钾钙基聚磺钻井液在红153井区的应用

杜洪韬，李 强，张文波，党文辉



钾钙基聚磺钻井液在红153井区的应用

杜洪韬1，李 强2，张文波3，党文辉3

（1. 油气钻井技术国家工程实验室 防漏堵漏技术研究室，长江大学（武汉校区）石油工程学院， 湖北 武汉 430100； 2. 新疆油田公司开发公司， 新疆 克拉玛依 834000; 3. 新疆油田公司工程技术研究院， 新疆 克拉玛依 834000）

针对新疆油田二开井身结构的难题开展钻井液技术室内实验研究。分析该区块的地质特点以及不下技套钻井液技术难点，确定采用钾钙基聚磺钻井液体系，结合室内实验，通过对蒸馏水、常规聚磺钻井液以及钾钙基聚磺钻井液采用泥页岩膨胀实验测试方法进行测试，发现浸泡在钾钙基聚磺钻井液中的岩样，24 h后膨胀高度为0.68 mm。确定钾基聚磺钻井液具有较强的抑制页岩水化膨胀和分散的能力。同时进行岩屑滚动回收率评价，钾钙基聚磺钻井液体系对钻屑有很好的抑制分散的作用，钻屑回收率高达85.2％，在现场得到了良好的应用。

钾钙基聚磺；防漏；井壁稳定

准噶尔盆地西北缘红153井在二叠系夏子街组勘探获得突破后，为进一步落实油藏含油面积和储量规模，并为油藏整体开发奠定基础，2014~2015年，在该区部署评价井12口、以及开发试验井20口，2015年10月探明石油控制地质储量2 452.0×104t，其中基质储量2 326.0×104t，裂缝地质储量126.0×104t。2016年开发部署14口井，建产能7.56×104t。前期探井、评价井主要采用三开井身结构，开发井试验二开复合井眼井身结构，但施工过程中容易出现井漏这一复杂情况。井漏是钻井过程中常见的复杂情况之一，若处理不当容易诱发井喷、井壁垮塌等重大事故。针对红153井区地质特性以及收集该区块井漏情况分析原因，结合室内研究，所研制一种防漏堵漏钻井液体系在红153井区取得了良好的效果。

1 研究背景

1.1 地质概况

红153区块在石炭系基底上自下而上发育的地层有二叠系佳木河组（P1）、夏子街组（P2）、上乌尔禾组（P3），三叠系下克拉玛依组（T21）、上克拉玛依组（T22）、白碱滩组（T3），侏罗系八道湾组（J1）、三工河组（J1）、西山窑组（J2）、头屯河组（J2）、齐古组（J3）和白垩系吐谷鲁群（K1）。其主要目的层为夏子街组（P2）。白垩系吐谷鲁群与侏罗系（齐古组~八道湾组）主要是少量泥岩以及砂砾岩，煤层发育，地层承压能力低，三叠系（下克拉玛依组~白碱滩组主要是泥岩以及含砾不等粒砂岩及泥岩不等互层，容易坍塌、掉块。二叠系夏子街组主要是以砾石、沙砾为主，均质性较好，微裂缝特别发育。

1.2 复杂情况及对策分析

红153井区二开井段侏罗系地层承压能力低，八道湾组底部砂砾岩发育，与下部地层呈不整合接触，易发生井漏。白垩系K1~三叠系 T21地层压力系数在0.99～1.08之间，岩性复杂，岩石颗粒粗、胶结差，渗透性较高，钻井过程中复杂形式只要表现为渗漏；目的层二叠系夏子街组（P2）地层压力系数1.27，储层裂缝发育，以斜交缝为主，其次为高角度的直劈缝，易发生置换性漏失。

根据防漏堵漏钻井液思路[1-3]，对红153井区提出以下技术方案。钻井复杂预防对策主要有三点：（1）优化钻井液体系，提高体系的抑制性，防止侏罗系及其以上泥岩发育地层水化膨胀，提高井壁化学稳定性；（2）设计合理钻井液密度，提高整个裸眼井段的井壁力学稳定性；（3）提高地层的承压能力，防止发生漏失。

1.3 不下技套钻井液技术难点分析

红153井区钻井工艺由三开井身结构优化为二开井身结构，钻井液难题有以下几个方面[4,5]：（1）裸眼段长，地层侵泡时间长，钻遇地层有多套砾石层和泥岩地层，易发生井塌、缩径、卡钻。（2）侏罗系和石炭系地层薄弱，承压能力较低，钻井过程中发生井漏的风险较高。因此，该区块钻井液应具有很强的抑制性，防止含泥岩地层水化膨胀；同时应具有良好的封堵能力，有效封堵地层微裂缝，形成低渗透率的致密泥饼，阻止液柱压力向地层传递，稳定井壁，保护好油气层；最后应具有较好的流变特性，满足快速钻井的要求。

2 室内研究

2.1 钻井液优选

依据红153井区地层特性，结合钻井实际情况，二开钻进井段长，常规聚磺钻井液体系性能难以满足现场钻井要求。按照钻井液优选原则，通过室内实验研究，确定二开井段采用钾钙基聚磺钻井液体系。钾钙基聚磺钻井液体系是以聚磺钻井液体系为基础，进一步强化钻井液抑制能力，强化K+、Ca2+离子增效抑制作用，精选与之配套的处理剂，完善钻井液流变控制技术形成了钾钙基聚磺钻井液体系。

体系配方：

4%坂土+0.2%Na2CO3+0.5%KOH+0.6%~0.8%FA367+0.6%~0.8% SP-8+7%KCl+0.5%复配铵盐+3%SMP-1（粉）+2%SPNH+0.5%CMC-LV+3%磺化沥青+0.2%~0.5%CaO+2%QCX-1+1%+1%润滑剂+重晶石

钾钙基聚磺钻井液由KOH和KCl提供K+，K+能有效的抑制泥页岩的膨胀和分散。来自KOH或石灰中的OH-，比来自NaOH中的OH-，对泥页岩的破坏或分散作用要小，同时引入CMC-LV进一步改善体系空间网架结构，增强体系携带能力。

主控性能指标：钻井液性能指标见表1。

表1 钻井液性能指标

2.2 钻井液性能评价

2.2.1 常规性能

根据上述配方，室内对钾钙基聚磺钻井液体系的常规性能进行了评价，并考察了不同密度下钾钙基体系的性能，结果分别列于表2、表3中。

表2 钻井液性能指标

表3 钾钙基体系不同密度下钻井液性能

从表2、表3实验结果可以看出，在钻井液密度相同的条件下，钾钙基体系热滚前后性能稳定，各项指标均能够满足二开段钻井需要。

2.2.1 抑制性研究

1）膨胀率评价

将钾钙基聚磺钻井液在150 ℃温度下热滚16 h，冷却后采用泥页岩膨胀实验测试方法进行测试。线性膨胀高度越小，则钻井液的抑制性越好。为了进行比较，使用同样方法分别测定岩心在蒸馏水和常规聚磺钻井液中的膨胀高度随时间的变化。测试温度均为室温，实验结果如表4和图1。

表4 岩心在不同液体中的膨胀量

图1 岩心在不同液体中的膨胀曲线

由表4和图1可以看出，浸泡在钾钙基聚磺钻井液中的岩样，24 h后膨胀高度为0.68mm，且膨胀高度与时间关系曲线比较平缓；浸泡在聚磺钻井液中的岩心，24 h膨胀量为1.33 mm；而浸泡在蒸馏水中的岩心，24 h后膨胀量高达1.79 mm。由此可见，研究所优选的钾基聚磺钻井液具有较强的抑制页岩水化膨胀和分散的能力。

2）岩屑滚动回收率评价

选取极易分散的过6目~10目筛网的钻屑50 g，加入钾钙基聚磺钻井液中。在150 ℃下热滚16 h后，用40目筛网湿筛回收钻屑并烘干至恒重，所回收的钻屑质量与初始钻屑质量之比即为页岩回收率。页岩回收率越高，抑制性越好。并用同样的方法测出钻屑在蒸馏水和常规聚磺钻井液中的回收率。实验操作程序按中国石油天然气集团公司企业标准进行，实验结果见表5。

表5 钻屑在不同钻井液中的回收率

从表中实验结果可以看出，钾钙基聚磺钻井液体系对钻屑有很好的抑制分散的作用，钻屑回收率高达85.2％，而钻屑在聚磺体系中的滚动回收率为33.6%，在蒸馏水中的滚动回收率仅为19%。

3 现场应用

以前期室内研究为依据，采用钾钙基聚磺钻井液作为红153井区二开段钻井液体系，合理控制钻井液主控性能指标满足设计要求。通过对现场钻井液性能和井径情况进行研究分析，考察该体系在二开井段的应用效果。

对现场钻井液性能进行统计，结果列于表6中。

表6 红153井区现场钻井液性能

从表6可以看出，钻井液密度控制在1.30以内，整体流变性能良好，能够满足井眼净化的要求，为快速钻进创造了良好条件，达到预期效果。

针对二开钻井情况，对井1井径作图分析，结果见图2。

图2 1井二开段井径曲线

从图2可以看出，井1的井径呈现一定的不规则，但其井径扩大率最大在10%以内，能够满足井身质量要求。因此所采用钾钙基聚磺钻井液体系旨在增强钻井液的抑制性和封堵造壁性，防止地层造浆，井眼失稳。

4 结束语

通过结合红153井区地质特点研究以及对不下技套钻井液技术难点分析，以及室内实验对钾钙基聚磺钻井液体系的常规性能进行了评价，确定二开井段采用钾钙基聚磺钻井液体系。钾钙基聚磺钻井液整体流变性能较好，具有较强的抑制页岩水化膨胀和分散的能力，能够达到清洗井眼的要求，在红153井区快速钻井得到了良好的应用。

［1］艾贵称.钾钙基阳离子钻井液技术[J].石油钻采工艺,2007,29(4).

［2］郭明贤,庄义江,胡晓津,等.聚磺钾盐钻井液的现场应用[J].钻井液与完井液,2002，19（6）.

［3］乔东宇,段利波,张蔚,等.钾钙基聚磺钻井液在滴403井的应用[J].新疆石油科技,2008,18（2）.

［4］李益寿,刘光忠,汪军英,乔国文,许尾.钾钙基钻井液在吐哈西部区块的研究应用[J].新疆石油科技,2006,16（4）.

［5］余进,刘鹏,吴义成,黄凯,谢亮.火烧山油田北部区块优化井身结构钻井液技术[J].新疆石油科技,2013,23（2）.

Application of Potassium Calcium Based Polysulfonate Drilling Fluid in Red 153 Well Area

1,2,3,3

（1. National Engineering Laboratory of Petroleum Drilling Technology, Leak Resistance & Sealing Technology Research Department, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China； 2. Xinjiang Oil Field Company Development Branch, Xinjiang Karamay 834000，China；3.Xinjiang Oilfield Company Engineering Technology Department, Xinjiang Karamay 834000，China）

The drilling fluid technology laboratory experiment was carried out in view of the difficult problem of the two-open well structure in Xinjiang oilfield. Geological characteristics of the block were analyzed as well as drilling fluid technical difficulties, calcium potassium polysulfonate drilling fluid system was selected for the block. Combined with laboratory experiments, the distilled water, conventional polysulfonate drilling fluid and potassium calcium polysulfonate drilling fluid were tested with shale swelling experiment method. It's found that the expansion height of the rock soaked in potassium calcium polysulfonate drilling fluid for 24 h was 0.68 mm. It's concluded that potassium based sulfonate drilling fluid has strong ability to inhibit shale hydration, expansion and dispersion. At the same time, the cuttings roller recovery was evaluated. The results show that the potassium calcium based polysulfonate drilling fluid system has good effect on inhibiting the dispersion of drilling cuttings. The recovery rate of drilling cuttings is as high as 85.2%, which has been well applied in the field.

Calcium potassium based polysulfonate;Leak proof;Wellbore stability

TE 357

A

1671-0460（2017）08-1690-03

2017-06-06

杜洪韬（1992-），男，硕士研究生，研究方向：防漏堵漏。E-mail：incredibletroy@163.com。