强抑制性钾胺基钻井液体系在顺南区块的应用

罗剑波，王 鹏

（中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆轮台841600）

顺南区块是中国石化西北油田分公司勘探开发的重点区块。已完钻井有顺南1、顺南2、顺南3、顺4和顺南5井。依据已完钻井情况来看，常规聚合物钻井液体系、聚磺钻井液体系不能很好地解决三叠系、二叠系、奥陶系却尔却克组大段泥岩水化膨胀造成的井下复杂难题。在以上复杂地层实钻过程中出现过井壁失稳掉块、阻卡、长时间通井划眼等复杂。针对以上难点，研究和开发了抑制能力更强的钾胺基钻井液体系，从顺南区块使用情况来看，较好地解决了二叠系、奥陶系却尔却克组井壁失稳问题，未发生卡钻等井下复杂问题，提高了勘探开发效率。

1 工程地质概况

顺南区块钻遇地层自上而下依次为第四系、新近—古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系等多套地层。井身结构为五级井身结构：∅660.4mm钻头×508mm套管×400m+∅444.5mm钻头×339.7mm套管×3700m+∅311.2mm 钻 头 ×244.5mm 套 管 ×6300m+∅215.9mm钻头×177.8mm套管×6900m+∅149.2mm钻头×裸眼完井×7300m。

2 室内试验

针对顺南复杂地层特征，钾胺基钻井液体系应有强抑制性，在高温高密度下仍具有良好的流变、抗温稳定性、低滤失性和润滑性等特点，以期避免尽量减少钻井复杂事故的发生，达到安全、快速、优快钻井的目的，在室内进行了钾胺基钻井液体系能评价试验。钾胺基钻井液体系基础配方：3.5%膨润土+0.3%纯碱+0.2%烧碱+0.4%聚丙烯酸钾+1.0%水解聚丙烯腈铵盐+3%KCl+1.0%聚胺+0.4%金属离子聚合物+2%SMP-Ⅱ+2%SPNH+2%沥青。

2.1 粘土污染实验

粘土在钻井液中分散后会引起钻井液粘度、切力增加，粘土污染能严重影响钻井液流变性，为满足该体系在不同粘土含量复杂地质环境下应用，进行了抗粘土污染实验[1]，实验结果见表1。测试条件为在1200℃温度下热滚12h。

实验显示：随着粘土量的增加，热滚回收前后钻井液粘度、切力、滤失量等变化不大，说明钾胺基聚合物钻井液具有较好的抗粘土污染能力。

2.2 泥岩回收率实验

对取自顺南区块二叠系和奥陶系却尔却克组的泥岩钻屑分别放入清水、设计的钻井液体系和加入不同量聚胺抑制剂后的钻井液体系中进行滚动回收实验和泥页岩膨胀率实验，结果见图1（二叠系、奥陶系却尔却克组钻屑滚动回收率试验条件分别为在90℃、150℃温度下热滚12h），其中，设计配方为4%土浆+0.3%KPAM+3.0%SMP-2+3.0%SPNH+2.5%～6%沥青+2%SYP-1+3%KCl，优化配方1为设计配方+0.5%XJA-1；优化配方2为设计配方+1.0%XJA-1；优化配方3为设计配方+1.5%XJA-1。

表1 粘土污染评价表

图1 钻屑滚动回收实验结果

从实验结果可以看出，加入聚胺后钻屑回收率较没有加聚胺体系的回收率明显升高，说明体系抑制性明显增强，体系钻井液加入1%聚胺较加入1.5%聚胺回收率略低，说明设计的钻井液体系加入聚胺抑制剂后体系抑制性显著提高[2-3]，从经济和技术综合考虑来说，聚胺加量为1%是合适的。通过上面一系列的抑制性评价实验，发现在顺南区块的钾胺基钻井液体系能明显地提高钻井液的抑制性。

2.3 高温稳定性

顺南区块深部井段地层温度高，为确定该配方在高温条件下的抗温稳定性，室内实验调整配方中SMP-2、SPNH 加量，确定最佳加量（见表2），配方5能满足体系抗温稳定要求。

表2 抗温性能评价表

3 现场应用

3.1 顺南区块钻井液技术难点

（1）二开井眼∅444.5mm，井眼尺寸大，井段长，泥浆总量大。砂泥岩互层段较多，渗透性强，泥浆消耗量大，砂岩段易形成虚厚泥饼，要求强化屏蔽暂堵技术，屏蔽暂堵技术贯穿全井段。

（2）三叠系、二叠系上部存在大段棕红色泥岩，地层造浆严重，抑制性控制不好，极易造成钻井液流动性变差，而且泥岩易水化膨胀产生掉块垮塌，使井下变得异常复杂。

（3）奥陶系却尔却克组大段泥岩发育，泥岩分散性强，且层理、孔隙发育，钻井液滤液侵入地层后，易破坏岩石力学平衡，会导致泥岩剥落掉块，造成井壁失稳，抑制、封堵防塌工作显得尤为重要。

（4）井温梯度大，2.3℃/100m，深井段地层温度高，顺南501井测井测得170℃/6890m。抗高温处理剂优选，对泥浆高温稳定性提出很大挑战。

3.2 钻井液维护处理工艺

3.2.1 一开井段（20～400m）

该开次使用聚合物钻井液体系,地层以粉砂岩、细砂岩、泥岩发育为主，成岩性差，井壁不稳定，以高坂含泥浆钻井。淡水配制坂土浆200m3以上[膨润土∶纯碱∶水为（70～80）∶（2～3）∶1000]，预水化24h以上。

（1）一开井段补充高粘羧甲基纤维素钠，保持钻井液粘度在60～80s，导管鞋处粘度80s，排量30L/s,钻压1～2t吊打。出导管鞋100m后恢复至排量70L/s。

（2）四级固控设备使用率100%，振动筛筛布100目为主，保持钻井液密度不高于1.12g/cm3，严控自然密度上升。

（3）钻完进尺后必须带660mm扶正器通井，修复井壁，确保508mm大套管顺利下入。

一开井眼大，渗透量大，起下钻和下套管时连续灌浆，防止井壁垮塌。

3.2.2 二开井段

二开井段钻井液以“强抑制强封堵”为主，屏蔽暂堵贯穿二开全井段。

（1）钾胺基钻井液转型。钾胺基体系转型宜早不宜迟。井深1000m左右开始转型工作。转型前优选转型配方，维持钻井液中KCl的有效含量3%以上，利用K+的镶嵌固定作用抑制泥岩水化膨胀。保持大分子聚合物K-PAM或P++的含量不低于0.3%，进一步增强体系的抑制性。

钾胺基钻井液体系转型重点注意事项：

①转型时间及膨润土含量控制。一开中完后制定出转型配方，对基浆性能调整，控制膨润土含量不高于30g/L。

②提前护胶。加入KCl前做好护胶工作，控制API失水在5mL以内，为转型完成后控制失水创造条件。

（2）KCl按3%加量及时补充混入钻井液中，若泥浆粘切变化大，可依据室内小型实验结果，采取加入有机硅醇抑制剂DS-302来调整流型。

（3）合理匹配NH4-HPAN、LV-CMC等降滤失剂，进入三叠系前严格控制滤失量5mL，井浆中加入QS-2、PB-1等随钻封堵，有效形成优质致密滤饼，减少钻井液滤液进入地层，减缓水敏性地层泥岩水化膨胀速度。

（4）进入二叠系井段保持沥青类防塌剂的有效含量不低于3%，充填和封堵破碎性和硬脆性泥岩微裂缝，起到很好的胶结护壁作用。

（5）充分利用四级固控设备维持钻井液体系低固相含量，确保体系良好的流变性。

（6）每次起钻前配制封闭浆封闭三叠系、二叠系等井段，防止长时间静止导致井壁失稳。

3.2.3 三开井段

三开主要钻遇奥陶系却尔却克组，采用钾胺基聚磺钻井液体系，以增强钻井液抑制防塌抗温能力为主。

（1）钻井液中加入2%SMP-2+2%SPNH+1%HTLM，完成钾胺基聚磺钻井液转型。

（2）SMP-Ⅲ、LV-PAC、褐煤树脂等抗温降滤失类处理剂总含量在8%，增强钻井液高温稳定性，严格控制API≤4mL，HTHP≤11mL，尽量减少滤液朝井壁深处运移量，防止造成剥落掉块和井壁失稳。

（3）聚胺等抑制剂按循环周加入井浆，总含量维持在0.5%～1%，增强钻井液抑制性，维持一定的钻井液粘度，保证良好的流变性。

（4）却尔却克组层理发育，采用随钻封堵剂10～20kg/m3石灰石粉+5～10kg/m3单向压力屏蔽剂+10～20kg/m3沥青封堵微裂缝地层。复配RHJ-3、SYP-1等防塌材料封堵微裂缝，各防塌材料有效浓度大于5%。

（5）KCl日常维护量按3%～5%及时补充，控制K+浓度在10000mg/L及以上，勤测Cl-及碳酸（氢）根离子浓度，本开次发现盐水侵，通过提高钻井液密度至1.34g/cm3压稳盐水层。

（6）加强离心机使用，以每班使用3h左右为宜，最大限度清除细小劣质固相颗粒，确保钻井液良好流型。

4 应用效果分析

4.1 一开中完情况分析

一开8%～10%膨润土浆钻进，固相控制显得尤为重要，四级固控设备使用率100%，将固相含量控制在最低范围内，严防自然密度上升。根据顺南401、顺南501等7口井的施工情况来看，钻完进尺后必须组织660mm扶正器通井，可较好地修整井壁，确保下套管顺利。顺南区块部分井一开下套管情况见表3。

4.2 二开钻进情况分析

表3 顺南区块部分井一开下套管情况

顺南7井二开井段（600～3700m）钻进期间，钻井液性能整体平稳，三叠系、二叠系未出现剥落掉块现象，短起下钻情况良好，井眼畅通。说明新型聚胺钻井液能有效抑制粘土的水化分散，该井段未出现阻卡和钻头泥包现象。实钻周期25.17d，与设计相比，二开提前9.83d完钻，该井段井径扩大率2.3%。见图2。

图2 顺南7井二开井径曲线

4.3 三开钻进情况分析

三开全井段钻进过程中，井温高达146℃，钻井液性能稳定，没有复杂钻井事故发生，奥陶系却尔却克组返出的岩屑形状均一、棱角分明,无剥落掉块产生，岩屑代表性好，井眼规则井身质量优良，全井段井径平均扩径率为2.25%。见图3。

5 结论与建议

（1）通过室内评价试验结果分析，钾胺基钻井液体系具有很强的抑制性，抗粘土污染能力优良，具有很好的抗高温稳定性，满足顺南地区地层岩性特征和钻井技术难度对钻井液体系性能的要求。

（2）通过室内评价实验，1%聚胺抑制剂XJA-1能使泥岩回收率达到87.3%，2%SMP-2+2%SPNH+1%HTLM能满足抗温160℃要求。

（3）一开钻完进尺660mm扶正器通井，修整井壁，能有效降低508mm套管遇阻情况。

（4）KCl抑制剂的加入要遵循先后顺序，钾胺基体系转型要遵循“先护胶、后加盐”的原则，为控制失水创造条件，减少由于钻井液性能波动引起的井壁失稳。

（5）正常钻进中要少量多次补充KCl，维持滤液中K+含量在10000mg/L及以上，复配0.5%～1%聚胺，进一步增强抑制性，可满足却尔却克组安全钻进要求。

（6）抗高温磺化类处理剂总含量在8%左右，可保持钻井液良好的抗温稳定性。

（7）却尔却克组存在盐水侵，加强坐岗监测，勤测Cl-浓度，发现异常及时处理。

图3 顺南7井三开井径曲线

[1] 王荐，舒福昌，吴彬，等.强抑制性聚胺钻井液体系室内研究[J].油田化学，2007，24（4）：296-300.

[2] 陈楠，张喜文，王中华，等.新型聚胺抑制剂的试验室研究[J].当代化工，2012，41（2）：120-125.

[3] 贺伦俊.有机盐强抑制可降解钻（完）井液在胜利油田的应用[J].新疆石油地质，2012，33（3）：370-373.