强抑制复合盐钻井液体系在山古101井的应用

李 琼

（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）

柴达木盆地马北区块上部地层为上干柴沟组和下干柴沟组，地层较疏松、造浆严重，泥岩易吸水膨胀，导致缩径，砂岩渗透好易形成虚厚泥饼，造成假缩径，从而引起起下钻遇阻、划眼，甚至卡钻事故[1]。下部地层以元古界为高压低渗地层，以灰色片麻岩为主，主要为变质砂岩、石英岩、云母片岩，地层设计提示存在多套断层、不整合面，地层易垮塌，易漏失。前期施工的山古1井钻探中遇到了较大程度的垮塌问题，未钻至目的层。考虑使用强抑制复合盐封堵防塌钻井液体系应对泥岩水化坍塌等井壁失稳问题，在提高钻井液抑制性的基础上，强化地层封堵并适量加入无机盐进一步增强防塌性能，有效解决该区块井壁稳定问题[2，3]。现场应用表明，山古101 井井壁稳定性较好，全井施工顺利，未出现复杂情况，井径扩大率相比邻井明显降低。

1 工程概况

山古101井位于青海省海西州大柴旦镇西北方向，该井设计井别为评价井，井型为直井，设计井深2 550 m，实钻井深2 550 m，完钻层位为元古届，主探马海东古近系下干柴沟组下段含油气情况，兼探基岩潜山圈闭含油气性（见表1）。

2 地质特点及施工难点

该区块上部地层为上干柴沟组和下干柴沟组。岩性主要为棕色、棕红色砂质泥岩，棕色、棕红色泥岩，灰色泥质粉砂岩。地层较疏松，地层成岩性差，可钻性好，极易造成冲蚀扩径；地层造浆严重，泥岩易吸水膨胀，容易缩径，砂岩渗透好易形成虚厚泥饼，造成假缩径，从而引起起下钻遇阻、划眼，甚至卡钻事故。在前期施工的山古1 井钻探中遇到了较大程度的垮塌问题，山古1 井二开最大井径499.62 mm/1 925 m，最大处井径扩大率达60.55%，二开井径扩径段集中在1 700～1 970 m，层位下干柴沟组下段，平均扩大率31.5%；三开最大井径359.33 mm/1 975 m，最大处井径扩大率56.91%，三开井径扩径段集中在1 970～2 225 m，层位元古界，平均扩大率40.6%。井径严重超标，给后期固井和试油工作增加困难，使施工周期增加，同时增加了完井费用。

井径扩大率较大的原因:（1）二开地层主要岩性为棕红色泥岩、灰色砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩互层，地层胶结疏松，定点循环长时间冲刷井壁极易出现大井眼。对目的层段岩石进行薄片分析显示，目的层岩石泥质杂基具有强水云母化，成薄膜状分布于粒沿。敏感性分析目的层段为中强水敏、中弱速敏地层。由于这种特性，在钻井液以及滤液的浸泡下，地层岩石极易水化分散，且钻井液失水越大，浸泡时间越长，分散程度越严重。（2）三开元古界灰色片麻岩较多裂缝发育，在钻井液浸泡下易剥蚀掉块。元古界为高压低渗地层，以灰色片麻岩为主，主要为变质砂岩、石英岩、云母片岩。地层存在多套断层、不整合面，地层易垮塌，易漏失。

3 技术对策及体系配方

3.1 针对上述地层特性，本井提出以下技术对策

（1）提高钻井液抑制性:根据地层水敏特性，采用胺基聚醇作为主要抑制剂，配合聚合物提供强抑制性，本井重新认识地层的水敏特征，在实际施工中抑制类材料应高于设计含量[4]。

（2）增强钻井液封堵能力:地层的水敏、速敏特性都要求钻井液有快速、有效的封堵，因此采用复合封堵方式增强封堵能力，减少滤液进入[5，6]。采用超细、多级配的屏蔽暂堵技术，提高钻井液对不整合面、断层面、微裂缝地层的封堵防塌能力。以及聚合醇的浊点效应、羟基铝化学固壁作用等强化封堵。此外在资料录取条件允许下，配合使用封堵防塌能力更强的胶乳沥青，保证井眼稳定。

（3）保护井壁减少冲刷:保护井壁减少冲刷，一方面是优化钻井液性能，从钻井液流变性能上优化，提高钻井液黏度，提高钻井液动塑比，在满足携砂的条件下采用尽量低的排量。

（4）优化钻井液密度:优化钻井液密度以及提密度的方式，防止特殊工况下对井壁的冲刷；为避免出现山古1 井多次定点循环加重，频繁短起下钻测后效而出现井径超标的情况，本井钻进中提前加重，逐步提高钻井液密度[7]。

（5）钻井液体系优化:针对地层水敏特性，考虑在原有体系基础上，引入盐类（氯化钠、氯化钙）处理剂，使钻井液体系转换为抑制能力更强的低盐复合盐体系。

表1 井身结构设计

（6）根据油层段的敏感性分析报告，使用疏水暂堵剂、防水锁剂来提高油层保护效果。

3.2 体系配方:强抑制复合盐封堵防塌钻井液体系

二开井段体系基本配方:井浆+（0.2%～0.3%）钻井液用聚丙烯酰胺钾盐+1%LV-PAC+0.2%胺基聚醇+1%SMP-1+（1%～2%）海水钻井液抗温降滤失剂+2%井壁稳定剂+2%多级配填充封堵剂+3%乳化沥青+2%氯化钠。

添加剂:疏水暂堵剂、防水锁剂、氢氧化钠、铵盐、HV-PAC、DSP-2、海水降滤失剂、钻井液用无荧光白油润滑剂、钻井液用随钻堵漏剂、钻井液用重晶石粉等。

三开井段体系基本配方:井浆+（0.2%～0.3%）钻井液用聚丙烯酰胺干粉+1%LV-PAC+1%SMP-1+1%海水钻井液抗温降滤失剂+（1%～2%）井壁稳定剂+（0.5%～1%）聚合醇+（0.5%～1%）AP-1+2%氯化钠。

添加剂:工业用氢氧化钠、HV-PAC、DSP-2、钻井液用超细碳酸钙、聚合醇、白油润滑剂、碱式碳酸锌、钻井液用重晶石粉、随钻堵漏剂、生石灰、白油润滑剂等。

4 钻井液现场工艺

4.1 一开井段

（1）该井段钻井液必须具有很强的悬浮携带能力和稳定井壁能力。开钻前配10%高浓度膨润土浆加入HV-PAC 将黏度提至60 s 以上导眼钻进。

（2）一开前仔细检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统、钻井液储备系统，必须满足钻井施工需要。钻进中充分利用各级固控设备，彻底清除钻井液中劣质固相，保证钻井液清洁和性能良好。

（3）钻进中大量补充高浓度聚合物胶液进行维护，胶液配方:井场水+0.1%NaOH+0.3%KPAM。

（4）一开油砂山组岩性以棕黄色泥岩、杂色细砾岩与砂质泥岩，要求钻井液具有一定的悬浮携岩能力，黏度保持50～60 s，从而满足钻井需要。

（5）完钻后配封井浆40 m3:30 m3井浆+10 m3膨润土浆+0.3%HV-PAC 配制高黏度封井浆封至井底，以保证电测和下套管顺利。封井浆性能:密度1.10 g/cm3，黏度100 s。

4.2 二开井段

（1）钻井液体系:低盐抑制性封堵防塌，将一开钻井液性能调整至密度1.10 g/cm3，黏度35～40 s。

（2）上干柴沟组和下干柴沟组下段:要求钻井液达到三低一高，大排量钻进，保持井眼有一定扩大率。钻井液性能:黏度35～40 s、密度1.10 g/cm3。钻进中补充高浓度胶液，增强钻井液的抑制能力，防止棕色、棕红色泥岩水化分散，配合固控设备及时清除钻井液中的劣质固相。

（3）下干柴沟组下段定性处理钻井液，全井按循环周均匀加入1%铵盐、1%LV-PAC，逐步将钻井液失水控制在5 mL 以内。

（4）提高目的层段井身质量:井深1 500 m 至二开中完，逐步加入多级配填充封堵剂、低荧光磺化沥青，提高钻井液对不整合面、断层面、微裂缝地层的封堵防塌能力；钻进至目的层下干柴沟组目的层段钻进加入乳化沥青提高钻井液封堵防塌能力，保证井眼稳定；钻进至目的层段在原聚合物封堵防塌钻井液体系基础上加入2%氯化钠（Cl-11 000 mg/L），提高钻井液体系抑制性，转换为低盐抑制性封堵防塌钻井液体系；根据油层段的敏感性分析报告，油层段钻进中加入疏水暂堵剂、防水锁剂来提高油层保护效果。

（5）钻进中结合现场钻井液性能，定期按循环周补充适量LV-PAC、海水钻井液抗温降滤失剂、SMP-1 等降滤失剂将失水控制在5 mL 以内。

（6）下干柴沟组钻进中，考虑井壁稳定、井漏、井喷等地层因素，山古101 井密度上限能够平衡地层压力，满足钻井需要。

（7）在上部地层快速钻井期间，保证固控设备使用率，严格控制固相含量，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中的劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。二开井段固相含量控制在12%以内、含砂≤0.4%。

（8）钻完进尺后，大排量充分循环钻井液。下钻到底大排量充分循环钻井液2～3 周，清洁井眼，保证井眼畅通。待沙子明显减少时方可泵入封井浆起钻。

（9）电测、下套管前配封井浆60 m3，保证可泵入封井浆50 m3以上（封闭井底600 m），最后用循环钻井液顶替到位后方可起钻，保证电测、下套管施工顺利。固井前大排量循环洗井期间，大量补充稀胶液调整钻井液流型，降低钻井液黏切，固井质量合格。

4.3 三开井段

（1）扫塞期间调整好钻井液性能，加入1%SMP-1、1%海水钻井液抗温降滤失剂，将失水控制在5 m 以内。调整钻井液密度1.20 g/cm3，黏度45～55 s。

（2）钻进中加入超细碳酸钙、井壁稳定剂提高钻井液的封堵防塌能力。

表2 山古101 井钻井液性能

（3）三开地层不造浆，应定期补充高浓度预水化膨润土浆，坂含控制在50 mg/L。

（4）钻进中补充加入井壁稳定剂、超细碳酸钙、氯化钠提高钻井液的抑制性及封堵防塌能力。

（5）元古届地层多裂缝发育，钻进过程中，要注意观察井口返浆情况，振动筛上的岩屑返出、岩屑的形状变化，做好井眼稳定性防护及监视工作；发生井漏能及时发现，避免出现井眼垮塌的恶性事故。提高钻井液的悬浮、携带岩屑能力，确保正常钻进。

（6）三开元古界地层较硬，机械钻速慢，岩屑研磨较细，振动筛应选择150 目筛布，除砂、除泥器更换200 目筛布。钻井期间，保证固控设备使用率，严格控制固相含量，及时清除钻屑和有害固相，防止井壁形成厚泥饼。三开井段固相含量控制在12%以内、含砂≤0.3%。

（7）钻完进尺后，大排量充分循环钻井液。起钻换牙轮钻头带扶正器通井；下钻到底大排量充分循环钻井液2～3 周，清洁井眼，保证井眼畅通。待沙子明显减少时方可泵入封井浆起钻。电测前配封井浆30 m3，保证可泵入封井浆20 m3封闭三开整个裸眼段，最后用循环钻井液顶替到位后方可起钻，保证电测施工顺利。

5 现场应用效果

强抑制复合盐钻井液体系矿化度较高，具有很强的抑制性，能有效抑制泥页岩水化，保持井壁稳定；钻出的岩屑在水中不分散，比较容易清除，从而有利于保持较低的固相含量；能有效抑制地层造浆，流动性好，性能较稳定，易于维护；并且由于其滤液性质与地层原生水较近，对油气层损害较小。

5.1 钻井液性能

山古101 井二开、三开使用强抑制复合盐钻井液体系，体系抑制性强，封堵性好，携岩性较好，流变性和滤失量得到合理控制，钻井液性能（见表2）。

5.2 井径分析

本井二开、三开采用强抑制复合盐钻井液体系较好的满足了钻井需要，井身质量有较大提高。全井钻进，电测，取心工作顺利，且二开三开和目的层井径均控制在了10%以内，相比山古1 井有了很大改善，具体对比（见表3）。

表3 邻井井径对比

5.3 时效分析

由于较好的解决了二开井径扩大，泥岩造浆起下钻阻卡，油气层保护等问题，全井施工顺利，节省了周期，节约钻井成本。对比山古1 井可以看出，在井深增加的情况下，周期节约2.2 d，经济效果显著（见表4）。

表4 钻井时效对比

6 结论

（1）强抑制复合盐钻井液体系抑制性能好，封堵能力强，配合现场钻井液维护处理工艺保证了山古101井顺利钻至目的层。

（2）与邻井资料的对比结果表明，平均钻井周期缩短，未发生井壁失稳复杂事故，起下钻通畅，平均井径扩大率显著缩小，实现了安全优快钻进。