土库曼斯坦阿克里姆油田高密度钻井液技术

成建强，屈文明，张 伟

（中国石化胜利油田工程有限公司 井下作业公司，山东 东营257000）

1 概述

1.1 地质概况及当地钻井施工难点

阿克里姆油田是胜利油田井下作业公司海外项目部署在土库曼斯坦的一块重点勘测开发区域，该地区含油层主要为下红层HK1—HK9层，埋藏深度2 548～3 400m，孔隙度在14.9%～31.8%。部分老井由于早期开发油层井段出水严重，产量下降，但是下部油层依然产量很高，为了开采这部分油藏资源，同时节省开支，针对该地区特点，经过探索和应用，发展了前期老井大修、后期加深钻井技术，该技术利用了旧井上部套管，不需要新征用土地和铺设地方流程，有利于资金的利用和环境保护。

阿克里姆地区地层压力高，该井下部地层部分井段存在破裂带，且压力系数大、井底温度较高，HK3层渗透率在（2.2～727）×10-3μm2，易产生井漏、井壁坍塌、溢流甚至井喷等复杂事故。针对井壁稳定、防喷防漏和润滑防卡3大技术难点，经过大量的试验，确定了在该地区高密度井段进行加深钻井施工时使用聚磺防塌高密度钻井液体系。现场应用表明，该体系流变性好，泥页岩抑制性较强，抗温能力高，固相容量较高，密度可达2.3g／cm3，且工艺简单，操作方便。应用该钻井液体系，可以较好地解决该地区井壁失稳和润滑防卡等问题，保证加深钻进施工的顺利进行，基本上能满足阿克里姆地区高密度钻井的需要。阿克里姆地区6口已完工加深钻井见表1。

表1 阿克里姆地区6口已完工加深钻井数据

1.2 加深钻井技术简况

在进行加深钻井之前首先要做的是前期修井准备，根据设计要求，要对原井筒进行打捞、钻水泥塞、通井、刮管、试压工作，顺利处理到原井套管阻流环和引鞋处，保证阻流环以上套管的完好是关键，操作不当会出现很多问题，必须掌握好各个施工参数；其次是进行磨铣，磨穿原井阻流环、引鞋。在刚开始的磨铣施工中是磨完窗再修窗，这样会给修窗工作带来许多麻烦，如由于人员操作不当，修窗过程中出现严重蹩钻，修窗时间过长或窗口质量差，很有可能影响接下来的下钻和下套管作业。通过长时间的摸索总结，可把磨铣和修窗两项工作同时进行，即磨铣20～30cm，然后上提钻具修理，这样重复至把窗口开好，然后对整个窗口进行短时间修理，就可以得到一个优质窗，同时也节约了时间。磨穿引鞋之后要进行试压作业，保证上部套管的质量合格；第三步就是进行加深钻井施工，而在施工过程中最重要的是钻井液的维护处理。

2 高密度钻井液技术

该区域加深钻井采用高密度钻井液支撑井壁，提高抑制性能防止泥页岩水化分散脱落，并选择合适钻井工艺防塌措施的施工方案。以152井为例，该井钻井液密度控制为1.85～1.90g／cm3，漏斗黏度为50～70s，pH值为9～11，切力为（8～12）／（15～20）Pa／Pa，动切力为12～16Pa，塑性黏度为25～35mPa·s，常规滤失量为3～5mL，高温高压滤失量（150℃）为8～10mL，固相含量36%～40%，含砂量为0.3%～0.5%。

2.1 井眼稳定技术

（1）保持合理的钻井液密度，防缩防卡，实现近平衡钻井。由于是前苏联的老油区，且长期开采，地质资料录取不全，地层压力变化较大，施工中可以参考区块内邻井施工井史的钻井液密度。如152井，在井深3 250m之前密度保持1.75g／cm3即可顺利完钻，而3 250～3 470m加深井段油气显示较为活跃，结合原始地质资料及邻井施工简史，决定在井深3 250m后将钻井液密度提至1.86g／cm3，保持对地层的正压差，有效支撑井壁，并保持在1.85～1.90g／cm3区间顺利完井，施工中应注意密度不能太大，以防压差卡钻和压漏地层等复杂情况。

（2）控制钻井液滤失量，加入处理剂强化封堵井壁。在高压层井段钻进时，保证合理的密度，同时按全井加量陆续加入2%～3%KFT、2%～3%SD-202、3% ～5%SMP-1、1% ～2%SJ-1、2% ～3%SPNH等处理剂，将井浆逐步转化为聚磺防塌高密度体系。聚磺防塌体系中各种处理剂的加量见表2。

表2 聚磺防塌体系中各种处理剂加量

（3）提高钻井液的抑制性，防止泥页岩吸水膨胀。加深井段钻遇地层一般为泥页岩发育，容易造成水侵，页岩膨胀，进而发生掉块坍塌，在施工中加入足量的防塌剂、降滤失剂和护壁性能比较强的磺化沥青等处理剂，降低滤饼渗透率，增强封堵承压能力，抑制硬脆性地层掉块、剥落、坍塌。

通过对以上几方面的控制，在实际施工中，钻遇易坍塌硬脆性地层等不稳定发育井段时返出掉块明显减少，有效保证了井眼通畅，防止了地层坍塌，同时及时携带出岩屑，保证了井壁稳定和井下安全。

2.2 固相控制

钻井施工中固相含量对钻速的影响是明显的，设清水钻进时钻速的标准为100%，若固相含量上升至7%，则钻速下降50%，即降为清水的一半；若固相含量超过7%，则钻速下降就会成倍增加，对于高密度钻井液这种影响尤其明显。除此之外，高固相含量还会造成设备损耗、泥饼厚度增加、影响后期电测和下套管作业、降低油气生产能力等一系列危害。在实际施工中主要采取以下几种方法控制固相含量：

（1）用聚合物包被剂抑制钻屑水化分散，保持PAM在钻井液中的含量为0.3%～0.5%，提高泥饼质量，改善黏滞性。

（2）配合使用高密度钻井液固相清洁剂降低固相含量，清洁钻井液。通过加入清洁剂，一方面可以降低钻井液中的无用固相，保证钻井液的清洁；另一方面可以有效抑制泥页岩地层水化膨胀分散，增强钻井液防塌抑制性和抗盐水污染能力［1］。

（3）充分利用好固控设备及时清除无用固相，在施工过程中，将振动筛网换为80目筛布，充分过滤较大颗粒钻屑，利用除砂器和离心机及时清除钻井液中无用固相，严格控制固相含量在20%内，这一系列措施有效降低了钻井液摩阻，保证了井下安全。

（4）各种固相会随着钻井液不断循环而细化分散，随着钻井周期加长，钻井液中劣质固相含量会不断升高。长时间钻进后可以使用部分低固相或无固相钻井液替换掉一部分高固相含量较稠的钻井液，从而达到间接降低钻井液中固相含量的目的。

如K-1井，钻至井深3 100m处，固相含量最高达到40%，流动性能差，且钻井液黏度、切力变高，钻井液摩阻变大，泵压也居高不下，同时钻进速度明显降低，严重影响正常施工。经过一系列小型试验验证后，决定采用以稀胶液置换稠浆的方法进行处理。首先配制了30m3稀胶液（配方为：清水＋2%KFT＋0.5%NaOH＋2%PAM），然后先后分5次共6个循环周均匀加入，同时排出相同液量的井中稠浆；置换过程中逐渐加入重晶石粉保持钻井液密度在1.75～1.80g／cm3内稳定。通过该种置换法并配合聚丙烯酰胺胶液及固控设备的使用，成功使固相含量降至30%，保证了井下安全，钻井液性能得到了明显好转，同时钻进速度也有了提升。

2.3 润滑性能

（1）改善泥饼质量，降低摩阻。施工中提高润滑性能的关键在于通过控制滤失量，形成薄而致密的泥饼。通过加入足量的降滤失剂、封堵防塌剂等，有效改善了钻井液滤失性能，减少了泥饼厚度和渗透性，增大了强度和韧性，从而起到了降低摩阻的效果，在该体系中各种降滤失剂及封堵防塌剂含量为：2%～3%SD-202、2%～3%KFT、3%～5%SMP-1、1%～2%SJ-1、2%～3%SPNH；同时加入1.5%～2%的低荧光磺化沥青粉，加强钻井液的护壁性，降低滤饼渗透率，提高钻井液润滑性，保持泥饼摩阻系数低于0.10。

（2）改善钻井液润滑性。施工中通过加入1%油基润滑剂来优化钻井液润滑性，作用机理是在亲水性的井壁和钻具表面形成一层疏水性油膜，在增强吸附表面润滑性的同时，也有助于抑制泥页岩吸水膨胀分散，降低摩阻。若是摩阻较大的定向井，可向钻井液中加入10% 原油，并使其充分乳化，以改善钻井液的润滑性能和摩阻，阻止压差卡钻现象的发生［1］。

（3）合理调节钻井液携岩性能，保证井眼清洁通畅。由于加深裸眼段受原井套管限制井眼尺寸较小，泵压高，易憋泵及堵塞井眼，而窗口处返速突然降低，易堆积形成岩屑床，所以在实际操作中控制钻井液动切力在15～20Pa，塑性黏度为30～45mPa·s，漏斗黏度在50～70s，要求保持良好的动塑比，保证良好的携岩性能，及时快速有效清洁井眼，携带出岩屑。现场工程操作方面要求钻完一个单根进行一次划眼，每钻进50m短起下一次破坏钻屑形成的岩屑床，起钻之前配制高黏度稠浆循环洗井推砂。

3 高密度钻井液现场维护处理

（1）严格控制膨润土含量。一般密度和井温越高，膨润土含量应该越低。

（2）保持合理的钻井液密度。保证支撑井壁和井下安全的基础上，尽可能采用近平衡钻井。

（3）严格控制固相含量。在施工过程中充分利用好各级固控设备和聚合物胶液，及时有效清理钻屑等无用固相，使总固相含量维持在合理水平。

（4）增加抑制和防塌类药品的使用，如PAM（0.3%～0.5%）、SD-202（2%～3%）和磺化沥青粉（1%～2%）等，有效抑制页岩水化膨胀和分散，稳定井壁，维持钻井液性能稳定。

（5）保证 KFT（2%～3%）、SMP-1（2%～3%）等抗高温处理剂的加量，维持钻井液高温条件下的稳定性能［2］。

（6）选择合适的润滑剂，保证润滑剂的含量为2%～3%，条件合适可以加入10%原油并充分乳化，控制摩阻系数在0.10～0.20，保证钻井液良好的润滑性能。

4 结 论

通过该体系的聚磺防塌高密度钻井液在土库曼斯坦阿克里姆地区的应用发现，此类钻井液流变防塌性能良好，通过钻井液中各处理剂的协同增效作用，可有效解决存在已久的井壁失稳、高温稳定性较差和润滑性能不足等一系列老旧难问题，同时具有固相容量高，可加重至密度为2.3g／cm3继续使用的优点，且施工中维护方便，基本上可以满足阿克里姆地区高密度加深钻井的需要，有一定的应用前景，可以考虑在其他地区推广使用。

［1］蔡勇，何兴华，王海军，等.坨深6井高密度钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2008，25（5）：38-40.

［2］杨国涛，马文英，卢国林，等.中原油田文101区块开窗侧钻钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2011，28（6）：84-87.