准噶尔盆地排661井钻井液技术

2013-10-10张志财胡高群罗云凤

中国石油大学胜利学院学报 2013年1期

张志财，胡高群，罗云凤

（胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017）

1 地质工程概况

排661井是部署在准噶尔盆地车排子凸起排661井区块石炭系断块圈闭上的一口评价井，钻探目的是了解石炭系含油气情况。本井钻遇地层从上到下依次为新生界第四系西域组、新近系独山子组／塔西河组／沙湾组、中生界白垩系／侏罗系、上古生界石炭系。上部西域组至沙湾河组多以泥岩、粉砂质泥岩为主，夹含砾砂岩不等厚互层，地层疏松造浆严重；白垩系和侏罗系为含砾粉砂岩、砂质泥岩，角砾岩发育；下部石炭系多为凝灰岩，且地层断层和裂缝发育，极易漏失。

本井设计井深1 900m，采用三开井身结构。一开 Φ444．5mm 钻头钻至井深171m，下入φ339．7mm表层套管至170．82m；二开 Φ311．1 mm钻头钻至井深1 061m，下入Φ244．5mm技术套管至1 060．22m；三开 Φ215．9mm 钻头钻至完钻井深，采用悬挂尾管完井。

2 钻井液技术难点

（1）独山子组和塔西河组泥岩发育、砂泥岩互层较多，砂岩疏松、渗透性强并含有砾石，易吸附形成厚泥饼；泥岩造浆严重，钻头和扶正器易泥包，井壁易坍塌。该地层可钻性强、钻速快、井眼大、岩屑多，若处理不当，会产生起下钻困难、下钻不到底、下套管不到位等问题，钻井液必须具有良好的携岩能力，确保井眼畅通。因此要求钻井液的流变性和抑制性良好，既要避免钻屑过度分散，又要防止钻井液对井壁形成不良冲刷，确保钻井施工的安全。

（2）石炭系为凝灰岩，裂缝、断层发育，不同层系地层之间以不整合面接触，施工中易出现井径扩大、垮塌、井漏等问题，造成起下钻困难、卡钻等井下复杂情况。要求钻井液的封堵能力强、滤失量低，降低对地层的渗滤半径，提高泥饼质量，增强井壁稳定性，减少储层伤害，达到油层保护、安全生产的目的。

（3）塔西河组膏盐发育，钻井液必须具有较强的抗污染能力，避免性能变化较大造成施工隐患。

（4）储层平均孔隙度接近25%，渗透率337．4×10－3μm2，属于高孔中渗储层，易受到有害固相侵入，导致油层污染。要求钻井液应具有良好的油层保护性能，要保持较低的固相含量，在不影响井下安全的前提下，钻井液密度尽量按设计下限执行，同时严格控制失水，减少储层污染。

3 钻井液体系优选和评价

新疆准葛尔盆地车排子地区油层埋藏浅，但地层复杂，砂泥互层多，存在不同压力层系，储层属高孔中渗地层，油层保护技术是关键也是技术难点，尤其对于评价井，油层保护技术对于评价储层产能至关重要。通过室内研究与试验，选用非渗透钻井液体系。非渗透处理剂能够在井壁岩石表面浓集形成胶束［1］，依靠惰性材料、活性矿物材料桥结和聚合物的胶束（胶粒）界面吸力及其可变形性封堵岩石表面较大范围的孔喉，形成致密超低渗透复合封闭膜层，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，在井壁外围形成保护层，从而有效解决油层保护、钻井液砂岩渗漏和井壁稳定问题。

3．1 非渗透处理剂的评价

3．1．1 常规性能

在400mL蒸馏水中加入24．0g钠膨润土、1．0 g无水碳酸钠配制基浆，然后加入2%YHS－1，检测其常温性能，结果见表1。

表1 YHS－1常规性能检测结果

可以看出，基浆中加入非渗透处理YHS－1后，黏度变化不大，动切力略有降低，说明非渗透处理剂可使基浆保持较好的流变性能。

3．1．2 滤失性能

利用可视性砂床滤失仪对非渗透处理剂YHS－1和FLC2000进行对比试验。将粒径为0．45～0．90mm的砂子400g用清水洗净，烘干后倒入可视性砂床滤失仪的圆柱筒内并铺平，再倒入200mL的试验浆，上紧杯盖，接通气源将压力调到1．0MPa打开放气阀，保持7．5min，记录滤失量和滤液侵入砂床的深度，结果见表2。

表2 砂床滤失试验结果

可以看出，在相同加量下，YHS－1的侵入深度小于FLC2000，说明该处理剂能有效阻止液体侵入，油层保护性能优良。其原因是YHS－1能快速形成非渗透封闭膜，从而有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层。

3．1．3 页岩膨胀性能

以YHS－1和FLC2000分别配制质量分数为2%的非渗透处理剂溶液，检测其线性膨胀量随时间的变化情况，结果见图1。从图1中可以看出，与蒸馏水相比，非渗透处理剂在一定程度上能抑制页岩膨胀，YHS－1的抑制效果优于FLC2000。

图1 线性膨胀量随时间的变化曲线

3．2 钻井液体系评价

钻井液体系配方优选原则是综合评价体系的配伍性、流变性和抗污染能力。非渗透钻井液体系的主要配方为：4%膨润土浆＋0．3%烧碱＋0．3%聚丙烯酰胺＋2%防塌降失水剂＋1%非渗透处理剂＋1%无水聚合醇。对该体系的基本性能进行测试，结果见表3。从表3中可以看出，该体系具有良好的流变性和抗污染能力。

表3 体系配方性能

4 现场施工

4．1 钻井液维护

一开井段（0～171m），独山子地层主要以上部泥岩、下部含砾粗砂岩为主，地层松散，因此采用配浆开钻，钻进期间以低浓度聚合物胶液维护，钻井液漏斗黏度维持在35～40s，完钻后充分循环洗井，并且起钻前用0．2%HV－CMC封井，以保证下表层套管和固井作业的施工顺利。

二开井段（171～1 062m）地层以砂泥岩为主，夹含砾砂岩与粉砂岩，钻进时砂岩渗透性强，易形成厚泥饼，造成缩径阻卡，塔西河组底部砂砾岩易出现垮塌，施工时，非渗透聚合物钻井液体系保持较低的黏度和切力，以抑制地层造浆，同时固控设备高效运转；视情况加入防塌降失水剂JS－3，为提高泥饼质量，防止泥岩地层吸水膨胀，维持井壁稳定；钻进期间不断补充PAM胶液，聚合物含量控制在0．3%以上，利用铵盐和LV－CMC调整钻井液流变性，减少对井壁的过度冲刷；进入角砾岩发育的侏罗系地层后，一次性加入足量非渗透处理剂YHS－1，钻井液漏斗黏度维持在45～50s，进一步降低滤失量，防塌降滤失剂和LV－CMC配成胶液维护，同时高效开启固控设备，以减少钻井液污染半径，防止井壁形成虚厚泥饼，及时清除劣质固相，确保井下安全。本开次钻井液性能为：漏斗黏度45～50s，中压滤失量低于4mL，密度1．08～1．12g／cm3，动切力5～10Pa。

三开井段（1 062～1 900m）石炭系多为凝灰岩，地层硬而脆且含有角砾岩，施工中钻具碰撞井壁崩落大的掉块，不及时带出会造成井下事故；裂缝发育明显，储层易受损害。因此在施工过程中，启用四级固控设备，及时清除有害固相，降低亚微米粒子的含量；同时漏斗黏度控制在50s以上，使之具有较强的携砂能力，以防止地层漏失及储层固相侵入。钻进中严格控制钻井液密度不超过设计密度1．08 g／cm3，尽可能负压钻进，以利于提高钻速和发现、保护油层；利用聚合醇的润湿反转性和润滑性，抑制岩屑的分散和加强钻井液润滑性，提高钻速。本开次钻井液性能为：漏斗黏度45～60s，中压滤失量低于5mL，密度1．05～1．08g／cm3，动切力6～8Pa。排661井全井钻井液性能见表4。

表4 排661井钻井液性能

4．2 复杂问题处理

尽管本井三开施工前对石炭系地层特点有了一定的认识和准备，但仍然发生一系列复杂情况。

4．2．1 起下钻阻卡和井壁坍塌

三开完钻后进行井底取心，起钻过程中在井深1 444m处遇阻，多次活动钻具后解卡，换通井钻具后在井深1 065m处遇阻。鉴于三开上部井深1 062～1 250m处油气显示较好，决定进行中途试油，但试油井段位于侏罗系和石炭系风化壳交界面处，地层胶结较差，反复试油抽吸导致1 060～1 065 m井段严重坍塌，井径由 Φ215．9mm 扩大至Φ487mm，形成大肚子井眼。

本井三开试油后钻井液受到严重污染，置换出大量被污染的钻井液后，钻井液性能不稳定，非渗透处理剂的有效含量大大降低，且大肚子井眼的形成使得环空返速大大降低，无法将坍塌的砾石携带出来。岩屑的不断堆积造成了取心起钻时岩屑下落至取心筒和环空之间，从而发生遇阻。分析原因后，为了保证大肚子井眼处的井壁稳定和携岩返砂顺利，一方面补充非渗透处理剂含量，封堵坍塌地层和微裂缝地层，另一方面加入磺化沥青和正电胶，从而稳定大肚子周围井壁，防止坍塌范围扩大。磺化沥青在井底温度和压力的作用下发生软化变形，封堵地层微裂缝，提高微裂缝和破碎地层的黏结力［2］；正电胶则可以提高钻井液的黏度和切力，保证大块角砾岩的顺利携带。在井浆中加入“1%非渗透处理剂＋1%磺化沥青＋2%正电胶＋0．5%低固相增黏剂”，每次起钻前配封井浆（处理后的井浆＋50%高浓度坂土浆＋1%磺化沥青＋1%低固相增黏剂＋0．1%HV－CMC＋0．5%烧碱）封固大肚子井段。采取措施后，在密度不变的情况下，顺利解决了起下钻阻卡问题，且大肚子井段内的携岩状况良好、井壁稳定，保证了后期施工的顺利。三开处理前后的钻井液性能见表5。