奈23井欠饱和盐水钻井液技术优化及应用

于 盟

奈23井欠饱和盐水钻井液技术优化及应用

于 盟

（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，辽宁 盘锦 124000）

奈23井位于奈曼凹陷奈10东南块，在九佛堂组钻遇盐岩层，为应对盐岩层污染钻井液及盐膏层蠕动，采用欠盐水钻井液体系进行施工。通过室内实验优化了欠饱和盐水钻井液配方，并配套了盐水堵漏工艺，本井盐岩层井径平均扩大率11.88%，全井平均井径扩大率6.20%，电测一次成功，很好的解决了上部砂岩地层井漏，中部盐岩缩颈和下部泥岩掉块形成大肚子井眼导致的多口探井电测遇阻的难题。

欠饱和盐水钻井液；盐岩层；堵漏

开鲁地区奈曼凹陷油气藏资源丰富，是辽河油田重要的油气战略接替区，但在钻井过程中，九佛堂组下段发育盐岩层，盐岩段阻卡等复杂事故严重制约了钻井提速。本文分析该区块钻井地质难点，通过对奈23井钻井液技术的优化，解决了上部地层井漏和盐岩层井眼稳定性等问题。本井的成功应用，对奈曼区块盐岩层安全钻进具有指导意义。

1 地质概况

1.1 奈23井地质分层

表1 奈23井地质分层

1.2 岩芯浸泡实验

对九佛堂组下段岩盐进行含盐量测试和岩心浸泡试验，其中白色岩心含盐量99.9%，灰色岩心含盐量63.3%；主要离子为Na+、K+、Cl-、HCO3-。

取部分含盐岩心，浸泡在饱和氯化钠盐水当中16 h，测试其是否能够溶解，如图1、图2、图3、图4所示。

图1 邻井岩心图片

图2 岩心浸泡前

图3 岩心浸泡中图

图4 岩心浸泡后

2 钻井液主要技术难点

2.1 防漏堵漏

本井上部井段的块状砂砾岩胶结性差、渗透性好，九下段含灰泥岩、灰质砂岩存在裂缝，古生界砂岩、安山岩渗透性高，易产生井漏等复杂情况。

2.2 盐层污染

九下段发育盐岩层、盐膏层，对普通钻井液污染程度大，造成黏切升高，失水增大，无法达到施工要求。

2.3 井径不规则

盐溶解、泥岩掉块生成大肚子井眼，造成井塌、携岩困难、电测遇阻等复杂情况。

2.4 体系选择

如采用饱和盐水体系，虽然可以解决盐岩段井壁失稳的问题，但其密度大，会导致上部裂缝性地层压裂性井漏。

3 盐水钻井液优化

3.1 欠饱和盐水钻井液配方试验

经室内小型实验，优选降滤失剂、流型调节剂及抑制剂，确定盐水钻井液配方为：0.5%～1%般土浆+0.7%预胶化淀粉+0.4%PAC-LV+1%SPNH+ 2%SMP-II+0.2%~0.3%FA-367+0.25%XC+30%NaCl+1%~3%润滑剂，室内实验性能如下：

表2 室内饱和盐水钻井液性能

3.2 现场施工工艺优化

按循环周期取样测定原浆膨润土含量，如表3，取平均数确定原浆膨润土含量为：59.48 g/L。

表3 原浆膨润土含量测定

按照配方比例，循环罐预留20 m3原浆，清洗循环罐后加入清水50 m3，循环均匀后按比例加入预胶化淀粉和PAC-LV，使其充分护胶，黏度达到30～35 s，边循环边加盐至充分溶解，一次性加足SPNH、SMP-II调节失水，XC调节流型。罐面配制盐水钻井液性能如下表，罐面循环均匀后，下钻分段替出井筒泥浆。

表4 罐面配制盐水钻井液性能

4 欠饱和盐水钻井液应用

4.1 分段钻井液性能

由于顶替过程中1 083 m处出现漏失，无法承受当前液柱压力，密度控制在1.18～1.20 g/cm3，随着井深增加，增加含盐量，提密度至1.20～1.22 g/cm3。

表5 分段钻井液性能

4.2 钻井液性能维护

4.2.1 补充预水化膨润土浆

随着井深的增加，现场通过补充预水化般土浆方式补充钻井液量，膨润土在较高浓度的盐水中不能进行充分的水化，晶层间阳离子浓度小于溶液内部，不能形成有效的扩散双电层，表面水化和渗透水化受到阻碍，电解质的浓度越高，这种阻碍作用越明显，黏土层面的双电层示如图5。

图5 黏土层面的双电层示意图

首先对膨润土在淡水中进行预水化，并在加盐之前用适量分散剂进行处理，造浆率显著提高。这是因为在遇到盐侵之前，黏土已经进行了充分的水化分散，形成了稳定的双电层。当遇到盐后，双电层受到一定的压缩，此时膨润土仍表现出一定的水化性能，从而能有效地起到提高黏度、切力和降滤失的作用。

4.2.2 盐水钻井液护胶

对含盐量较高的盐水钻井液的维护应以护胶为主。由于在该类钻井液中，黏土颗粒不易形成端-端或端-面连接的网架结构，而特别容易发生面-面聚结，变成大颗粒而聚沉，因此需要大量的护胶剂维护其性能，否则在使用中常出现黏度、切力下降和滤失量上升的现象。保持性能稳定对盐水钻井液来说是最关键的问题，一旦出现以上异常情况，应及时补充护胶材料。

本井主要使用PAC-LV作为护胶材料，现场小型实验数据如表6。从表6可明显看出，加入0.4% PAC-LV后，、有明显的恢复趋势，值降低到合理范围。

表6 现场护胶小型试验

4.3 欠饱和盐水堵漏

淡水施工时，本井盐层上部九佛堂组九下段1083 m处发生裂缝性亏空漏失，罐面调整含盐量至饱和后，顶替过程中液面下降，再次漏失。采用随钻堵漏、静止堵漏、承压堵漏均无法满足施工要求，最终全井堵漏剂施工。1#堵漏浆：基浆+5%云母+5%MDF+5%单封+5%承压；2#堵漏浆：基浆+5%云母+2.5%MDF+5%承压+5%超细钙+5%土粉+0.01%XC；3#堵漏浆：基浆+5%云母+2.5%MDF+5%超细钙+2.5%单封+5%超低渗

4.3.1 降低钻井液密度

顶替过程发生漏失后，将罐面钻井液稀释，密度由1.25 g/cm3降低至1.18 g/cm3~1.20 g/cm3，替出井筒内钻井液后，开泵过程仍有漏失。

4.3.2 静止堵漏

按1#配比配20 m3堵漏泥浆封740~1 140 m处静止堵漏，起钻至700 m开泵施加压力，钻井液挤入地层3 m3后液面稳定，起钻静止，下钻到底后开泵冲刷井壁发生漏失。

4.3.3 承压堵漏

按2#和3#配比配20 m3堵漏泥浆封800~1 120 m，起钻至800 m处关井，活动开泵憋压，压力升高至0.4 MPa稳压20 min，挤入泥浆4 m3。静止后下钻开泵，仍有漏失。

4.3.4 全井堵漏

承压堵漏无法满足施工要求，仍有漏失发生。最终采取全井15%含量堵漏材料施工。

现场常用纤维状、薄片状堵漏剂，通过挤入地层孔洞中、平铺在地层表面起封堵作用，吸水后发生膨胀作用，增强封堵效果。但在盐水体系中，水的活性受到抑制，堵漏材料处于卷曲状态，无法完全伸展膨胀，堵漏效果受到严重影响。只能在井壁上形成假泥饼，一旦重新循环钻井液，假泥饼被冲掉，就起不到堵漏作用。

4.4 欠饱和盐水钻井液应用效果评价

相较邻井淡水钻井液体系，盐水体系抑制性强，井壁稳定性高，井眼规则且井径扩大率低。盐岩层井径平均扩大率11.88%，全井平均井径扩大率6.20%，电测一次成功，很好的解决了泥岩掉块形成大肚子井眼导致的多口探井电测遇阻的难题，成功地避免了盐膏层、盐岩层溶解和蠕动造成的卡钻。

表7 盐岩层实测井径

5 结 论

氯离子含量控制90 000～120 000 mg/L即可较好地抵抗该地层盐岩层的溶解，避免井径扩大；欠饱和盐水钻井液矿化度高，抑制性强，井壁稳定性好，井眼规则，井径扩大率低，可较好地抵制盐岩层、盐膏层的溶解与蠕动，预防泥岩掉块；欠饱和盐水体系性能稳定，为预防黏土变成大颗粒而聚沉，需加入护胶材料，保持性能稳定；盐水体系堵漏效果受限，堵漏剂用量增大，堵漏方法欠缺。

［1］肖金裕，周华安，孙俊，等.玉东7-4-2井钻井液技术优化及应用[J].钻井液与完井液.2019，36（3）:321-324.

［2］刘翠娜，纪卫军，李晓伟，等.盐水钻井液配制方法对其性能的影响[J].探矿工程，2012，39（1）:33-36.

［3］赵岩，仲玉芳，王卫民，等.S/D-2井欠饱和盐水钻井液技术[J].探矿工程，2011，38（3）:41-43.

［4］鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：中国石油大学出版社，2001.

Optimization and Application of Undersaturated Brine Drilling Fluid Technology for Nai 23 Well

（CNPC Greatwall Drilling Company Drilling Fluids Branch, Liaoning Panjin 124010, China）

Nai 23 well is located in the southeast block of Nai 10 in Naiman Sag. The salt rock formation was drilled in the Jiufotang formation. In order to cope with the drilling fluid contamination and salt paste layer creeping in the salt rock formation, the under-saline drilling fluid system was used for construction. The formulation of undersaturated brine drilling fluid was optimized by laboratory experiments, and the salt water plugging process was matched. The average diameter expansion rate of the well salt rock formation was 11.88%, and the average well diameter expansion rate of the whole well was 6.20%. The electrical test was successfully finished once, and the problems of circulation loss,hole shrinkage and wellbore collapse was well solved.

undersaturated brine drilling fluid; salt rock formation; plugging

2019-10-17

于盟（1986-），男，工程师，硕士，辽宁省盘锦市人，2010年毕业于东北石油大学应用化学专业，研究方向：从事钻井液现场技术管理工作。

TE254.3

A

1004-0935（2020）01-0109-04