玉北地区水基钻井液的运用

2015-02-24吴育辉

西部探矿工程 2015年7期

关键词：卡钻井段泥岩

吴育辉

（重庆钻井公司，重庆400042）

玉北地区水基钻井液的运用

吴育辉*

（重庆钻井公司，重庆400042）

玉北地区位于塔里木盆地麦盖提北斜坡带，是中石化西部地区重点勘探开发区域，西北油田分公司“十二五”规划部署的工作方针和力争巴麦及外围取得突破的重点地区。由于该区块地质构造复杂，存在上部地层泥岩造浆严重、古近系泥膏岩易蠕动变径、二叠系火成岩地层垮塌掉块较严重、奥陶系裂缝发育易发生掉块卡钻和井漏等复杂情况；加之地层压力系统复杂，地层应力复杂，同一裸眼井段存在多个压力系统。目前施工的所有井看，玉北8井、玉中1井这2口井，是当前玉北地区施工最深和难度最大的井；从施工过程看，该区实钻井少，对钻遇地层特性缺乏正确认识与应对，加上邻井资料少且可供参考性差，地层变化大，只能根据现场和井内情况探索迈进。

钻井液；玉北地区；地质构造；预防措施；复杂情况

1　地层及钻井液难点

1.1地层简况

新生界由上部地层第四系的西域组和新近系的阿图什组、帕卡布拉克组、安居安组等组成，上部地层成岩性较差，欠压实，胶结性差，渗透性极强；岩性以极易分散的粉砂岩、泥质粉砂岩为主，还有部分的棕黄色泥岩、砂质泥岩，泥岩中的粘土矿物绝大部分为伊利石和绿泥石以及少量的高岭石，富含蒙脱石，属于易水化膨胀的泥岩，且会吸水软化和分散，在粘土表面形成的粘度具有很强的粘附力。表现为提下钻阻力大，易造成粘附卡钻。下部由克孜洛依组及古近系组成，古近系以泥膏岩、石膏为主，局部发育盐岩，易造成膏岩吸水膨胀剥落、盐层蠕变及盐夹软泥岩蠕变卡钻等复杂情况，各井古近系盐岩的蠕变速率都不一样。

古生界由二叠系、石炭系及奥陶系组成，上部钻遇二叠系沙井子组、开派兹雷克组、库普库兹满组、南闸组，下部石炭系钻遇小海子组、卡拉沙依组、巴楚组进入奥陶系的良里塔格组、鹰山组。二叠系沙井子组、开派兹雷克组和库普库兹满组，石炭系的小海子组和卡拉沙依组，易发生剥落掉块，形成不规则井眼，影响电测和固井作业；开派兹雷克组玄武岩较为严重，南闸组易发生粘附卡钻，石炭系高密度情况下卡拉沙依组可钻性极差，压差卡钻风险较大。

1.2钻井液难点

（2）安居安组地应力释放快，泥岩井段长，易缩径短起下困难。

（3）古近系膏岩、泥膏岩吸水膨胀，易缩径卡钻。

（4）二叠系开派玆雷克组的玄武岩和库普库兹满组的深灰色泥岩夹深灰色辉绿岩，井内垮塌严重，易造成起下钻遇阻卡、划眼和钻进中憋钻甚至卡钻故障，邻井多口井在该地层发生卡钻故障，有效地防止该地层的垮塌是钻井液的重点和难点。

（5）目的层奥陶系的鹰山组易发生漏失和溢流，防漏和井控是该段的重点。

2　钻井液技术在玉北地区的运用

2.1新生界

基本配方：0.8%～0.5%主聚物+0.5%～1%小分子聚合物+2%～3%QS-2+单封1%+5%～8%KCl+沥青1%～2%。

新生界上部地层成岩性较差，欠压实，胶结性差，渗透性极强，泥岩易水化分散，降低粘土矿物的水化能力抑制其水化膨胀和水化分散以提高钻井液化学抑制的重要性，钻井液配方以封堵，强抑制配合适当压差再封堵为主题。新近系阿图什组、帕卡布拉克组含有大段粗砂岩、粉砂岩，为了保证快速，安全钻进，在钻进过程中钻井液应有很好的携砂能力；由于该井段含有大段细砂岩、粉砂岩、黄色泥岩，极易发生渗漏、坍塌；钻井液渗漏严重，加强钻井液的护壁性，加大防塌剂的用量的同时配合PB-1、QS-2进行屏蔽暂堵，保持上部地层的稳定。

安居安组以棕黄色泥岩、砂岩及粉砂岩呈不等厚互层；泥岩水化分散，该段提前转换为KCl-聚合物体系，配制该体系要注意配浆水，含盐量不超过2000mg/L为宜，确保大分子在淡水中充分水化，并勤测氯根含量，以确保钾离子的浓度。通过该体系的强抑制作用，配合工程大排量钻进，达到起下钻时间短，阻力小的目地；重要的还是防止或减小压差卡钻的风险。压差卡钻的危险井段是上部中压高渗地层，这并不是说下部地层钻进就不存在压差卡钻的危险，实际下部地层使用更高钻井液密度钻进压差卡钻的危险更大，只不过卡钻的井段主要还是在上部高渗地层其原因在于如果上部高渗地层未形成质量好的泥饼，在下部地层使用更高密度钻井液钻进过程中高压差的滤失作用将会使上部地层的泥饼变得更厚，从而加大钻柱与泥饼的接触机率和卡钻时的接触面积，因此防止压差卡钻的途径应该首要从提高泥饼质量着手。

1月13日，国家防总召开全国防汛抗旱工作视频会议，回顾总结2013年防汛抗旱工作，安排部署2014年防汛抗旱任务。会前，中共中央政治局委员、国务院副总理、国家防总总指挥汪洋作出重要批示：2013年，各级防汛抗旱部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，科学防御、攻坚克难，有效应对了严重洪涝、干旱和台风灾害，最大程度保障了人民群众生命安全，减轻了灾害损失。新的一年，要认真贯彻落实中央经济工作会议和中央农村工作会议精神，立足于防大汛、抗大旱、防强台，进一步落实责任机制，加强监测预警，健全工程体系，强化应急管理，提高保障水平，夺取防汛抗旱防台风工作新胜利！

克孜洛依组主要以棕褐色与灰砂岩为主；在进入克孜洛依组前开始逐渐提高泥浆密度，同时做好泥浆进入古近系的过渡工作；将要进入古近系前勤观察岩屑，防止提前进入古近系造成卡钻；同时增强钻井液抑制性防塌性，补充KCl、聚丙酸钾、乳液高分子聚合物、硅醇抑制剂等处理剂，同时应加强坐岗制度。

因此在帕卡布拉克组、安居安组钻进时要合理选择钻井液密度，在保证静液柱压力能平衡地层压力的前提下，减小井底压差对机械钻速的影响。钻进中采用“进一退二退三”的方法，钻进时间控制在12h之内，同时短起下距离缩短在200m之内，保证帕卡布拉克组、安居安组井段短拉3～4次。同时短起过程中，严格执行钻井操作规程，遇阻严禁强压，遇卡严禁强拉，干部24h值班，严防造成人为卡钻事故。

古近系富含石膏、盐岩层、白云岩及部分地区含塑性极强的含盐软泥岩等，极易造成井下复杂情况。如胜和2井在4058～4394m（古近系）钻遇膏质泥岩，蠕变缩经，导致卡钻，钻井液密度提至1.50g/cm3钻穿古近系，中完期间第一趟电测在井深4367.80m遇阻，第二次电测在井深4369m遇阻，随后将钻井液密度提至1.65g/cm3电测完。玉北10井以钻井液密度1.73g/cm3钻穿古近系，中完期间第一趟电测数据显示古近系膏盐层井径超过16寸，静止32h后下双扶钻具通井，下钻过程中古近系及其它井段无遇阻显示。YB1井钻至古近系3607～3749m井段多次遇到扭矩突然增大，上提遇卡下放严重遇阻情况，通过循环加重将钻井液密度从1.20g/cm3逐渐提至1.60g/cm3井下复杂情况得到控制。玉北6井、玉北5井、玉北3-1井250.88mm套管被挤毁变形。玉北7井在古近系钻进时钻井液密度最高提至1.55g/cm3。玉北8井在钻遇古近系时由于密度较低（钻井液密度1.64g/cm3）导致卡钻，经过注清水侵泡、上提密度至1.70g/cm3，强力活动钻具解卡。最后将钻井液密度提至1.74g/cm3钻穿古近系，中完期间分别以钻井液1.75g/cm3、1.77g/cm3、1.80g/cm3扩孔后静止测膏盐层蠕变，蠕变速度分别为2.9mm/h、2.25mm/h、0.99mm/h，保证了下套管和固井的顺利进行。

因此在进入古近系前将钻井液体系转换为稳定性好，抑制性、防塌性、抗温性和抗污染能力强的KCl-聚磺防塌钻井液体系，并根据井内情况合理控制钻井液密度，在确保既可以抑制膏盐层蠕变，又不至于压漏地层；钻井液密度应根据钻遇地层并结合上提下放钻具情况由低到高按循环周逐步提密度，提密度前应清除无用固相，控制并降低滤失量，确保钻井液性能稳定的同时控制氯根含量，加强钙离子的测量，避免钻遇古近系大段石膏层造成钙离子污染泥浆，配合纯碱或小苏打控制Ca2+＜400mg/L，由于比重的提高，结合屏蔽暂堵同时钻井液还必须充分调整润滑性，防止粘附卡钻；由于井温高还必须加足抗温、抗盐处理剂，保持较低的高温高压的滤失量和坚韧的高温高压泥饼，保持优质的造壁性能。在古近系钻进中针对膏岩、泥膏岩易吸水膨胀缩径的问题，在提高钻井液密度平衡地层压力的同时，严格按设计要求，加强振动筛返出岩屑的监控，适时调整钻进参数。同时采用简化钻具组合，塔式钻具配合牙轮钻头钻进。进入古近系后，测定安全时间，短起下采用“进一退二退三退五”，即保证古近系地层钻进100m，短起200m，钻进100m，短起300m，再钻进100m，短起500m，以此类推，这样即保证了古近系井眼的畅通又兼顾到了古近系上部地层，还保证了井下安全。

由于古近系不整合面易漏失，施工中加强液面监控；如胜和2井二开中完下套管前将钻井液密度提至1.75g/cm3，下套管至井深2300m时发生井漏。玉北10井二开下套管完循环时发生漏失，累计漏失钻井液53.6m3,后降密度、静止堵漏成功。玉北4井二开以钻井液密度1.68g/cm3钻至井深3765.69m(古近系低界3784m)循环发生井漏失返，经堵漏后继续钻进至3817.53m发生井漏，井口失返，逐步降低至1.50g/cm3完成固井作业。皮山2井二开中完井深4553.8m，古近系地层钻遇灰白色盐膏岩（井段4400～4403m）,通井时遇阻严重，蠕变速度0.265mm/h（钻井液密度1.62g/cm3，CI-4998ppm）,扩孔下入250.88mm套管封固膏岩段。但下套管至3150m发生井漏，井口失返被迫起套管。经多次桥浆堵漏无效，降密度至4427m(古近系低界以下5m)堵漏成功，下套管期间钻井液密度1.50g/cm3,固井未发生漏失。从玉北4、玉北8、玉北10等井套鞋处地破试验数据可知，玉北4井地层破裂压力当量密度1.74g/cm3，地层破裂；玉北8井、玉北10井层破裂压力当量密度分别为1.95g/cm3、1.85g/cm3，地层未破。以高密度钻井液抑制膏盐层蠕变钻穿古近系后，渗透性较好砂层发生漏失的可能性较大；因此在施工中提高密度的同时随时保持有足够备用重浆、加重材料和堵漏材料等。

2.2古生界

本井段钻井液选用KCl-聚磺防塌钻井液体系：胶液配方：4%～6%SMP-2+4%～6%JBF-2+1%～2% LV-CMC+0.2%NaOH+0.05%KPAM+3%MFG-1+ 1%～3%FT-1+1%～3%RHJ-3+1%LV-PAC+1% MFG-3+1%～3%DS-302进入开派兹雷克组100前，转型为聚胺体系0.3%～0.6%聚胺加量。

沙井子组：岩性为砂岩与泥岩不等厚互层；加强抑制封堵，控制合理的钻井液密度；在钻进过程中，及时补充抗高温的磺化材料，以确保钻井液的抗温性，严格控制API及高温高压失水；提比重前先封堵，必须做到先封堵后提高比重的原则，高比重条件下，定期加入润滑剂，同时配合防塌剂和QS-2的复配使用形成致密泥饼，优质快速地钻穿沙井子组，该段钻进加强液面监控的同时还要合理选择泥浆比重；如施工的皮山2井以钻井液密度1.43g/cm3钻进至4848m（二叠系上统沙井子组）返砂中掉块明显增多，将钻井液密度提至1.47g/cm3井内恢复正常。玉北8井，沙井子底部与开派兹雷克组交界面，底部粉砂出现高压盐水层，密度由1.53g/cm3提至1.60g/cm3基本压住水层。提高密度同时要注意封堵剂的配合加入，同时补充润滑剂，钻进过程中若不发生漏失，揭开兹雷克组前也应对沙井子组井段进行堵漏作业，以提高地层的承压能力。桥堵堵漏配方为：原浆+1%QS-2+2%CXD+2%细核桃壳+3%粗核桃壳+ 1%云母片+1.5%PB-1。

开派兹雷克组：岩性以灰黑色玄武岩、灰绿岩、薄层棕色凝灰岩为主、夹泥岩；其中开派兹雷克组火成岩地层裂缝发育且充填泥岩，地应力较大，安全窗口较窄，易发生垮塌掉块和漏失。如玉北4涡轮钻井试验过程中由于火成岩坍塌造成卡钻，被迫侧钻，下套管过程中由于火成岩影响，三开固井质量差。玉北3-1井在二叠系开派兹雷克组4387.4～4479m井段先后发生4次漏失，累计漏失密度1.58～1.60g/cm3钻井液217.08m3；玉北1-5井钻至井深4321.11m(二叠系开派兹雷克组)发生井漏；累计漏失密度1.53g/cm3钻井液9.5m3。玉北1-6井钻至井深5162.02m发生井漏（二叠系开派兹雷克组)，累计漏失密度1.53g/cm3油基钻井液11m3。玉北1井钻至二叠系中统开派玆雷克组（4521m进入，岩性深灰色、灰黑色玄武岩，）钻进过程中开钻出现少量掉块，后数量逐步增多，接单根常有上提下放阻卡，泵压升高现身;下钻多次在4521～4800m处遇阻严重，划眼期间扭矩增大、泵压升高，钻井液密度由1.20g/cm3逐步1.35g/cm3，在石炭系卡拉沙依组取芯时，下钻至二叠系开派玆雷克组遇阻发生卡钻，处理时钻井液密度从1.35g/cm3逐步提至1.40g/cm3。YB1-1井在二叠系5077m(库普库兹满组)使用1.35g/cm3钻井液钻进造成卡钻故障（现在分析可能为二叠系中统开派兹雷克组火山岩垮塌造成），事故处理后用1.40g/cm3的钻井液恢复正常钻进。YB3井、玉北7分别使用1.40g/cm3、1.50g/cm3的钻井液顺利钻穿二叠系开派玆雷克组。玉北8井钻至井深5644.27m（二叠系开派玆雷克组），地层出水，Cl-由66000mg/L降至13000mg/L，钻井液密度由1.60g/cm3上提至1.70g/cm3压住水层；为保障后续地层安全钻进，钻至井深5900.87m转换为油基钻井液体系。由于玄武岩微裂缝发育，易水化剥落掉块卡钻；应认真分析返出的玄武岩岩屑，确定玄武岩的结构类型，从而采取相应的技术措施。钻至玄武岩顶部，调整泥浆性能(主要是提高泥浆粘切及比重)，是确保顺利穿过玄武岩的首要条件。①转换泥浆体系，转换为钾胺基聚磺体系，推荐聚胺加量在0.3%～0.5%之间，同时使用聚阴离子纤维素调整失水。②调整流变性，使钻井液流性指数控制在0.4～0.7之间，使钻井液流型达到平板层流的最佳流型，减少对井壁的冲刷。③钻进期间主要做好封堵防塌工作，严格控制密度的前提下，同时加入超细碳酸钙、多功能屏蔽暂堵剂、乳化沥青、非渗透剂等，强化钻井液封堵造壁性能，提高井壁承压能力。④控制泥浆泵排量，减少对井壁的冲刷，一般控制在25～40L/s。⑤在二叠系井段起下钻时，控制起下钻速度，减少玄武岩井段的抽吸及激动压力。⑥钻进过程中若发生漏失，应采取堵漏措施，运用“间歇式顶替桥堵工艺”堵漏。钻进过程中若不发生漏失，下套管前也应对玄武岩井段进行堵漏作业，以提高地层的承压能力，提高固井质量。堵漏配方为：原浆+1%QS-2+ 2%CXD+2%细核桃壳+3%粗核桃壳+1%云母片+1.5% PB-1。⑦泥浆比重提高后，为防止长裸眼井的压差卡钻增加润滑剂的加量，控制Kf≤0.08。⑧优选钻头类型，争取一只钻头钻穿玄武岩，减少在玄武岩井段的起下钻次数。玉中1井相对以前玉北钻遇的井风险更大，喷漏同层，地层水为高含钙水层，钙离子含量达到10000mg/L左右，出水时立管求压达到2.05g/cm3当量，油基泥浆在此等环境维护极其不易，钻至井深

第三，库普库兹满组：岩性以棕褐、褐灰、灰色、棕红色泥岩、灰质泥岩夹灰色灰质粉砂岩；仔细观察岩屑，是否含有辉绿岩，并采取有效的防塌措施。玉北1井三开钻进至二叠系库普库兹满组发生卡钻导致侧钻。玉北4井使用涡轮钻具钻进至库普库兹满组（4934.11m）发生卡钻，经多次震击、套铣处理无效填井侧钻；该井从开派玆雷克组低界以下2m（即4810m）侧钻作业，侧钻至4938m短起下，划眼至4926m突然憋泵，上提遇卡，判断井下掉块，多次活动后提离危险井段4900～4926m(地层：开派玆雷克组，岩性：棕褐色泥岩)，提密度至1.47g/cm3钻至5026m,下钻至4977m遇阻，后提密度至1.50g/cm3后井下恢复正常。玉中1井钻进至6063.04m（库普库兹满组），由于地层出水将钻井液密度从1.65g/cm3循环加重至1.81g/cm3后发生漏失。玉北1-5井在此井段发现了盐水侵；由于二叠系开派兹雷克组与库普库兹满组交接面及以深地层井径扩大率较大，井壁垮塌严重加之脆性泥岩水化剥落等。因此重点做好井壁稳定的同时合理控制钻井液密度将盐水层压死，每天早中晚勤测氯根和泥浆性能；随钻过程中使用封堵防蹋剂、降滤失剂及屏蔽暂堵剂等相结合的化学固壁措施，提高井壁稳定能力。

第四，南闸组：岩性主要以灰色、浅灰色泥质灰岩为主；玉北10井三开钻至卡拉沙依组5919m,短起下钻阻卡，循环期间井口钻井液密度由1.50g/cm3下降至1.45g/cm3，粘度由60s降至49s,氯根无变化，判断地层出水，分析层位为南闸组5767～5768m井段，经关井求压，水层地层压力当量密度为1.72g/cm3。南闸组地层出水后，地层水浸泡上部易垮塌地层后加剧了井壁失稳，地层掉块增多，下钻遇阻严重，划眼困难等，最后被迫回填，使用油基钻井液进行侧钻。本井段增强钻井液稳定井壁的同时还要合理选用钻井液密度，保持井壁力学稳定情况下将盐水层压死(主要采用物理化学方式阻止或抑制地层的水化作用，具体是：①提高钻井液的抑制性；②用物理化学方式封堵地层的层理和裂隙，阻止钻井液滤液进入地层；③提高钻井液对地层的膜效率，降低钻井液活度使其等于或小于地层水的活度；4.提高钻井液滤液的粘度，降低钻井液高温高压滤失量和泥饼渗透率，尽量减少钻井液进入地层的量等)。

奥陶系上统良里塔格组、中下统鹰山组，岩性为浅灰色泥晶灰岩和灰色灰岩为主。由于灰岩、云岩地层易漏、易涌，钻进过程中做好防漏、防涌的井控工作。YB7井钻至井深6104.91m发生漏失，地层为鹰山组，测得漏速为1.78m3/h，通过降低排量和加入屏蔽暂堵剂堵漏成功，共漏失钻井液17m3。玉北4井钻进过程中发生溢流，溢流量1.62m3/h,立压16.2MPa,套压16MPa；玉北8井钻至6985m，由于气测值居高不下，将钻井液密度由1.08g/cm3上调至1.15g/cm3后气测值恢复正常。钻至7174.02m以后每次起下钻排后效过程中井底伴有少量盐水出现Cl-：2900↑5200mg/L，导致井浆中的Cl-上涨至4700mg/L。玉北1井在奥陶系鹰山组5603.68m井段发生漏失（钻井液密度1.40g/cm3）,共漏失泥浆445.6m3。玉北1-2X井钻至5115处发生漏失（钻井液密度1.40g/cm3），漏失钻井液618.2m3。

（1）按设计要求合理使用钻井液密度，同时加入QS-2、PB-1、MFG-3等材料，调整好钻井液性能后钻进。

（2）由于井眼间歇小、裸眼段长、返速低，为了保证携砂性，坂土含量控制在30g/L，该井段井温较高，钻井中及时补充抗温材料，提高钻井液的抗温性和体系的稳定性。

（3）尽量缩短钻井液对油气层的侵泡时间，减少钻井液对目的层的污染，按照储层保护要求，尽量控制pH值在9.5以内、API滤失量和高温高压滤失量在设计范围内。

（4）使用好固控设备，加强井控和液面监测，及时发现溢流和井涌。