胜利青东区块沙河街组井壁稳定钻井液技术

邱春阳，王宝田，何兴华，司贤群，李志强

（胜利石油工程有限公司钻井泥浆公司，山东东营 257064）

胜利青东区块沙河街组井壁稳定钻井液技术

邱春阳，王宝田，何兴华，司贤群，李志强

（胜利石油工程有限公司钻井泥浆公司，山东东营 257064）

青东区块位于济阳坳陷青东凹陷北部断阶带。沙河街组的地质构造复杂，局部断层发育，断层以下地应力作用明显，沙三段泥岩硬而脆，层理性强，从而使钻探中井壁失稳严重，曾经多次发生复杂事故，轻者反复划眼，严重者则卡钻，严重地制约该区块的勘探开发进程。通过优选铝胺抑制、封堵、防塌钻井液体系，并且在施工中采用合理的钻井液液柱压力支撑和联合多元协同抑制—强封堵—合理地控制流变性等技术措施，配合相应的现场维护处理工艺，保证了青东古1井沙河街组的井壁稳定，使该井提前完钻，钻井周期缩短了20%。

青东区块；沙河街组；铝胺钻井液；井壁稳定

青东区块位于胜利浅海海域，属于济阳坳陷青东凹陷北部断阶带构造。青东区块含有众多的油气藏，青东25井发现油层6层，有效厚度23.0 m；青东斜6井发现荧光显示2层，厚度1.8 m；青东23井发现油层7层，厚度13.2 m。这充分说明该区块具有较大的勘探开发潜力。

在该区块一般采用三开井身结构，平均井深4 000 m，以裸眼方式完井，平均钻井周期70 d左右，由于沙河街组的地层复杂，大部分井都在此地层发生过事故，轻者反复划眼，延长钻井周期，严重者则卡钻，浪费大量人力、物力。为了提高钻井速度，要求该区块钻井液技术应该具有更好的适应性。通过优化钻井液体系，确定合理的钻井液现场施工措施，为青东区块安全、高效地钻井提供了有力的技术保障。

1 该区块钻井液技术的难点

（1）沙二段至沙三段呈南北向位于这一断块内，都具有一定倾角。实钻显示在2 315～2 650 m井段存在大的断裂破碎带，由于断层的走滑作用，断点以下应力集中，在钻开井眼以后，地应力往往沿着井眼的径向释放，因而造成井壁坍塌。

（2）沙三段以灰色泥岩为主。取心显示这些泥岩的泥质较脆，致密，硬，破碎性强，部分碎块呈棱角状和块状；部分井段层理发育，层理面之间胶结脆弱。虽然泥岩本身亲水性差，但是层理面之间原本结合力就弱，钻开地层以后，在钻井液浸泡和起下钻的碰撞作用下，井壁易掉块；并且随井壁浸泡时间延长，可能会产生更大掉块，也就使得裸眼时间越长井眼稳定状态越加恶化。

（3）沙四段岩性组合为中薄层深灰色泥岩与薄层灰色、浅灰色泥质粉砂岩频繁互层，在钻井液的浸泡下，地层容易掉块 ；加上地层倾角相对大，造成地层应力大，井壁失稳严重。

2 维护井壁稳定的思路

2.1 强化钻井液体系的封堵性

针对沙二段含有断层破碎带、沙三段局部井段层理性发育和沙四段泥岩及粉砂岩频繁互层的特点，强化钻井液体系的封堵性。使用沥青和纳米乳液，配合超细碳酸钙，对层理间和小的毛细孔进行有效封堵，依靠这些封堵材料的协同作用来增强封堵效果，使钻井液能够在井壁上形成一层薄而致密的不渗透性封堵层，以减缓钻井液滤液对地层的侵入，并且有效地发挥钻井液液柱对井壁的物理支撑作用[1-2]。

2.2 强化钻井液体系的抑制性

针对沙河街组局部泥质粉砂岩和断层带中充填的黏土矿物易吸水膨胀的特点，必须强化钻井液体系的抑制性。在钻井液体系中加入有机胺、铝络合物和无水聚合醇，通过这种三元协同作用来增强滤液的抑制性[3-5]，同时降低钻井液体系的滤失量，从而一则减缓断层带中充填物质的吸水膨胀，防止掉块卡钻；二则降低泥质粉砂岩最终的水化程度，防止造成时延性周期垮塌。

2.3 维持适当的钻井液密度

在强化钻井液体系封堵性和抑制性的同时，施工中还必须保证适当的钻井液密度。由于力学因素引起的井壁垮塌，只有通过力学支撑即选用合适的钻井液密度才能解决[6]。在沙河街组钻进时，必须时时保证对地层的正压差，只有这样才能达到对地层的严格封堵，也才能更加有效地保证钻井液液柱径向地支撑、平衡地层的坍塌压力，从而达到防止井壁坍塌的目的。

2.4 调整好钻井液流变性

钻进中适当增加钻井液的黏切，增强钻井液体系的悬浮与携带能力，并防止钻井液液流对井壁的冲刷，有助于保持井壁稳定。同时钻井液体系的黏切又不可过大，这是为了防止施工中产生大的环空压耗及大的激动压力造成井壁失稳。

3 钻井液体系、配方及性能评价

3.1 钻井液体系、配方

针对沙河街组的地层特点及依据解决井壁失稳的思路，通过室内的处理剂优选及性能优化实验，结合近年来邻近区块及重点井的钻井实践，确定青东区块钻井液体系为铝胺抑制封堵钻井液体系。

具体配方如下：

4%～5%抗盐土+0.3%～0.5%天然高分子聚合物抑制剂+0.5%～1.0%天然高分子降滤失剂+2%～3%抗温抗盐防塌降滤失剂KFT+3%～5%磺化酚醛树脂SMP-2+0.5%～1.0%胺基抑制剂+0.5%～1.5%铝基聚合物+2%～3%无荧光白沥青+2%～3%超细碳酸钙+2%～3%纳米乳液+2%～3%聚合醇。

3.2 钻井液性能评价

3.2.1 抑制性能评价

主要通过线性膨胀实验和岩屑回收率实验来评价体系的抑制性能，结果如表1所示。

表1 钻井液的抑制性能评价

由表1中的数据可以看出，铝胺抑制封堵钻井液体系的岩心线性膨胀高度显著低于常规聚磺钻井液体系；岩屑回收率高达92.6%，说明该体系抑制性强，能够抑制沙河街组泥页岩水化膨胀，有利于井壁稳定。

3.2.2 封堵性能评价

实验采用直径为30～40目的石英砂作为过滤介质，在压滤釜中加入配制好的钻井液开始实验，稳定地加压0.69 MPa，检验钻井液体系的封堵能力。结果见表2。

表2 钻井液的封堵性能评价

从表2可以看出，铝胺抑制封堵钻井液在加压15 min和60 min下的砂床侵入深度明显低于常规聚磺钻井液体系。这说明铝胺抑制封堵钻井液体系在压差下，快速形成了一个承压封堵带，能够封堵地层孔隙及微细裂缝。

图1 沙河街组的钻井液密度控制情况

4 现场应用

4.1 应用井的概况

青东古1井是部署在济阳坳陷青东凹陷北部断阶带青东古1断块较高部位的一口预探井，实际完钻井深4 150 m，该井采用四开制方式施工：一开以φ444.5 mm钻头钻至817 m，二开以φ311.2 mm钻头钻至2 662 m，三开以φ215.9 mm钻头钻至3 804 m，四开以φ152.4 mm钻头钻至4 150 m，裸眼完井。该井沙河街组分布在1 534 ～ 3 255 m井段。

4.2 钻井液维护处理工艺

（1）钻进中保持钻井液密度在设计上限，并根据实钻的井下情况进行调整，稳恒地保持钻井液液柱对地层的正压差，发挥径向支撑稳定井壁的作用。钻井液密度控制如图1所示。

（2）进入沙河街组前，加入1%的铝基聚合物、 1%胺基聚醇和1.5%的无水聚合醇，增强钻井液体系的抑制性。加入1%天然高分子降失水剂、1%磺酸盐共聚物降滤失剂和2%磺化酚醛树脂SMP-2，控制中压滤失量在4 mL以内，降低滤液向地层的渗透。加入2%无荧光白沥青、1.5%纳米乳液和2%超细碳酸钙，增强钻井液体系的封堵性能。维持pH值在7.5～8.5之间，弱化钻井液对地层岩屑的分散性，防止泥页岩水化分散。

（3）进入沙河街组后，以胶液形式补充各种处理剂，保持钻井液体系的抑制性和封堵性。胶液配方：0.5%铝基聚合物+1.5%胺基聚醇+2%聚合醇+0.5%磺酸盐共聚物降滤失剂+3%SMP-2+2%沥青+2%纳米乳液。超细碳酸钙采用以干剂的形式加入，增强封堵效果。进入沙三段后，一次性加入2%SMP-2，将高温高压滤失量控制在10 mL以内，进一步增强防塌效果。漏斗黏度提高到40 s左右，根据实钻的井下情况逐渐提高钻井液密度，钻井液漏斗黏度控制情况如图2所示。钻进中补充适量预水化膨润土浆，增加钻井液的造壁性和封堵性。

图2 沙河街组的漏斗黏度控制情况

（4）钻进中，开动四级固控设备，严格地控制钻井液中的劣质固相和低密度固相含量。根据需要，间断性地使用离心机，在钻井液密度低于要求0.02 g/cm3时，混入预先配制好的加重钻井液保持所要求的钻井液密度。

（5）工程上，加强短程起下钻，每钻进400 m进行一次短程起下钻，刮掉黏附在井壁上的钻屑和虚泥饼，下钻后充分循环，配制稠钻井液洗井，保证井眼的净化。控制起下钻速度，防止产生大的激动压力引发复杂情况。下钻时分段循环——先缓慢开动转盘，然后开泵，防止激动压力过大引发井壁失稳。

（6）电测前要进行一次短程起下钻，充分循环，待井眼干净后加入2%石墨粉和2%井壁稳定剂封井，以确保电测顺利。电测后下钻到底充分循环，用1.5%塑料小球配制封井浆封井，以确保下套管顺利。

4.3 应用效果及建议

（1）铝胺钻井液体系抑制性强，封堵性能好，对于该井沙河街组泥岩有良好的抑制性，对沙二段及沙三段硬脆性、层理性泥岩的剥落掉块起到较好的预防作用，顺利地穿过沙河街组。

（2）该井设计钻井周期104.50 d，实际只用84 d，钻井时效提高了20%，综合效益突出。

（3）起下钻畅通，电测及下套管一次成功率100%。电测显示，沙河街组平均井径扩大率为9.2%，井身质量良好。

（4）铝胺抑制封堵钻井液体系中胺类抑制剂不但能够抑制岩屑的吸水膨胀，也能抑制般土造浆，因此加量不能过多，1%的含量最合适，否则会导致钻井液体系悬浮携带能力差，影响体系的造壁性和封堵性。

[1] 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.

[2] 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.

[3] 鄢捷年. 钻井液工艺学[M]. 山东东营：中国石油大学出版社，2006.

[4] 张启根，陈馥，等.国外高性能水基钻井液技术发展现状[J].钻井液与完井液， 2007， 24（3）：74-77.

[5] 王洪宝，王庆，孟红霞，等. 聚合醇钻井液在水平井钻井中的应用[J]. 油田化学，2003，20（3）：200-202.

[6] 路继臣，唐卫国．大港油田深井井壁稳定问题[J].岩石力学与工程学报， 2000（6）：33-36.

Drilling Fluid Techniques for Borehole Stability in Shahejie Formation of Qingdong Block in Shengli Oilfield

QIU Chunyang, WANG Baotian, HE Xinghua, SI Xianqun, LI Zhiqiang
（Drilling Mud Corporation,Shengli Petroleum Administration,Dongying Shandong257064,China）

Qingdong Block is located in northern faulted zone, Qingdong sag in Jiyang Depression. The geologic structures are complex in Shahejie Formation, faults are well developed locally, and ground stress is clear below the faults. The mudstones in Sha-3 Member are hard and crisp, and lamination is clear. The borehole was very instable during well drilling, and complex accidents occurred frequently. Repeating dummy trips occurred frequently, and stick was severe case, which slow down the exploration progress in the study area severely. By using aluminum-amino inhibitive, sealing and anti-caving drilling fluid, many measures were taken, such as suitable density supporting, multi-variate synergism inhibition, compelling formation sealing, and reasonable rheological behavior controlling. In addition, corresponding onsite maintenance technology was taken, which guaranteed the borehole stability of Well Qingdonggu-1 in Shahejie Formation. Well Qingdonggu-1 was completed in advance, and borehole was stable in Shahejie formation. In addition, the drilling period was shorten by 20%.

Qingdong Block; Shahejie Formation; aluminum-amino drilling fluid; borehole stability

TE254

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.02.102

1008-2336（2014）02-0102-04

2013-06-27；改回日期：2013-09-27

邱春阳，男，1978年生，工程师，硕士研究生，应用化学专业，从事钻井液体系研究和现场技术服务工作。E-mail：drillingwell@163.com。