平衡；必须保证泥饼质量，这是井壁稳定的基础。