聚胺抑制防塌钻井液技术在胜利滨5井工厂的应用

邱春阳，周建民，赵红香，王雪晨，张海青

1.中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院；2.中国石化胜利石油工程有限公司渤海钻井公司：山东东营 257000

滨5井工厂位于济阳坳陷东营凹陷滨南-利津断裂构造带，油藏位于沙四段上部，埋深约2 750.0 m。上部地层易形成小井眼造成缩径；沙河街组易发生软泥岩缩径及硬脆性垮塌；长裸眼定向过程中井壁稳定性差。为完善滨5断块主体注采井网，提高储量控制程度，提高油藏采收率，设计采用定向井方式开发滨5井组。前期使用的聚合物润滑防塌钻井液和地层配伍性差，致使施工中钻完井时效低。为提高滨5井工厂开发效率，预防并减少井下复杂情况的发生，优选了聚胺抑制防塌钻井液体系，该体系在滨5井工厂6口井进行了现场应用，施工中井壁稳定，机械钻速高，取得了良好的应用效果。

1 滨5井工厂地质工程概况

滨5井工厂位于济阳坳陷东营凹陷滨南-利津断裂构造带，该区块自上而下发育平原组、明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组。

滨5井工厂设计斜深约3 000 m，采用二开制定向井方式施工。一开采用φ346.1 mm钻头钻至井深约300 m，下入φ273.1 mm表层套管；二开采用φ215.9 mm钻头开钻，在井深约1 300 m开始造斜，钻至设计井深完钻，完井井斜近30°，下入φ139.7 mm油层套管。

2 钻井液施工难点

馆陶组和东营组地层黏土矿物含量高，地层水化分散严重。黏土水化后很快分散在钻井液体系中，导致钻井液黏切剧增，在渗透性好的砂岩地层形成小井眼，造成起下钻阻卡；沙河街组地层层理发育，泥岩软硬交错，钻井液滤液沿着层理渗入后，灰色硬泥岩井段易发生硬脆性垮塌，紫红色软泥岩井段易发生缩径，造成起下钻阻卡；二开裸眼井段长达2 500 m，地层岩性不同，受钻井液浸泡时间长，井壁失稳几率增大。定向钻井过程中，井斜20°是形成岩屑床的临界角度。岩屑上返过程中在重力作用下沉降在下井壁，如果岩屑不能及时被携带出井眼，则会逐渐形成岩屑床，造成起下钻阻卡，钻井液井眼净化技术难度大。在定向过程中，钻具处于下偏心状态，钻具紧贴下井壁移动。岩屑床的形成，轻则造成工程摩阻和扭矩增加，重则造成钻压不能传递到钻头上，形成“托压”现象；滨5井工厂斜井段长达1 700 m，定向过程中钻井液润滑防卡技术难度大。

3 钻井液体系研究

3.1 钻井液体系优选

根据钻井液技术难点，针对地层岩性和工程施工情况，钻井液必须具备如下要求：

1)抑制性强。既能对上部松软地层黏土矿物进行有效抑制，防止其水化分散；也能抑制沙河街组泥岩的水化膨胀，保证井壁稳定。

2)封堵性强。既能对上部疏松地层进行有效封堵，防止形成小井眼；也能对沙河街组层理发育地层进行封堵，防止发生剥蚀掉块。

3)润滑性好。能够降低工程定向过程中产生的摩阻和扭矩，保证定向顺畅。

4)流变性好。不但满足上部地层快速钻井的要求，也能满足下部定向过程中悬浮携带岩屑的需要，保证井眼净化。

3.2 钻井液体系配方

依据钻井液体系优选思路，经过调研国内定向井钻井液和防塌钻井液技术[1-6]，优选了聚胺抑制防塌钻井液体系，基本配方为：

3.0%～5.0%膨润土+0.2%～0.35%烧碱NaOH+0.2%～0.4%聚丙烯酰胺PAM+0.5%～1.5%聚胺抑制剂+0.5%～1.0%铵盐+1.0%～2.0%硅氟降滤失剂+1.0%～2.0%抗温抗盐防塌降滤失剂+2.0%～4.0%弹性封堵剂+2.0%～3.0%白油润滑剂。

3.3 钻井液体系机理分析

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，能吸附到黏土颗粒上，从而抑制黏土矿物水化分散[7]。弹性封堵剂为超细碳酸钙和沥青的复配产品，沥青具有软化点，在适当温度和压力下能够发生弹性变形，配合超细碳酸钙，能够封堵不同形状和不同直径的孔隙和微细裂缝，稳定井壁。

4 钻井液性能评价

4.1 抑制性能评价

采用岩心膨胀高度和岩屑回收率实验评价了优选钻井液的抑制性能。岩屑回收率实验采用邻井沙二段泥岩作为岩屑，实验结果见表1。

表1 抑制性能评价

从表1可以看出，优选的聚胺抑制防塌钻井液8 h岩心膨胀高度低，岩屑回收率高达90.8%，表明聚胺抑制防塌钻井液抑制性强，能够预防泥页岩的水化膨胀。

4.2 封堵性能评价

采用中压砂床(砂子直径40～60目)封堵实验和高温高压砂床(砂子直径80～120目)封堵实验评价了聚胺抑制防塌钻井液的封堵性能，其中高温高压砂床封堵实验温度为120 ℃(地层温度为120 ℃)，压力控制在3.5 MPa，结果见表2。聚胺抑制防塌钻井液封堵性好，不仅能封堵上部疏松地层，还能对下部地层具有良好的封堵作用。

表2 封堵性能评价

4.3 携岩能力评价

取优选的聚胺抑制防塌钻井液，加入到携岩效率测定仪中，模拟直井和定向井，评价钻井液的携岩能力，结果见表3。

表3 携岩性能评价

从表3可以看出，与聚合物润滑防塌钻井液相比，模拟直井钻进中，两种钻井液的携岩能力区别不大；但当井斜达到30°时，聚胺抑制防塌钻井液的携岩效率达到96.4%，远高于聚合物润滑防塌钻井液相对应的数值，说明聚胺抑制防塌钻井液体系悬浮携带能力强。

4.4 润滑性能评价

采用泥饼黏滞系数测定仪和极压润滑系数测定仪评价了聚胺抑制防塌钻井液体系的润滑性能，结果见表4。

表4 润滑性能评价

从表4可以看出，聚胺抑制防塌钻井液泥饼黏附系数低，并且极压润滑系数很小，说明体系润滑性能好，能够降低定向中产生的摩阻和扭矩，保证施工顺利。

5 现场应用

5.1 现场施工工艺

聚胺抑制防塌钻井液在滨5井工厂6口井进行了现场应用。施工采用工艺如下。

1)清水开钻，让地层自然造浆，保证排量36 L/s，冲刷井壁，形成开放式井眼；中完时用高黏羧甲基纤维素提高黏切净化井眼，然后配制稠浆封井。

2)二开采用一开井浆开钻，逐渐补充各种处理剂，调控钻井液流变性；定向前保持低黏低切的紊流流型，适当冲刷井壁；定向后提高钻井液黏切，流型控制在层流状态，净化井眼。上部地层加入铵盐控制钻井液滤失量，中压滤失量控制在8.0 mL左右；定向前，加入硅氟降滤失剂，中压滤失量控制在5.0 mL左右；进入沙河街组，使用抗温抗盐降滤失剂控制中压滤失量在2.0 mL以内，预防泥页岩水化膨胀。上部地层聚胺抑制剂含量在1.0%以上，聚丙烯酰胺含量在0.3%，强化钻井液的抑制性，防止黏土矿物水化；进入沙河街组，聚胺抑制剂含量控制在0.5%，聚丙烯酰胺含量在0.2%，保持钻井液的抑制性。加入2%弹性封堵剂，封堵上部疏松地层；进入沙河街组，一次性加入3.0%弹性封堵剂，以后定期补充，封堵地层层理，稳定井壁。

3)定向前，加入2%白油润滑剂，保证钻井液的润滑性；定向后，加入1.0%润滑剂，并随着进尺增加定期补充，增强钻井液的润滑性；发现定向摩阻和扭矩增加后，进行短起下钻，搅动岩屑床。下钻到底后，配制稠浆净化井眼。

4)合理使用固控设备，振动筛、除砂器、除泥器和离心机利用率达到100%，控制钻井液密度，净化钻井液；进入沙三段，钻井液密度提高后，间断开动离心机，保证井眼力学平衡。

5)完钻后，充分循环，适当增加排量，提高井眼净化效果；待振动筛无返砂后，起钻至井深1500 m，下钻到底后，配制稠浆洗井；起钻前，用0.5%磺酸盐共聚物、1.0%白油润滑剂和1.5%弹性封堵剂配制润滑封井浆封井，确保完井作业顺利。

5.2 应用效果

井壁稳定，施工中井壁稳定，解决了软泥岩缩径及硬脆性泥岩垮塌的难题，二开定向长裸眼段施工中井壁稳定，完井作业顺利。井眼净化效果好，钻井液流变性控制良好，井眼净化效果好，无岩屑床形成，保证了定向施工顺畅。

润滑防卡效果好，定向过程中摩阻和扭矩低，起下钻顺畅，定向轨迹良好。达到了优快钻井的效果。施工中机械钻速高，井身质量好，取得了优快钻井的良好效果。滨5井组钻完井时效统计见表5。

表5 滨5井组钻完井时效

6 结论及建议

1)通过分析滨5井工厂地层岩性及优选思路，研发了聚胺抑制防塌钻井液体系。该体系抑制性好，封堵性、润滑性及岩屑携带能力强。

2)聚胺抑制防塌钻井液在滨5井工厂进行了现场应用，钻进中井壁稳定，定向顺畅，取得了优快钻井的良好效果。

3)该区块沙河街组地层易失稳，施工中必须保证钻井液体系的抑制性和封堵性，定向中必须辅助一定的工程措施。