高44平2井保护储层防塌钻井液的研究与应用

郭明红，田 野，贾东民，李海彪，喻化民

(中油渤海钻探工程有限公司，河北 任丘 062552)

高44平2井保护储层防塌钻井液的研究与应用

郭明红，田 野，贾东民，李海彪，喻化民

(中油渤海钻探工程有限公司，河北 任丘 062552)

针对高44平2井地质特性和钻井需求，采用了无固相复合有机盐保护储层防塌钻井液体系。该钻井液体系具有动塑比高(≥0.8)、润滑性好、抑制性强、储层保护效果佳等特点，尤其适合于水平井钻井施工。高44平2井二开(400～2 931 m，水平段2 542～2 931 m)使用无固相复合有机盐钻井液体系钻进，穿越明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组等多套地层，水平位移达1 183.47 m，整个钻进过程钻井液性能稳定，携砂效果好，井壁稳定，无垮塌掉块现象，起下钻、电测和下套管作业均无挂阻，很好地满足了现场施工和储层保护的需求。

无固相钻井液;复合有机盐;水平井;保护储层;强抑制

引言

2011年，为了进一步滚动扩边，增加产能，华北油田采油三厂在冀中坳陷饶阳凹陷高阳油田高44断块部署了高44平2评价井。该井采用二开井身结构，二开从400 m一直钻达2 931 m完钻，裸眼段长，水平段近400 m，水平位移近1 200 m，且穿越多套地层，钻井施工难度相当大［1－4］。

为了确保钻井施工安全、快速进行，且最大限度地保护油气层，该井二开采用无固相复合有机盐保护储层钻井液体系。在现场施工过程中该钻井液体现出了优良的井眼清洁、井壁稳定和储层保护能力。

1 地质及工程概况

1.1 地质概况

高44平2井位于冀中坳陷饶阳凹陷高阳油田高44断块，依次钻遇第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组和沙河街组，目的层位为沙一下段，各层位地层压力系数预测及钻井液维护重点见表1。

表1 高44平2井各层位地层压力系数预测及钻井液维护重点

1.2 工程概况

高44平2井于2011年7月11日一开，采用ø444.5 mm钻头钻至401 m，表层套管为ø339.7 mm×400 m;7月14日二开，采用ø215.9 mm钻头，7月29日钻至2 931 m，完钻，垂深为2 361.25 m，井斜角为72.5°，套管为ø139.7 mm×2 925.54 m。

该井从950 m开始造斜，最大井斜为73.41° ×2 634.41 m。A靶点:井深为2 542 m，垂深为2 236.4 m，井斜角为67.2°，方位为129.68°，位移为848.54 m;B靶点:井深为2 896 m，垂深为2 350.51m，井斜角为 72.03°，方位角为128.91°，位移为1 183.47 m。

2 钻井液技术难点

高44平2井采用二开井身结构，二开从400 m一直钻达2 931 m完钻，钻井施工难度相当大，对钻井液性能提出了极为苛刻的要求。

(1)裸眼段长达2 531 m，要求钻井液具有良好的抑制性和稳定井壁的能力。

(2)穿越明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组等多套地层，各套地层对钻井液性能要求差异较大，为了保证整个二开井段的安全钻进，在调整钻井液性能时必须综合考虑到各套地层之间的差异。

(3)水平段近400 m，水平位移近1 200 m，要求钻井液具有以下性能:①良好的携岩性，能够及时将井底沉砂带出井筒，避免形成岩屑床，保证井眼清洁;②良好的润滑性，对于水平井而言润滑性的好坏直接关系到钻井施工的安全与否;③水平段地层由于其特殊的应力作用极易发生井壁失稳，要求钻井液具有良好的护壁性，确保井壁稳定。

(4)要求钻井液具有良好的油层保护效果。

3 保护储层防塌钻井液方案制订

综合考虑高44平2井地质及钻井施工需求，同时最大限度地保护储层，确定该井二开采用无固相复合有机盐钻井液体系。

无固相复合有机盐钻井液不使用黏土，也不使用惰性加重材料，所使用处理剂均完全水溶。需要加重时，采用溶解度高的有机盐，最高密度可达到1.55 g/cm3，消除了钻井液中惰性固相对油层的堵塞作用;而且有机盐的强抑制性能够抑制储层中胶结物吸水膨胀分散运移，具有良好的储层保护作用。该钻井液体系的主要特点是:无固相、强抑制性、独特流变性，具有常规钻井液无法达到的保护储层、稳定井壁与净化井眼的效果，是水平井储层钻井理想的钻开液［5－9］。

3.1 无固相复合有机盐钻井液的组成

通过大量室内实验，优化出了适合于高44平2井二开井段钻井施工需求的无固相复合有机盐钻井液体系，基本配方为:清水+(0.2%～0.5%)碳酸钠+复合有机盐(根据密度需求确定)+ (0.5%～1.0%)聚胺抑制剂+(0.1%～0.3%)高效提切剂+(0.1%～0.3%)快弱凝胶剂+(1%～2%)抗盐降滤失剂+(2%～3%)无荧光防塌剂+ (2%～3%)成膜降滤失剂+(2%～3%)专用极压润滑剂。

3.2 无固相复合有机盐钻井液的性能

3.2.1 常规性能

无固相复合有机盐钻井液的常规性能参数见表2。从表2可知，ø3和ø6值高，静切力合适，具有良好的悬浮岩屑能力;动塑比在0.8以上，携岩能力强;摩阻系数低，降低了水平井钻井黏卡的风险;API失水能控制在5 mL左右。

表2 无固相复合有机盐钻井液的常规性能

3.2.2 抗岩屑污染能力

固控设备配备差或固控能力不能满足施工需要等原因都会造成钻井液中有害固相含量增加，这就要求体系具有较高的抗固相污染能力，以保持体系性能稳定。取家16井泥岩岩屑，粉碎后过100目筛制成岩粉，将岩粉加入无固相复合有机盐钻井液中，评价其抗岩屑污染能力，结果见表3。从表3可知，当混入10%的岩粉时，体系流变性能、滤失量基本不变，说明该钻井液体系抑止钻屑水化分散性能优良，具有理想的抗钻屑污染的能力。

表3 无固相复合有机盐钻井液抗岩屑污染能力评价结果

3.2.3 抑制性

分别向清水、聚合物钻井液、有机硅钻井液和无固相复合有机盐钻井液中加入40 g粒径为6～10目的岩屑，在120℃下滚动16 h，用40目筛回收，测定岩屑回收率(表4)。实验结果表明，无固相复合有机盐钻井液中岩屑回收率明显高于清水和其他2种钻井液，说明该钻井液能很好地抑制泥页岩的水化膨胀与分散。

表4 无固相复合有机盐钻井液抑制性评价结果

3.2.4 储层保护能力

采用JHDS－2高温高压动失水仪和静态流动实验仪，按油层保护行业标准进行实验，结果见表5。对于2种渗透率的岩心，无固相复合有机盐钻井液渗透率恢复值均达到了90%以上，能有效保护油气层。

表5 无固相复合有机盐钻井液储层保护能力评价结果

4 现场试验

4.1 二开钻井液施工过程

2011年7月12日14∶00开始按照室内优化配方配钻井液;7月13日20∶45开始替钻井液;7月14日5∶00二开开钻;7月29日5∶30钻至2 931 m，完钻。

现场钻井液维护原则上以补充新浆为主，根据地质和工程需求加入适量处理剂对钻井液性能加以调整。具体实施过程中，使用聚胺抑制剂提高钻井液抑制性，抑制造浆、控制膨润土含量上升;使用快速弱凝胶剂、高效提切剂配合提黏切、调节钻井液流型;使用抗盐降滤失剂、成膜降滤失剂和无荧光防塌剂配合控制滤失量，改善泥饼质量;使用专用极压润滑剂改善钻井液润滑性;使用水溶性加重剂加重钻井液，并根据实钻情况合理调整密度，达到安全快速钻进的需求。

该井井身结构较为特殊，二开从400 m一直到完钻，钻遇多套地层，上部地层与水平段储层采用同一钻井液体系，现场施工过程中针对各套地层和各种特殊工况对钻井液性能及时进行了调整。

(1)钻遇明化镇组和馆陶组时，由于地层疏松，钻井液渗漏量较大，采用超低渗透处理剂进行封堵，处理后钻井液消耗量较采用普通聚合物钻井液钻井时大幅度减少。

(2)钻遇馆陶组下部砾岩之前，为了尽可能降低砾岩垮塌的风险，适当地提高了钻井液黏度。

(3)进入东营组，为了抑制地层造浆，一方面提高复合有机盐含量，另一方面加入聚胺抑制剂，结果钻穿东营组钻井液中土般土含量没有明显增加。

(4)进入造斜点之前，提前加入专用极压润滑剂，整个定向过程没有出现拖压。

(5)起钻电测前，适当提高钻井液黏度，进行大排量洗井，然后将1 t专用极压润滑剂配40 m3钻井液注入水平段，电测均一次成功。

(6)起钻下套管之前，大排量洗井，然后将1 t塑料小球配60 m3钻井液注入水平段，确保了下套管、固井施工的顺利进行。

4.2 应用效果分析

整个二开钻进过程中，钻井液性能稳定，动塑比高，携砂效果好，井底基本没有沉砂，能较好地反映钻时和地层变化情况;失水严格控制在设计范围内，井壁稳定，无垮塌掉块现象;起下钻无挂阻。

现场钻井液性能参数见表6。图1为东营组钻进过程中振动筛返砂情况，从图1中可以看出现场钻井液携砂效果极佳，此外返出钻屑菱角分明，且不聚结成团，表明复合有机盐钻井液具有较强的抑制性。

表6 现场钻井液性能测定结果

图1 东营组钻进过程中振动筛返砂情况

5 结论及认识

(1)复合有机盐钻井液体系很好地满足了高44平2井安全快速钻井的需求，最大限度地保护了油气层。

(2)现场实践表明，复合有机盐钻井液具有固相含量低、携岩性好、抑制性强、保护储层效果佳等特点。

(3)复合有机盐钻井液在高44平2井的成功应用，为今后同类型井的钻井施工提供了有力技术支撑。

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Study and application of reservoir protection and anti－sloughing drilling fluid for Gao44－P2 horizontal well

GUO Ming－hong，TIAN Ye，JIA Dong－min，LI Hai－biao，YU Hua－min
(CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited，Renqiu，Hebei062552，China)

Solid－free composite organic salt drilling fluid was used to protect the reservoir and prevent caving in Gao44－P2 well in accordance with the geological characteristics and drilling requirements.This drilling fluid system has high ratio of yield point to plastic viscosity(≥0.8)，good lubricity，is highly inhibitive and reservoir－protective，especially appropriate for horizontal wells.It was applied in Gao44－P2 for drilling 400～2 931 m and horizontal section 2 542～2 931 m，including formations such as Minghuazhen，Guantao，Dongying and Shahejie，with horizontal displacement reaching 1 183.47 m.In the whole drilling course，the drilling fluid had shown steady performance，good sand carrying ability and borehole wall stability，no caving occurred，and no obstructions were encountered during tripping in and out，electrical logging or casing installation，thereby satisfied the requirements of drilling operation and reservoir protection.

solid－free drilling fluid;composite organic salt;horizontal well;reservoir protection;strong inhibition

TE254

A

1006－6535(2012)03－0147－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.039

20111205;改回日期:20111224

中油渤海钻探工程有限公司科技项目“无固相钻井液技术深化研究”(2009ZD02K)

郭明红(1982－)，男，工程师，2004年毕业于中国石油大学(华东)应用化学专业，2007年毕业于中国石油大学(华东)应用化学专业，获硕士学位，现主要从事油田化学方面的研究与应用工作。

编辑孟凡勤