Y油田超厚沥青层安全钻进分强度控制技术

金军斌， 何青水， 唐文泉，郑晨宇

(1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.西南石油大学石油天然气工程学院，四川成都 610500)

Y油田超厚沥青层安全钻进分强度控制技术

金军斌1， 何青水1， 唐文泉1，郑晨宇2

(1.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101；2.西南石油大学石油天然气工程学院，四川成都 610500)

为解决Y油田超厚沥青层安全钻井技术难题，开展了沥青层分强度控制技术研究。通过高温高压砂床滤失试验、沥青乳化试验、堵漏试验和沥青硬化试验，优选了随钻堵漏浆配方、乳化剂最佳加量、化学堵漏浆配方、硬化剂。室内试验结果表明，随钻堵漏技术可以有效防止沥青侵入井筒；乳化剂RHJ-3加量达到沥青的20%时，能有效降低钻井液的黏度和切力，保持其性能稳定；优选的化学固结堵漏浆对渗透性地层具有良好的封堵效果；硬化剂YHJ-5可以将沥青的软化点提高75 ℃。随钻堵漏技术使F18井沥青层全烃值由87.98%降至23.40%，有效阻止了沥青侵入；乳化降黏技术使F02井沥青层钻井液漏斗黏度保持在62 s；化学堵漏技术使F19井地层承压能力提高0.2 g/cm3；沥青硬化技术在F17井应用后钻井液污染量降低19.5%；S03井采用“专封专打”井身结构和应用控压钻井技术安全钻穿了厚158.00 m的沥青层。超厚沥青层分强度处理技术能有效解决Y油田沥青层安全钻进的技术难题。

沥青 堵漏 控压钻井 井身结构 硬化剂 Y油田

Y油田为年产1 000×104t的未开发大型整装油田，地质条件极为复杂，钻井过程中存在恶性漏失、压差卡钻、高含硫化氢和沥青污染等钻井技术难题，其中以超厚沥青层安全钻进问题尤为突出，成为制约该油田开发进程的主要技术瓶颈[1]。该油田区域地质资料显示，白垩系下统的Kazhdumi地层存在平均厚度达170.00 m的深色沥青质页岩。该油田开发前期，有多口井钻井过程中出现极为严重的沥青侵入问题，其中F13井、APP2井(评价井)和F21井等3口井在处理沥青侵入问题过程中均出现了涌漏并存的情况，极大地增加了沥青侵入的处理难度，最终导致工程弃井或调整井型。针对超厚沥青层钻井技术难点，目前国内外还没有有效的技术对策。笔者在分析超厚沥青层钻井技术难点的基础上，针对不同的沥青污染程度制定了具有针对性的安全钻井方案，取得了良好的应用效果。

1 超厚沥青层地质和工程概况

Y油田为碳酸盐岩孔隙性油藏，自上而下钻遇第三系和白垩系地层，主要储层为白垩系的Sarvak地层和Fahliyan地层。白垩系下统的Kazhdumi地层为一套高含沥青地层，以沥青页岩、灰岩和泥质灰岩为主，平均厚度约170.00 m，埋藏深度3 400.00～3 600.00 m，地层温度110 ℃。分析未钻遇沥青层的油井钻井资料可知，Kazhdumi地层的压力系数为1.28～1.30，使用密度1.35～1.40 kg/L的钻井液即可安全钻穿Kazhdumi地层，但钻遇活跃沥青层的油井(如F13井等3口井)，溢流关井地层压力当量密度为1.58～1.65 kg/L。Kazhdumi地层的沥青具有密度和平均相对分子质量大、流动性极差、硫和金属含量高的特点。

该油田勘探初期，钻遇Kazhdumi地层的油井一般采用四开井身结构：一开，φ444.5 mm钻头×300.00 m，φ339.7 mm套管×299.00 m；二开，φ311.1 mm钻头×2 220.00 m，φ244.5 mm套管×2 218.00 m；三开，φ212.7 mm钻头×3 802.00 m，φ177.8 mm套管×3 800.00 m；四开，φ149.2 mm钻头×4 286.00 m，φ114.3 mm套管×4 285.00 m。钻遇沥青层的油井均在φ212.7 mm井眼钻遇Kazhdumi沥青层。

2 沥青层钻井特点和难点分析

1) 井间溢漏特点差异大。沥青层的分布和发育程度没有明显的规律，井间钻遇沥青层的情况差异很大、溢漏速度差别也很大，只能在揭开沥青层后有针对性地选择处理措施。

2) 沥青层钻进存在严重的漏涌同存现象。钻进过程中，Kazhdumi沥青层经常先有沥青侵入井筒，调整钻井液密度后发生失返性漏失，进而出现溢流或井涌，给钻井带来极大风险。

3) 沥青污染对钻井液性能影响大。少量沥青侵入会使钻井液的内摩擦力和黏滞力增大，其黏度和切力剧增；大量沥青侵入会导致钻井液流动困难，难以顺利通过高架槽和振动筛，无法建立正常循环，造成钻井液巨大浪费[2-4]。

4) 继续钻进和后续作业困难。大量沥青侵入井筒给钻井带来一系列复杂情况，如常规堵漏成功率低、下套管和固井施工难以进行、弃井作业困难等，严重影响了油田开发进程。

3 沥青层分强度控制技术

根据沥青层钻井技术难点并借鉴现场施工经验，在室内试验的基础上，针对沥青层不同溢漏程度制定了轻度(沥青溢漏速度vyl≤5 m3/h)、中度(5 m3/h

3.1 轻度沥青侵入处理技术

轻度沥青侵入时主要表现为钻井液的黏度、切力和固相含量增大，黏糊振动筛、跑浆、下尾管遇阻、固井循环阻力大等，但不影响正常钻进。可采取压力平衡和随钻堵漏技术及沥青乳化技术可维持正常钻进。

3.1.1 压力平衡和随钻堵漏技术

调整钻井液密度减少沥青侵入量 如发现沥青侵入井筒，应及时关井求压求取地层压力，确定合适的钻井液密度来平衡沥青层的地层压力，减少沥青侵入量。

采用随钻封堵技术提高地层承压能力 取200 g、粒径20～35目烘干后的砂子放在高温高压滤失仪中，使用KCl聚合物钻井液(3.0%膨润土+0.3%Na2CO3+0.3%聚丙烯酰胺+2.0%抗盐降滤失剂+1.0%纤维素类降滤失剂+5.0%KCl+3.0%磺化酚醛树脂+3.0%磺化沥青粉+2.0%聚合醇)，在150 ℃、3.5和7.0 MPa条件下，对随钻堵漏材料 SDL-2 的承压能力进行评价。结果为：未加 SDL-2 前，KCl聚合物钻井液对砂床具有一定的封堵效果，8 s后在砂床上部形成泥饼，但承压能力较差；随着 SDL-2 加量增大，封堵和承压能力逐渐提高，当其加量达到3%时，钻井液瞬间封堵住砂床，不再出现滤失。因此，由 SDL-2 配成的随钻封堵钻井液具有较好的防漏、承压效果，对渗透性地层具有良好的封堵效果，有助于防止钻进沥青层时发生漏失和提高地层的承压能力。

3.1.2 沥青乳化处理技术

沥青乳化处理技术是通过向钻井液加入乳化剂，使侵入钻井液的沥青分散、混溶，形成一个稳定的低黏度体系，保持井壁清洁和钻井液性能稳定。在加有20%沥青的KCl聚合物钻井液中，加入不同量的乳化剂RHJ-3充分搅拌后，观察乳化剂对沥青的乳化效果,结果见表1。由表1可以看出，随着乳化剂加量增大，乳化效果变好，当乳化剂加量达到沥青量的20%时，乳化效果最好，但乳化剂加量再增大时，钻井液中会出现较多的气泡。

3.2 中度沥青侵入处理技术

中度沥青侵入时主要表现为钻井液的黏度、切力、固相含量在几小时内急剧增大，黏糊振动筛、跑浆严重，2 d内钻井液性能恶化，无法正常钻进，可采用化学堵漏技术和沥青硬化技术进行处理。

3.2.1 化学堵漏技术

化学堵漏是将由化学交联剂、流性调控剂、化学固结剂和吸水膨胀剂等组成的化学堵漏浆泵入井内，在一定温度下、一段时间内堵漏浆通过化学反应达到一定强度，实现封堵地层漏失通道的目的。通过室内试验对堵漏浆各组分的最佳加量进行优选。

流性调控剂 取配制好的堵漏基浆加入不同量的流性调控剂，高速搅拌均匀后，在室温条件下测试其流变性能，结果见表2。

由表2可以看出，随着流性调控剂加量增大，动切力、初切力和终切力增大，塑性黏度升高，当流性调控剂加量超过10%后，黏度和切力增加很快，流变性和泵送性变差。因此，流性调控剂加量确定为6%～10%。

表2 流性调控剂加量对堵漏浆性能的影响

Table 2 Influence on plugging slurry by dosage of flow pattern conditioner

注：堵漏基浆为4%膨润土浆。

化学固结剂 在基浆(10%膨润土+15% 40～60目砂子)中加入不同量的化学固结剂，放入80 ℃烘箱中养护24 h，测试所形成固结物的抗压强度，结果见表3。

表3 化学固结剂加量与抗压强度的关系

Table 3 Relationship between dosage of chemical consolidation agent and compressive strength

由表3可以看出，随化学固结剂加量增大，堵漏浆黏度逐渐升高，当其加量小于15%时，具有较好的流动性，各项性能都能满足现场配制和安全施工要求。

吸水膨胀剂 把不同量的吸水膨胀剂加入到清水中进行吸水膨胀试验，结果见表4。

由表4可以看出，当吸水膨胀剂的加量为3%～5%时，吸水膨胀率为8%～12%,表观黏度为90～130 mPa·s,固结时间为3～4 h，既能满足流变性要求，又能满足滞留要求，达到施工要求。

最佳配方和主要性能 通过室内试验确定化学堵漏浆的基本配方为水+6%～10%流性调控剂+10%～15%化学交联剂+10%～15%化学固结剂+3%～5%吸水膨胀剂。其主要性能为：密度在1.06～1.85 kg/L范围内可调；在常温下搅拌2 h，其黏度升高率低于20%；静置30 min，其黏度迅速升高达5倍以上；静置2 h后呈固状物；对于10目砂床、2 cm裂缝和5 cm孔洞该堵漏浆的封堵率均高达95%以上，对于渗透性、裂缝性、孔洞性漏失均具有良好的封堵效果。

3.2.2 沥青硬化技术

沥青硬化技术是通过加入硬化剂，使沥青组分发生深度缔合和交联，相对分子质量增大，软化点升高[5-7]，在一定温度压力下失去流动性和粘结性，实现沥青层封堵以及沥青侵入井筒后的固化分离。

沥青硬化剂优选 通过调研分析，选用硬化剂 YHJ-5、YHJ-6和YHJ-8进行沥青质稠油硬化试验，通过固化前后稠油软化点的变化评价硬化效果，结果见表5。

注：硬化剂与稠油配比为体积比或体积质量比，液体的体积单位为mL，固体的质量单位为g。

由表5可以看出，硬化剂 YHJ-5 能将沥青的软化点升高43 ℃，固化效果最佳。

钻井液中沥青硬化试验 针对Y油田沥青(软化点为52 ℃)，在有钻井液和无钻井液的条件下，对加入 YHJ-5 后的硬化效果进行了试验，结果见表6。

表6 钻井液中稠油硬化试验结果

Table 6 Result of heavy oil hardening test in drilling fluid

由表6可看出：YHJ-5 无论是在有钻井液情况下，还是在无钻井液情况下，对沥青质稠油均有较好的硬化效果，但是在有钻井液情况下的硬化效果有所下降；YHJ-5 对钻井液也有一定的降黏作用。

3.3 重度沥青侵入处理技术

重度沥青侵入时主要表现为无法继续钻进、井口溢流，部分井伴随出现失返性漏失，高浓度硫化氢逸出、卡钻等现象。可采取“专封专打”井身结构和控压钻井技术进行处理。

“专封专打”井身结构 沥青层“专封专打”井身结构是将φ244.5 mm技术套管下深加深至3 400.00 m左右，封固Kazhdumi沥青层以浅地层，一开次揭开沥青层，“专封专打”井身结构见表7。

沥青层控压钻井技术 沥青层控压钻井技术主要包括以旋转防喷器(SLXFD35/35)为主体的控压设备应用，控压条件下的钻井、循环、接立柱、起下钻和下套管等技术措施。钻进时通过节流阀施加一定回压，减少沥青侵入量和钻井液污染；停钻接单根时，通过增压设备(回压泵)施加回压，补充停止循环和摩阻消失引起的井底压力降低，尽量保持钻进、接单根时井底压力恒定。钻进沥青层时，若未发生漏失，控制井底压力略大于地层压力；若发生漏失，适当降低井底压力；若发生失返性漏失，则采用钻井液或清水胶液钻进；若发生漏涌同存，可利用控压设备实现极端困难条件下的强行钻进。

4 现场应用

4.1 轻度沥青污染处理技术

Y油田F18井、F02井和F23井在钻进Kazhdumi地层过程中，均出现了沥青溢流速度不超过5 m3/h的沥青侵入。

压力平衡和随钻堵漏技术 F18井采用密度1.28 kg/L的钻井液钻开Kazhdumi地层，钻进10.00 m后发现沥青侵入，全烃值增至87.98%，随后将钻井液密度逐步提高至1.40 kg/L，全烃值逐渐降至23.4%。F02井采用密度1.35 kg/L的钻井液钻至井深3 466.00 m时，沥青侵入对钻井液造成污染，全烃值增至100%，将钻井液密度逐步提高至1.44 kg/L，全烃值降至33.5%，沥青侵入量逐渐减少。F18井、F02井在调整钻井液密度的同时，持续加入3%～4% SDL-2 对沥青层流体通道进行封堵，提高地层承压能力，防止提高钻井液密度时发生漏失。通过采取压力平衡和随钻堵漏技术措施，F18井和F02井顺利钻穿了沥青层。

沥青乳化降黏技术 F02井和F23井等6口井钻遇Kazhdumi沥青层时，均采用乳化剂降黏的方法处理沥青侵入。为保持钻井液性能稳定，F02井钻至井深3 482.00，3 494.00和3 509.00 m时均向钻井液中加入乳化剂 RHJ-3，累计加入2.6 t，使其在钻井液中的含量达到0.4%～0.6%，钻井液黏度维持在62 s左右，动切力维持在12 Pa左右。F23井在3 498.00～3 986.00 m沥青污染井段，累计向钻井液中加入3.4 t乳化剂 RHJ-3，有效保证了钻井液具有良好的流变性能，并且在下套管前用乳化钻井液(15.0%柴油+0.4%乳化剂)封闭井底，套管顺利下至设计位置。

4.2 中度沥青污染处理技术

化学固结堵漏技术 Y油田F19井钻至井深3 496.00 m时，发现沥青侵入并出现溢流现象，在井深3 667.00 m发生井漏，最大漏速达到7 m3/h，在溢漏同存的情况下强行钻至三开完钻井深(3 925.00 m)。下套管前采用化学堵漏浆进行堵漏，其配方为水+8%流性调控剂+13%化学交联剂+20%化学固结剂+4%吸水膨胀剂，密度为1.66 kg/L。F19井累计向地层内泵入34.6 m3堵漏浆，使地层承压能力提高了0.2 kg/L，解决了漏失问题，并且套管下入顺利。

沥青硬化技术 Y油田F17井在井深3 370.00 m钻遇沥青层，在井深3 378.00 m发生溢流，在井深3 396.00 m发生漏失，最大漏失速度5.27 m3/h。3 370.00～3 424.00 m井段应用了沥青硬化技术。沥青硬化液配方为基浆+3%碳酸钙(中)+2%单向封堵剂+8%随钻堵漏剂+1%封堵聚合物+5%细颗粒堵漏剂(F)+3%贝壳粉(细)+5%复合堵漏剂+3%核桃壳(细)+2%核桃壳(中)+20%沥青硬化剂，其中中、细粒径堵漏材料总含量为32%，沥青硬化剂含量为20%。将8 m3沥青硬化液顶替到位，起钻至套管鞋处，大排量循环2 h，利用压差将部分沥青挤入地层。等待一定的硬化时间，继续钻进，发现高架槽和振动筛面上出现了固态沥青，单位时间的钻井液污染量降低19.5%，后续下套管和固井作业顺利完成。

4.3 重度沥青污染处理技术

Y油田S03井(F13井替代井)和 APP2-ST 井(APP2侧钻井)在钻进Kazhdumi地层时均出现重度沥青污染，后采用控压钻井技术和“专封专打”井身结构安全钻穿沥青层。以S03井为例，介绍“专封专打”井身结构及控压钻井技术的应用情况。

S03井四开钻至井深3 494.20 m时钻速加快，循环后确认钻遇极端活跃沥青层。随后采用控压钻井技术，采取提高钻井液密度、定期排放污染钻井液及注堵漏浆封堵地层等措施钻至井深3 808.50 m中完，顺利下入套管，完成固井作业。

1) 调整钻井液密度和回压，阻止沥青侵入井筒。为了控制沥青侵入井筒、保证控压设备运转良好，对S03井的钻井液密度进行了6次调整(见表8)，由1.60 kg/L提高至1.78 kg/L，井口回压始终控制在1.0～2.4 MPa，减少了沥青侵入量。

2) 利用堵漏浆封堵沥青层。S03井在钻至井深3 653.00和3 717.70 m时，分别向沥青层井段泵入20 m3密度1.66 kg/cm3的堵漏浆，替浆时井口回压分别控制在3.5和4.9 MPa。堵漏浆配方为井浆+10%随钻堵漏剂+10%碳酸钙(粗)+10%核桃壳。堵漏浆封堵地层后，钻井液中的沥青侵入量明显减少。

3) 带压起钻。S03井钻穿沥青层后，为确保起钻安全，先进行一次短程起下钻，同时施加2.1 MPa井口回压，保持当量钻井液密度为1.75 kg/L，钻井液入口密度为1.68 kg/L，出口密度为1.20 kg/L。起钻前，充分循环钻井液，采取提高钻井液密度、降低回压、裸眼段打稠塞、套管鞋上部打重浆帽等措施，顺利实现带压起钻。

“专封专打”井身结构避免了漏喷同存的情况，是沥青层安全钻进的保障。S03井实现了控压条件下的钻进、循环、接立柱、堵漏、起下钻、注水泥等作业。与邻井相比，S03井沥青层井段作业时间缩短39%。

5 结论及建议

1) 在轻度沥青污染情况下，随钻堵漏技术可以有效提高地层的承压能力，适当提高钻井液密度可以减少沥青的侵入量，加入乳化剂能有效降低沥青对钻井液的污染程度。

2) 化学堵漏技术可以封堵地层与井筒间的通道，降低沥青与钻井液的置换程度；沥青硬化技术能有效解决中度沥青污染问题，在Y油田F17井中取得了良好的应用效果。

3) “专封专打”井身结构与控压钻井技术配合，成功解决了S03井和APP2-ST井重度沥青污染的安全钻井问题，使2口报废井顺利钻至地质目标。

4) 超厚沥青层安全钻井分强度处理技术取得了较好的应用效果，为更好地指导现场，建议参考相关内容制定Y油田沥青层安全钻进技术规程。

References

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[编辑 刘文臣]

可打捞井下蓄能式水力脉冲工具

为消除钻井过程中岩屑压持效应产生的影响、及时清除井底岩屑，中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院研发出可打捞井下蓄能式水力脉冲工具。 该工具由打捞头、蓄能器、磁力传动机构、行星减速机构及脉冲调质机构等组成。其中，磁力传动组件、输入轴、行星齿轮系统和输出轴等浸在充满润滑油的密封腔内，以确保运动件的寿命。 该工具安装于钻铤短节内，下接钻头。钻井液流经该工具时，由连续射流转变为脉冲射流，有利于井底破碎岩屑起动，及时净化井底，减少了岩屑的重复破碎，从而延长钻头的寿命、提高机械钻速。该工具的蓄能器不仅可吸收钻柱内的压力波动，而且可对钻头产生流量脉动，进一步提高清岩效果。 该工具可打捞、寿命长、脉动压力大、脉冲频率低，能满足深井、超深井及硬地层钻井提速的需要。

[供稿 石 钻]

Contamination Control Technique for Safe Drilling in Ultra-Thick Asphalt Layers in Y Oilfield

JinJunbin1， He Qingshui1， Tang Wenquan1,Zheng Chenyu2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering，Beijing,100101；2.SchoolofOil&NaturalGasEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan,610500,China)

To achieve safe drilling in the ultra-thick asphalt layers of Y Oilfield,a contamination control technique was developed.By means of a HTHP sand bed filtrate test,an asphalt emulsifying test,a plugging test and an asphalt hardening test,an optimal plugging slurry formula,emulsifier dosage,chemical plugging formula and asphalt hardener were confirmed.Laboratory studies showed that the plugging while drilling technology could effectively prevent asphalt from invading into the wellbore and that adding emulsifier (RHJ-3) up to 20% (W/W) of asphalt could effectively reduce drilling fluid viscosity and shear force and keep it stable.The optimized chemical plugging slurry was well performed in permeable formations.The asphalt hardener (YHJ-5) could increase the softening point of asphalt by 75 ℃.In a practical application,the plugging while drilling technique reduced the total hydrocarbon value of asphalt layers in Well F18 from 87.98% to 23.4%,which effectively prevented asphalt influx effectively;the emulsifying and viscosity reducing technique kept drilling fluid funnel viscosity under 62 s in Well F02;the chemical plugging technique improved formation strength by 0.2 g/cm3in Well F19;the asphalt hardening technique reduced drilling fluid volume contamination by 19.5% in Well F17;the optimized casing program and MPD drilling technique assured safe drilling through asphalt layers of 158 m in Well S03.Therefore,the new contamination control technique could solve the problems encountered when drilling in ultra-thick asphalt layers in Y Oilfield.

asphalt;plugging;manage pressure drilling;casing program;asphalt hardener；Y Oilfield

2014-05-05；改回日期：2014-11-28。

金军斌(1970—)，男，山东茌平人，1996年毕业于中国地质大学(武汉)探矿工程系钻探专业，2010年获得中国石油大学(华东)石油与天然气工程专业工程硕士学位，高级工程师，主要从事钻井液技术研究及海外项目管理工作。

国家科技重大专项“中东富油气区复杂地层井筒关键技术”(编号:2011ZX05031-004)和中国石化科技攻关项目“海外重点区块复杂地层钻完井关键技术研究”(编号：P12077)部分研究成果。

◀钻井完井▶

10.11911/syztjs.201501011

TE28+3

A

1001-0890(2015)01-0063-06

联系方式：(010)84988582，jinjb.sripe@sinopec.com。