滴北2井钻井液技术

邱春阳，仇博识，李志强，吴晓文

(胜利石油工程有限公司钻井泥浆公司，山东东营 257064)

滴北2井是中国石化胜利油田分公司在准噶尔盆地乌伦古坳陷滴北断褶带滴北5号构造高部位部署的一口预探井，主探乌伦古坳陷滴北地区上构造层侏罗系、三叠系含油气情况，兼探石炭系含油气情况及地层发育情况。该井钻遇地层多，自上而下穿过吐谷鲁群、齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组、白碱滩组和姜巴斯套组。该井设计井深2 425.00 m，实际完钻井深2 150.00 m。井身结构为:1)一开:Φ444.5 mm ×200 m 钻头、Φ339.7 mm ×199.34 m 套管;2)二开:Φ311.2 mm ×1 622 m 钻头、Φ244.5 mm ×1 612.98 m套管;3)三开:Φ215.9 mm×2 150 m 钻头，取心后裸眼完井。

1 钻井液技术难点

1)上部地层胶结性差，钻速很快，井眼直径大，产生的岩屑量多，钻屑在上返过程中容易吸附到井壁上，形成虚厚泥饼，导致起下钻遇阻。

2)西山窑组(808～1 051 m)到八道湾组(1 205～1 474 m)发育煤层，煤层性脆，节理微裂缝发育，在外力作用下易垮塌;局部煤层与泥岩呈不等厚互层，泥岩水化后，煤层因失去支撑而垮塌;同样，煤层的坍塌也促使上部泥页岩坍塌，形成恶性循环，导致在钻进过程中坍塌、掉块问题严重。

3)地质预报下部地层含有盐水，钻井液受盐水污染后，钻井液流变性恶化，必须保证钻井液体系具有极强的抗污染性。

4)石炭系凝灰岩地层(1 579～2 150 m)破碎、裂缝发育，钻进过程中容易造成井壁掉块及漏失，造成卡钻等复杂情况出现，井壁稳定难度大。

2 钻井液体系研究及性能评价

针对该井地层特点及钻井液技术难点，要求钻井液体系必须具备以下特点:1)具有较强的抑制性，能够抑制泥页岩水化膨胀;2)具有良好的封堵能力，能够封堵煤层及裂缝，保持井壁稳定;3)具有良好的流变性能，有适当的黏度和切力，防止上部地层虚厚泥饼的产生，以减少复杂情况的发生;4)抗盐污染能力强，突遇盐水时，钻井液的流变性依然良好。

通过调研国内探井及深井钻井液使用情况［1-3］，结合邻井钻井液施工经验，经过处理剂优选及性能优化，确定使用胺基封堵钻井液体系，其配方为:

4% ～5%(质量浓度，下同)膨润土、0.2% ～0.3%Na2CO3、0.4% ～0.8%聚丙烯酸钾 KPAM、3.0%～5.0%低荧光井壁稳定剂 HQ-1、1.5% ～3.0% 无水聚合醇、1.0% ～2.5% 白油润滑剂、2.0% ～4.0%超细碳酸钙、2.0% ～5.0%磺化酚醛树脂 SMP-II、2.0% ～4.0%抗盐抗钙降滤失剂 JZC-1、1.0% ～3.0%抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、0.5% ～1.5%有机胺。

表1 抑制性评价

2.1 抑制性能评价

按照配方配制密度为1.5 g/cm3钻井液体系，采用抑制膨胀实验和抑制分散实验［4］，考察钻井液体系的抑制性能，实验结果如表1所示。

由表1可知，岩心在胺基封堵钻井液体系中经过2 h、16 h后，线膨胀高度显著低于常规聚磺钻井液体系，并且岩屑回收率也很高，达到92%，可见胺基封堵钻井液体系能降低泥页岩的水化膨胀，防止地层因水化膨胀造成的井壁垮塌。

2.2 封堵性能评价

采用砂床滤失实验［4］检验了钻井液体系的封堵能力。实验结果见表2。

表2 封堵性能评价

从表2中可以看出，胺基封堵钻井液体系侵入砂床的深度明显低于常规聚磺钻井液体系。加压15 min后，胺基封堵钻井液体系侵入砂床的深度为3.1 cm，继续加压至60 min后，侵入深度为3.6 cm，说明胺基封堵钻井液在压力下能够快速形成一个承压封堵带，有效封堵地层孔隙及裂缝。

2.3 抗盐性能评价

按照配方配制密度为1.5 g/cm3钻井液体系，分别加入5%及10%NaCl，150℃下老化16 h，评价其抗盐性能，实验结果见表3。

表3 抗盐性能评价

从表3可以看出，胺基封堵钻井液体系在加入10%NaCl后，体系的流变性依然良好，说明胺基封堵钻井液体系抗盐污染能力强。

3 现场钻井液技术

3.1 一开井段(0～200 m)

1)开钻前准备足量预水化膨润土浆，配方为0.3%NaOH、0.2%Na2CO3、6%膨润土。

2)钻进时采用聚合物胶液细水长流的方法进行维护。

3)钻完表层进尺后，充分循环，并配置高黏切封井浆封井眼。

3.2 二开井段(200～1 622 m)

1)上部造浆严重，以高浓度聚合物胶液维护钻井液性能，保持聚合物的有效质量浓度为0.3% ～0.5%，抑制钻屑水化分散，配合固控设备及时清除钻井液中的劣质固相。

2)在保证有效携带钻屑的同时，通过硅氟稀释剂SN-1调整钻井液的流型，适当冲刷井壁，保证起下钻畅通无阻。

3)进入西山窑组前，钻井液中加入1%有机胺，通过“晶层镶嵌”机理提高钻井液体系的抑制性，防止泥页岩水化膨胀分散［5］。

4)西山窑组至三工河组含煤层易破碎垮塌掉块，钻进时补充2%的超细碳酸钙和5%的低荧光井壁稳定剂HQ-1，改善泥饼质量，增强钻井液对地层的封堵能力［6-7］。

5)选择抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、SMP-2和抗盐抗钙降滤失剂JZC-1，控制钻井液的滤失量在3 mL之内，减缓泥岩的水化膨胀。

6)根据实际情况加入白油润滑剂，确保钻井液具有良好的润滑性，降低施工中产生的摩阻和扭矩。

7)在二开钻完进尺后，充分循环钻井液，待振动筛上无岩屑返出后，泵入60 m3封井浆封闭835～1 622 m井段。电测前封井钻井液配方为井浆、1%白油润滑剂、2%低荧光井壁稳定剂HQ-1、2%SMP-II。

8)电测完后，下钻至井底通井，充分循环钻井液，待返砂明显减少后，泵入60 m3封井浆，封井钻井液配方为井浆、1.5%白油润滑剂、2%低荧光井壁稳定剂HQ-1、1%SMP-II、2%塑料小球。

3.3 三开井段(1 622～2 150 m)

1)开钻前彻底清理各个循环罐和循环槽，保证钻井液具有较低的劣质固相。扫水泥塞时调整钻井液性能，密度降至1.12 g/cm3，性能符合设计后开始正常钻进。

2)钻进中严格控制钻井液滤失量，根据需要加入SMP-2、抗盐抗钙降滤失剂JZC-1和磺酸盐聚合物降失水剂，将API失水控制在3 mL以内，减缓泥岩的水化膨胀。

3)钻进至井深1 800 m时将钻井液密度提高到1.20 g/cm3，保证钻井液液柱压力能够平衡地层压力，对井壁产生支撑应力，防止地层应力释放而导致井壁失稳。

4)钻进中根据地层渗透及固控设备损耗补充胶液。胶液配方为20 m3水、0.4%NaOH、0.5%PAM、1.5%SMP-II、1%抗盐抗钙降滤失剂 JZC-1、0.5%磺酸盐聚合物。

5)石炭系地层凝灰岩裂缝发育，易漏失，泥岩硬脆易掉块，及时补充超细碳酸钙和沥青类防塌剂，提高钻井液的封堵能力，保持井壁稳定。

6)使用好四级固控设备，振动筛使用120目筛布，除砂器使用率保证在90%以上，离心机根据情况使用，及时清除钻井液中的劣质固相。

7)完钻后，充分循环泥浆，待振动筛无岩屑返出后，泵入20 m3封井浆封闭裸眼段。封井钻井液配方为井浆、4%白油润滑剂、2%SMP-2、2%SPNH、1%磺酸盐聚合物，保证电测及下套管顺利。

4 应用效果及建议

1)滴北2井使用胺基封堵钻井液体系，施工中井壁稳定，井下安全，电测及下套管顺利，满足了该井钻井施工的要求。

2)滴北2井使用胺基封堵钻井液体系，井身质量良好，井径规则。二开Ф311.2 mm井眼平均井径扩大率为2.36%;三开Ф215.9 mm井眼平均井径扩大率为3.68%。

3)完井后，取心4筒，取心进尺16.90 m，心长16.45.0 m，平均单筒进尺4.11 m，平均取心收获率为97.3%。

4)该区块西山窑组至八道湾组含有煤，煤层易塌，必须提高钻井液体系的抑制性，并提前加足钻井液封堵材料，优化泥饼质量，并且保持对地层的正压差，这样才能保证井壁稳定。

5)该区块石炭系地层裂缝发育，易造成井漏，施工中必须储备充足的堵漏材料，防止复杂情况的发生。

［1］柴金鹏，何兴华.吉尔吉斯马平528井钻井液技术［J］.石油钻探技术，2006，34(6):45－47.

［2］朱可尚.南堡1井钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2006，23(1):37－42.

［3］陈克胜.乌深1井超深井大井眼钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2001，18(1):41－43.

［4］张孝华，罗兴树.现代泥浆实验技术［M］.东营:石油大学出版社，1999.

［5］冯文强，鄢捷年.独具特色的高性能水基泥浆技术在中东地区的各种应用［J］.国外钻井技术，2006，8(4):39～48.

［6］黄治中，杨玉良，马世昌.不渗透技术是确保霍尔果斯安集海河组井壁稳定的关键［J］.新疆石油科技，2008，18(1):9－12.

［7］李洪俊，代礼杨，苏秀纯，等.福山油田流沙港组井壁稳定技术［J］.钻井液与完井液，2012，29(6):42～45.