彭州页岩气大位移井钻井液技术应用优化及案例简析

吴欢，宋芹英，郭玉同，王婧，尚莲民，张衍喜

(1.胜利油田东胜工贸有限责任公司，山东 东营 257000；2.胜利石油工程公司西南分公司，山东 东营 257000)

0 引言

川西页岩气是国家页岩气开发大背景下的重点勘探开发区块，采取的大位移井钻探思路。该区块的钻井工艺和钻井液工艺还处于探索阶段，本文即是在优化应用新技术的基础上，结合现场数据和施工进程，进行了技术探讨和分析；该区块上部的陆相地层，有大段泥岩、炭质泥岩、泥页岩发育、地层自然造浆严重；进入三开海相地层后，稳斜段井斜87°以上、井眼小、裂缝发育、高温高压高含硫。如果采用传统的聚磺钻井液，它表现为抑制能力差，在高密度高温情况下、流变性难以调控、造成泥包钻头、频繁起下钻调整钻井液、进尺慢等复杂工况。针对此种弊端，西南局钻井院联合彭州项目部技术公关，研发形成了复合盐强抑制钻井液体系。

复合盐强抑制聚磺防塌钻井液是在聚磺钻井液体系的基础上，引入复合盐的理念形成的一种高性能强抑制水基钻井液[1]体系；该体系在邻井8号台、3号台实现应用，施工比较平稳。在5-2D井优化了上述复合盐钻井液配方，实现了二开快速钻进、环保无污染钻井工程，取得了更好的井眼轨迹。并在三开海相地层，推出了高清洁高酸溶润滑封堵钻井液，三开成功处理复杂工况，表现了比油基钻井液更优越的性能，更加环保。

1 一开钻井液转型的室内评价和现场应用

一开采用高搬含钻井液作为基浆，配合钾基聚合物胶液进行钻进，主要钻遇蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、须家河五段、四段；遂宁组中部逐步转化为钾基聚合物体系，转化方式是把生石灰乳复配入钾基聚合物胶液，形成有较强抑制能力的钻井液；沙溪庙组之前，一次性补足KCl，转化为复合盐强抑制钻井液体系；转型之前，进行了多个平行实验，如表1所示，确定数据。

表1 转体系前护胶情况确认实验

该实验表明，井浆护胶不足；遂宁组底部有必要将API失水降低，稳定井壁。按照实验配方，全井处理之后，又加入1%有机硅抑制剂[2]，以使钻井液达到转型条件，并实验确认。钻井液具备转型条件，根据表2平行实验情况，按循环周加入4%KCl；处理钻井液且循环均匀后的钻井液性能进行了测试，并做了进一步的护胶实验。

表2 转体系平行实验

实验情况良好，如表3所示，按此配方处理均匀之后，根据表4结果，补入了生石灰乳，以充分实现钻井液的复合强抑制性，钻井液完成复合盐的彻底转型；实验最终确认生石灰乳的加量为0.10%～0.15%。

表4 复合盐强抑制钻井液转型实验(确定生石灰乳加量)

在此之后，直到钻穿沙溪庙组，钻井液性能稳定，性能如表5所示，胶液以HQ-1、SMP-Ⅱ、AP-1，维护井壁质量、保持和稳定钻井液强抑制性。在沙溪庙组中部，钻井液按照设计密度上限，并结合实际的地层压力情况，将密度加重至1.86 g/cm3以上，至中完。从图1钻井日进尺柱状可知，平稳改善性能和转型钻井液，有利于钻井时效，日进尺50 m以上，这是本段的经验。

表3强抑制钻井液护胶实验

表5 一开中完复合盐强抑制钻井液性能表

图1 一开钻井日进尺柱状图

一开小结：(1)上部地层含大段泥岩，造浆严重，钻井液流变性难以维持，单纯的有机硅抑制剂并不能解决上述问题，生石灰乳效果好；(2)在沙溪庙组之前，不刻意控制中温中压失水，使井眼通畅并保有一定的井眼扩大率，有助于下套管作业；(3)在沙溪庙组，充分护胶，一次性补入KCl并确定生石灰乳加量，一次性转为复合盐强抑制体系，效果好。

2 二开复合盐强抑制聚磺钻井液体系的优化实验和现场施工

2.1 二开开钻钻井液处理流程及措施

二开钻遇地层为须家河组四段、三段、二段、小塘子组、马鞍塘组二段、一段(未穿)，本阶段岩性主要是砂、泥岩互层；泥岩段和煤层段，主要问题是防塌、防漏、防H2S、防喷。

一开中完钻井液经过调整后，基本符合转化的基础浆要求；结合甲方设计，进行了室内优化转型实验，60%井浆+40%复合盐胶液(H2O+0.2%NaOH+2%DYFT+3%SMP-Ⅱ+1%KFT+1%QS+2%HQ-1+4%RH200+0.5%CaO+8%KCl+1.5%LPF+1%AP-1+0.2%LV-PAC)，如表6所示。

表6 二开钻井液开钻前实验(确定配方)

清洁基础钻井液，将漏斗黏度维持在50S左右；按照上述复合盐胶液配方复配稀重浆，按循环周混入井浆，在套管内完成钻井液定型，性能如表7所示，钻开新地层；钻进过程中，进一步补入KCl和AP-1，保持KCl含量6%～8%，增强钻井液抑制性，维持钻井液性能。

表7 二开钻井液定型实验

2.2 二开井壁优化和钻井液流变性改善的过程及分析

开钻后第一趟钻短起下，在套管鞋下方100 m左右，有遇阻现象，活动钻具后通过，分析是套管鞋预留口袋下方的沉沙引起的[3]。启示套管内钻井液转型时，在套管鞋处应保证适当粘切，防止过低粘切对口袋的冲刷，造成砂桥堵塞。对此，决定推稠筛子优化井壁，结果如表8所示。

表8 二开优化井壁和改善流变性结果1(不同层位、不同筛子配方)

邻井8号台、5号台提示须三段有大掉块；因此，在钻开须三段之前，本井进一步优化井壁，加强封堵和防塌能力，使井壁规则顺滑、稳定；钻井液推筛子后，保持适当粘切，是充分携带岩屑的必要条件。如表9所示，这是第二次优化井壁。

表9 二开优化井壁和改善流变性结果2(不同层位、不同筛子配方)

进入须三段之后，粘切维持在适当范围，未出现大掉块，分析是本井掉块沉在井底或悬浮井壁周围[4]；钻井液不能充分携带，这对下部钻进和起下钻都十分不利。为此，在起钻前推重稠筛处理，见有掉块返出；起钻前配封闭浆，泵至井底，下钻到底后充分循环，至井浆性能均匀。如表10所示，这是第三次优化井壁。

表10 二开优化井壁和改善流变性结果3(不同层位、不同筛子配方)

进入须二段之前，多次提示防塌、防漏；加之井深超过4 000 m，钻井液的抗温能力面临挑战[5]；具体表现是，每趟钻4个台班左右，每次起钻之前，钻井液流变性差；下钻到底之后，流变性能好，且能持续48～72 h。值得注意的是，本段钻井液流变性在可控范围内，并且符合须二段的地层特点，有效携带了岩屑和掉块，也保证了钻井时效。这样每次起下钻之前，对钻井液都进行充分处理，性能如表11所示，直至钻穿须二段，保持良好的钻井液性能[6]；至进入小塘子组层位，漏斗黏度控制在75～80 S，振动筛返砂正常，间歇性有掉块带出，起下钻顺利。

表11 二开优化井壁和改善流变性结果4(不同层位、不同筛子配方)

2.3 二开完钻前难点分析及钻井液性能优化

小塘子组是造斜段，地层岩性是砂质页岩为主；具有以下难点：(1)压差卡钻；(2)掉块卡钻；(3)防喷防漏；(4)钻具托压；(5)三高。针对以上问题，本井在进入小塘子组开始降粘切，调整流型，钻穿小塘子组之前，钻井液充分处理，首先清洁钻井液；其次，以优质稀重浆的形式处理钻井液；再次，补入足量的防塌剂，为马鞍塘组作准备。同时，增强钻井液的润滑性能，每个班次持续跟入润滑剂，最终顺利、平稳钻穿小塘子组。马鞍塘组分为两层，在马二段和马一段交界面，井斜已达到60°以上，存在极大的垮塌风险，并且还有井漏提示；邻井在本层井漏、卡钻等工程复杂均出现。本井采取的措施是，每个班次开启离心机，充分清洁钻井液；同时补入含有多级配沥青、超细碳酸钙、抗压成膜剂等防塌剂的稀浆；钻井液保持适当粘切，也保证了井壁稳定，性能如表12所示，保证了井下安全和起下钻顺利。

表12 二开完钻前性能优化实验

二开中期和完钻钻井液返回槽流型对比如图2所示。可以明显看出，须二段流型稍差，在小塘子组至中完阶段，钻井液调整性能之后，回流槽两侧流动通畅，且整体流态为紊流，反馈钻井液具有良好流变性；同时观察振动筛返出掉块情况，未见持续性大掉块，证明井壁稳定、钻井液具备较好的封堵防塌能力。

图2 二开须二段和完钻钻井液返回槽流型对比图

本井二开直井段日进尺平均70 m以上，造斜段日进尺平均40 m以上；邻井8号台、3号台，在二开直井段日进尺45 m左右，造斜段日进尺25 m左右，如图3、图4所示。这说明，本井采用的结合甲方框架的钻井液体系的同时，兼有西南分公司的优化处理思路，是符合工程特点的；体系中处理剂的种类尽可能少，每种处理剂具有一种专门的功能[7]。本开次钻井时效高，工期提前15～20工作日；二开完钻且一次性下送套管到位并顺利固井。

图3 二开钻井日进尺柱状图(直井段)

图4 二开钻井日进尺柱状图(定向段)

二开小结：(1)二开长裸眼段定向深井，钻井液维护难度大，抑制性、粘切、抗温考验大，不断推筛子改变流态，十分必要；(2)须三段、须二段保持适当粘切，并增强钻井液的强抑制性，非常重要；AP-1、生石灰乳、KCl配合使用，效果好；(3)在钻穿小塘子组之前，充分清洁钻井液、降粘切、补充稀浆，创造封堵防塌材料加入的空间和时间，对马鞍塘组顺利钻进是必要的；(4)多级配的封堵防塌材料，对于配伍性和抗温性要求很高，优选钻井液材料很有必要；(5)深井高密度钻井液维护和处理措施必须适当，处理过程结合实验数据，是配合工程顺利进行的关键。

3 三开高清洁钻井液现场应用及近水平段复杂处理

3.1 三开钻井液转型思路

三开定向稳斜至近水平段，雷口坡组是本井的目的层[8]；钻遇多套高压裂缝气，水平段长、井眼小，钻井液高温稳定性、防塌和携带能力尤其重要；增强钻井液的润滑防磨、防卡能力，很有必要。三开是以清洁的二开钻井液为基础浆，同时配制一定比例的高清洁钻井液，在套管内，循环钻水泥塞结束，处理水泥污染后，将新配制钻井液按循环周补入井内，钻井液密度达到设计要求，钻开新地层，持续补充AP-1，转型之后钻井液体系为高清洁高酸溶润滑封堵体系，该体系在川西海相地层属于首例。

3.2 三开水平段卡钻处理

三开钻至6 225 m，定向仪器无信号，查找原因，停泵停顶驱，钻具静止18 min，发生卡钻。钻井液性能：ρ1.55 g/cm3，FV55 s，API失水2.8 mL，PV29，YP12，G10″/G10′6.5/11。泵入密度1.55 g/cm3，黏度65 S的解卡剂22 m3，顶替出钻头6 m3，浸泡井底裸眼段环空并挤压顶替解卡剂，30 h后解卡。卡钻原因分析(1)水平段，钻具静止时间过长：静止18 min未活动顶驱，钻具静止时间过长是造成这次卡钻主要原因；(2)压差过大：本井段压力系数最高1.20 g/cm3，最低1.10 g/cm3，防止老井眼串层气，实钻钻井液密度1.55 g/cm3，压差在15～20 MPa，压差是这次卡钻的次要原因。

3.3 三开水平段憋泵处理

本井快速钻进至井深6 623 m，8月15日起钻完—9月3日下通井钻具5趟，出现起下钻遇阻卡、开泵憋压严重的现象，现状分析：(1)糖葫芦井眼，存在多个大肚子和小井眼；(2)水平段下岩屑床丰富，钻井液性能不能满足携带；(3)裂缝和破碎带发育，长时间循环处理和起下钻过程，造成局部井壁垮塌或失稳；(4)钻井液静止时间长，泥饼质量差、性能老化。

根据实际情况，制定处理程序：

(1)起钻至套管内；同时配制水化高浓度的优质高清洁钻井液，复配胶液10 m3+聚合物增黏剂XC+润滑剂RH220；起钻到位后，混入高清洁钻井液同时跟入胶液。在套管内钻井液性能处理到位：ρ1.50 g/cm3，FV75～120 s, API失水＜3 mL，PV＞35，YP＞15，G10″＞10，G10′＞30，润滑系数＜0.07；处理到位后下钻分段循环。

(2)下钻过程，分若干段循环；分段循环过程中，排量由小到大，逐步提至正常循环排量；循环排掉每段的裸眼段钻井液；性能调整必须到位，全井达到套管内钻井液性能。

(3)下钻遇阻后，逐柱循环划眼至井底；划眼期间，排量许可条件下(不憋泵)，至循环均匀。

(4)下钻接近井底，如果泵排量提升难、划眼困难，计划小排量泵入稠筛子7～10 m3，清扫井眼；配方：30 m3优质清洁钻井液+0.3%聚合物增粘剂XC+15 kg雷特纤维+8%～10%超细碳酸钙+0.2%DSP-2。处理至每柱循环过程排量正常，达到套管内钻井液性能。

(5)下钻到底后，充分循环，调整性能，采用稠筛子再次清扫井眼，至井眼全部清洁。循环均匀，短起至套管内下钻到底，验证井眼情况，循环至排量正常泵压正常后，进行下步钻进施工。

通井5次之后，该井顺利完钻，验证了“三高”大位移深井，采用高清洁钻井液体系的正确性。三开小结，其一，近水平段，钻具不能长时间静止，易粘卡；其二，起下钻过程中，极易因下岩屑床造成阻卡，其时一旦大排量开泵冲划，容易造成岩屑床的运移和聚集，造成进一步的复杂情况；其三，定期进行短起下，对于修复井壁和净化井筒很有必要。

4 结论与建议

本井在优化复合盐强抑制聚磺防塌钻井液体系方面，取得了较好的现场数据和实践经验。另外，在海相地层推出了优越性好的高清洁高酸溶润滑封堵钻井液，在处理复杂事故和钻井时效两方面，获得了经验，对后续川西区块的作业很有价值。

(1)优化的复合盐强抑制钻井液在上部地层钻进时优越性显著，很好地控制了钻井液流变性，并极大提升了钻井时效；转型前充分护胶、反复实验确认，在流型好的前提下转型。

(2)二开难度大，须家河组掉块严重，地层活跃，应保持适当的粘切，保证井壁稳定性，在每趟钻起钻之前用封闭浆处理，坚持打一段保一段的原则，保证起下钻顺利进行。

(3)优化的复合盐体系具有较高的矿化度，定期补充KCl和生石灰乳，能够有效抑制粘土晶层间的渗透水化，利用钾离子、钙离子的活跃能力优于钠离子，离子交换作用地层，很好地抑制了地层造浆，稳定性能。

(4)三开海相地层井斜大裂缝发育，面临井漏风险，以稀重浆的形式补足封堵材料、抗高温降滤失剂，并保证适当低的粘切，既能提高钻井时效，又在空间和时间上保证井下安全。

(5)高清洁高酸溶润滑封堵钻井液体系在该区块应值得推广，三开雷口坡组裂缝发育，井眼小、排量小，该体系有很好的适应能力，优化了井壁质量，且切力满足携岩携砂。

(6)三开雷口坡组是近水平段，建议150～200 m定期进行一次短起下，以规整井壁，通畅井眼；每柱打完后，都充分进行循环，勤活动钻具、忌定点循环；起下钻时，如遇阻卡，切忌大排量划眼，容易造成复杂情况，该结论适用于该区块同类型施工作业。