复合盐低伤害钻井液体系在滨425区块的应用

孙亚荣

(中国石化胜利石油工程有限公司 钻井工程技术公司泥浆公司，山东 东营 257062)

复合盐低伤害钻井液体系在滨425区块的应用

孙亚荣

(中国石化胜利石油工程有限公司 钻井工程技术公司泥浆公司，山东 东营 257062)

为提高滨425区块采油效果，针对滨425区块地层特点，研发了复合盐低伤害钻井液体系，通过体系中处理剂“协同增效”作用，最大程度地减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层，提高了油层保护效果。该体系在滨425区块25口井进行了现场应用，施工过程中井壁稳定，区块日产油由28.6 t上升至63.1 t，自然递减由15.7%降至7.8%，钻井表皮系数-0.31。

复合盐；防塌；低压；低渗；保护油气层

滨425区块为滩坝砂低渗透油藏，目前处于低采油速度、低采出程度、低含水的“三低”开发阶段。油层埋深一般在2 200 m～3 200 m，钻探目的层为沙四段，岩性以极细粒长石砂岩为主，为砂泥薄互层滩坝砂沉积。坝砂平均渗透率19.9 mD，孔隙度15.7%；滩砂平均渗透率10 mD，孔隙度10.2%，属于低孔、低渗储层[1]。沙四段储层温度为102～121 ℃，地层压力为25.2～32.3 MPa，属于常温常压系统。针对滨425区块储层特点，开发的复合盐低伤害钻井液性能稳定，体系中的处理剂通过“协同增效”作用，增强了油层保护效果，最大程度减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层[2，3]。

1 钻井液施工的难点

1)上部地层明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组，钻进速度快，泥岩易水化膨胀造浆、砂岩易糊缩径、引起下钻遇阻划眼，钻井液要能够抑制地层造浆，及时有效絮凝钻屑；

2)沙河街组泥岩段易垮塌，钻井液要具有良好的抑制封堵防塌性能，保证井眼稳定；

3)储层为砂泥薄互层滩坝砂沉积，砂岩多为灰色粉细砂岩、粉砂岩、浅灰色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩，泥岩以灰色为主，夹砂质或白云质、属于低孔低渗地层，油层埋深一般在2 200 m～3 200 m，且为“低压、低渗、低孔”三低油藏，油气层保护技术难度高，钻井液要具有良好的封堵抑制性，降低固相颗粒、滤液等对储层的伤害。

2 钻井液体系优选

根据地层岩性优选的各井段钻井液体系见表1。

3 分段钻井液技术

3.1 一开(0～201 m)钻井液技术

一开选用具有很强的悬浮携带能力和稳定井壁能力的膨润土浆钻井液体系，该体系基本配方为：3%～4%膨润土+0.1%～0.2%烧碱+0.1%～0.2%纯碱+0.2%～0.3%KPAM。

表1 各井段钻井液体系表(滨425-斜128)

1)一开前，准备100 m3预水化好的膨润土浆。膨润土浆配方：淡水+0.3%～0.5%纯碱+0.1%～0.2%烧碱+3%～4%膨润土，按配方配好后，充分搅拌均匀，水化24 h。

2)钻井液性能的要求：钻井液粘度35～40 s，密度在1.05～1.10 g/cm3，钻进期间排量要求达到60 L/s 以上，钻进中逐步补充膨润土浆和胶液。

胶液基本配方：淡水+0.1%～0.2%烧碱+0.2%～0.3%KPAM。

3)强化固控工作，以100目振动筛为主，除砂器、除泥器使用率100%，并配合使用好离心机，控制钻井液中的无用固相含量为最低，钻井液中含砂量<0.5%。

4)钻完进尺后，用10%稠膨润土浆清洗井眼一周，短起下钻至导管。

5)下钻到井底，大排量循环彻底清洗井眼，并用30 m3稠膨润土浆泵入井底封井，确保下套管、固井作业顺利。

3.2 二开(201～3159 m )钻井液技术

3.2.1 二开(201～900 m)直井段

主要钻遇明化镇组、馆陶组，钻井液主要抑制地层造浆，尽量减少钻屑产生量，保证井径规则，钻井液配方：一开井浆+10%氯化钙水溶液+清水;

1)扫塞期间，将一开钻井液加入部分清水和1 t氯化钙，控制钙离子含量在0.2%，同时将钻井液调整密度低于1.10 g/cm3，粘度28～29 s；

2)二开开钻小循环钻进，配制浓度10%氯化钙溶液，钻铤出套管后跟入氯化钙水溶液，保证岩屑的有效絮凝，控制氯化钙加量0.25 t/100 m，控制氯化钙含量在0.2%；钻进中根据需要补充清水，控制钻井液漏斗粘度在小于30 s、密度在1.15 g/cm3以内；

3)钻进过程中，因上部地层造浆能力强，钻井液出现流变性能不易控制，粘滞性增加的情况下，可提高Ca2+含量；

4)钻进中开启四级固控设备，及时清除劣质固相；

5)起钻换钻具前，如果粘度低于33 s，加入0.1 t烧碱和0.04 t纯碱配置封井浆封井。

3.2.2 二开(900～2 200 m)斜井段

该井段主要钻遇馆陶组、东营组，地层造浆严重，主要以增强钻井液抑制性，抑制造浆为主。钻井液配方：3%～5%膨润土浆+0.2%氯化钙+0.2%PAM+0.5%LV-CMC

1)馆陶组上部钻进继续补充氯化钙溶液抑制地层造浆，絮凝钻屑，氯化钙加量按0.25 t/100 m；

2)钻进至馆陶组底部井深1 550 m左右停用氯化钙，开始补充PAM，胶液罐一次配0.8%PAM干粉胶液，大量跟入胶液，快速补充钻井液中PAM含量至0.3%以上；

3)钻进中开启四级固控设备，开离心机及时清除劣质固相；

4)进入东营组钻进中根据需要及时补充PAM胶液，控制钻井液粘度35 s左右，密度在1.15 g/cm3以内；

5)进入东营组底部，加入0.5%LV-CMC，降低钻井液滤失量，逐步控制中压滤失量8 mL左右，粘度35～40 s，密度在1.15 g/cm3以内，根据需要加入铵盐调整钻井液流型；

6)钻进中根据需要加入全油基润滑剂，控制摩阻系数小于0.1。

3.2.3 二开(2 200～2 800 m)斜井段

该井段主要钻遇沙河街组沙一、沙二、沙三段，沙河街组泥岩易水化垮塌，要增强钻井液的抑制防塌性能。

钻井液配方：3%～5%膨润土浆+0.5%PAM+0.2%CaCl2+7%KCl++0.3%～0.5%胺基聚醇+0.5%LV-CMC +1%纳米乳液+2%～3%FT-1+1%DSP-2+2%～3%全油基润滑剂；

1)进入沙一段继续补充PAM胶液，逐步提高PAM含量至0.5%，同时缓慢加入胺基聚醇，进一步增强钻井液的抑制性，逐步补充胺基聚醇含量至0.3%，控制钻井液性能，粘度40～45 s，中压滤失量小于8 mL，密度在1.15 g/cm3以内；

2)进入沙一底部跟入NaOH水溶液，将pH提至9，加入7%KCl，将CaCl2钻井液体系转化为复合盐低伤害钻井液体系。加入1t LV-CMC、1 t DSP-2和2 t FT-1，降低钻井液滤失量至5 mL，增强钻井液的封堵防塌能力。控制钻井液性能，粘度35～45 s，切力2～5/4～10 Pa，pH值9；

3)沙二、沙三段配制PAM、胺基聚醇胶液进行维护，维持PAM含量在0.5%，补充胺基聚醇含量至0.3%～0.5%，增强钻井液的抑制性；

4)进入沙三段逐步加入1%纳米乳液，进一步增强钻井液的封堵性能，减少滤液侵入，增强体系的油层保护性；

5)钻进中根据需要补充FT-1、DSP-2，提高FT-1含量至2%～3%，DSP-2含量至0.5%～1%，控制钻井液滤失量小于5 mL，控制钻井液粘度40～45 s，切力2～5/4～10 Pa，pH值9；

6)钻进中根据需要加入全油基润滑剂，控制摩阻系数小于0.1；

7)钻进中根据需要使用离心机及时清除劣质固相，保证钻井液清洁。

3.2.4 二开(2 800～3 159 m)斜井段

该井目的层为沙四上纯下亚段。该区沙四段岩心显示，岩性组合为砂泥互层，储层为灰色或浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩和灰质粉砂岩、泥岩呈灰质或砂质，以灰色为主；孔喉平均值1.34 μm，均值系数0.3，退汞效率54.2%，孔喉相对较小；坝砂平均渗透率19.9 mD，孔隙度15.7%；滩砂平均渗透率10 mD，孔隙度10.2%，储层属于低孔、低渗储层；地层水总矿化度平均156 311 mg/L，其中氯离子含量平均90 512 mg/L，地层水为氯化钙型。储层特征要求钻井液油气层保护性能。

钻井液配方：3%～5%膨润土浆+0.5%PAM+0.2%CaCl2+7%KCl+0.5%胺基聚醇+0.5%LV-CMC +3%FT-1+2%纳米乳液+4%超细碳酸钙+1%DSP-2+2%～3%全油基润滑剂；

1)钻进中配制PAM、胺基聚醇胶液进行维护，维持PAM含量在0.5%，补充胺基聚醇含量至0.5%，增强钻井液的抑制性；

2)根据需要补充DSP-2、FT-1，维护钻井液中压滤失量小于5 mL，HTHP滤失量小于15 mL；

3)进入油层前采取相应的油气层保护措施：①提高胺基聚醇含量至0.5%、KCl含量至5%，增强体系抑制性，阻止和减缓了粘土表面的水化作用，降低黏土矿物水化造成孔隙污染堵塞；②补充DSP-2和FT-1的加量，形成光滑而致密的泥饼，进一步降低滤失量，降低滤液的侵入量，减少滤液渗透污染储层；③ 提高纳米乳液的加量至2%，降低滤液向储层渗透量；④加入4%1 200目超细碳酸钙，同时提高FT-1含量至3%，两者配合在井壁上形成一层韧性强、渗透率极低的暂堵屏障，提高钻井液的封堵性能，阻止固相颗粒和滤液进入储层；⑤合理控制钻井液密度，在设计范围内尽量走下限，根据需要逐步提高钻井液密度，降低钻井液固相颗粒侵入对储层的污染[4，5]。

4)控制钻井液粘度40～50 s，切力2～5/4～10 Pa，pH值9左右，滤失量小于5 mL，HTHP滤失量小于15 mL，密度在设计范围内，根据需要加入全油基润滑剂，控制摩阻系数小于0.1；

5)钻进中根据需要使用离心机及时清除劣质固相；

6)电测及下套管作业：为保证电测及下套管施工的顺利，应增加封井钻井液的润滑性，电测及下套管作业前封井浆+2%DSP-2+2%固体润滑剂，保证电测和套管顺利完成。

4 现场应用效果

1)表皮系数。复合盐低伤害钻井液完全能满足施工要求，施工过程中钻井液性能稳定，易于维护。25口井在确保井壁稳定的前提下均提前完钻，最大程度上减少了钻井液对储层的浸泡时间，据统计新钻井表皮系数-0.31，有效降低了钻井伤害。

2)采油效果。根据《胜利日报》记载，该区块日产油由28.6 t上升至63.1 t，自然递减由15.7%降至7.8%。2013年10月，第一口应用的生产井获得突破，不压裂直接射孔投产日产达到5.8 t，与同区块的压裂投产井产量相当，从而打破了因为初产太低不得已进行压裂的魔咒。

3)工程效果。据现场施工统计，复合盐低伤害钻井液油层保护技术在滨425区块完井25口井，25口井施工过程中没有出现任何复杂情况，平均钻井周期缩短3.8 d，25口井平均井眼扩大率降低至5.8%，电测一次成功率90%。详细情况如表2所示。

表2 体系应用井工程效果

5 结论

1)针对滨425区块储层特点，开发了一种复合盐低伤害钻井液体系，该体系配方简单，性能稳定，易于维护。

2)复合盐低伤害钻井液体系中的处理剂通过“协同增效”作用，增强了油层保护效果，最大程度减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层。

3)复合盐低伤害钻井液体系在滨425区块的应用，使该区块日产油由28.6 t上升至63.1 t，自然递减由15.7%降至7.8%。

4)复合盐低伤害钻井液体系在滨425区块成功应用，已施工井的机械钻速快，钻井周期短，有效降低了储层伤害，油层保护效果明显。

[1] 刘磊，朱博华，刘显太，等.中国滩坝砂勘探现状与储层基本特征分析[J].特种油气藏，2013，20(5)：14-18.

[2] 李秀灵，陈二丁.低渗透油气藏 “协同增效”钻井液及其作用机理[J].钻井液与完井液，2013，30(5)：18-21.

[3] 李秀灵，张海青，杨倩云，等. 低渗透油藏储层保护技术研究进展[J].石油化工应用，2013，32(2)：10-12.

[4] 范文永，舒勇，李礼，等. 低渗透油气层水锁损害机理及低损害钻井液技术研究[J]. 钻井液与完井液， 2008，25(4)：16-19.

[5] 赵金洲，薛玉志，李公让，等. 胜利油田钻井过程中低渗油气藏的保护对策[J].中国石油大学学报，2007，31(3)：148-151.

ApplicationofCompoundSaltLow-DamageDrillingFluidSysteminBIN425Block

SUN Ya-rong

(Drilling Engineering Technology Corporation， Shengli Petroleum Engineering Corporation Limited of SINOPEC， Dongying257062， Shandong， China)

In order to increase extraction result in Bin425block, compound salt low-damage drilling fluid system was researched and developed aiming at the formation feature. Treating agent strengthen the effect of reservoir protection by synergistic interaction, reducing solid particle and filtrates enter into the formation extremely. The drilling fluid was applied on25wells in Bin425oilfield. The wellbore was stable during the course of drilling. According to statistics, daily oil output of this block increased from28.6t to63.1t. Natural depletion decreases from15.7% to7.8%.The skin factor is-0.31.

compound salt; hole sloughing prevention; low pressure; low permeability; reservoir protection

2017-04-19

孙亚荣(1978-)，女，陕西咸阳人，工程师，主要从事钻井液体系研究和现场技术研究工作，E-mail：drillingwell@163.com。

TE254

B

1008-9446(2017)06-0018-04