复合盐钻井液在庆1-12-67H2井的应用

华 松，常洪超，何振奎，肖俊峰，余武军

（中石化华北石油工程有限公司河南钻井分公司，河南南阳473132）

庆1-12-67H 2井是长庆油田部署在陇东地区的一口超深水平井，该井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段，西接天环坳陷构造，设计井深6494m，水平位移2500m，水平段长2000m，目的层为山西组；实际完钻井深5817m，水平位移1785m，水平段长1307m。本井用Ø346.0mm钻头一开，应用膨润土聚合物钻井液钻至井深1480m，下Ø273.0mm表层套管封固表层。用Ø241.3mm钻头二开，钻完直井段3460m后，采用215.9mm钻头定向，钻至A点4494m，下177.8mm技术套管固井，在3825m之前采用无固相聚合物钻井液，3825m之后采用复合盐钻井液体系。三开使用152.4mm钻头钻至5817m，采用复合盐聚磺防塌钻井液，三开因钻遇361m长泥岩段而提前完钻，挂Ø139.7mm尾管完井。

1 地质简况

本井自上而下钻遇地层依次为新生界第四系（厚约150m），中生界白垩系志丹统（厚约930m），侏罗系安定组、直罗组、延安组（厚约540m），三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组（厚约2082m），二叠系石千峰组、石盒子组、山西组和太原组（厚约515m），本井目的层为山西组。

邻井城探3井、陇18井施工过程中，在刘家沟组上部泥岩吸水性强，井壁易剥落掉块，地层承压能力低，泥浆密度安全窗口窄，转化钻井液后随着比重的提高，塌漏矛盾突出；造斜点在刘家沟组下部，地层较硬，定向钻进钻时慢，井斜40°以上井段井深超过4000m，滑动托压严重且摩阻大；施工周期长，延长组、刘家沟组及石千峰组、石盒子组地层垮塌严重，50°以上大斜度井段，易形成岩屑床，携砂困难；水平段小井眼钻进，钻遇泥岩易坍塌，钻井液密度高、维护困难，井壁稳定性差，起下钻遇阻严重。因此，在本井施工过程中，开展了复合盐（甲酸钠、氯化钠、氯化钾）钻井液体系的研究与应用。

2 复合盐作用机理研究

（1）复合盐中的HCOO-能和水分子形成氢键，对自由水具有较强的“束缚”能力，使钻井液滤液不易进入地层；

（2）复合盐在水中溶解度高，水溶液粘度低，可以配置密度最高2.3g/cm3的钻井液，实现高密度低粘切钻井；

（3）复合盐盐水中水的活度低，产生的渗透压能促进泥页岩孔隙水返流[1]；

（4）有机盐溶液中电离出的大量的阳离子，可通过静电引力吸附进入粘土晶格中，抑制粘土表面水化及渗透水化膨胀；有机酸根阴离子可吸附在带负电的粘土边面上，抑制其水化分散；阴、阳离子对粘土颗粒的吸附扩散双电层具有较强的压缩作用，从而较强地抑制粘土分散[2]；

（5）抗高温、抗污染能力强[3]；同时钻井液中侵入的亚微米颗粒少，有利于提高机械钻速[4]；

（6）复合盐与地层矿物的配伍性好，不会与地层中的矿物成分Mg2+、Ca2+、SO42-、CO32-等形成沉淀，堵塞油气通道，有利于保护油气层[5]。

3 复合盐钻井液体系室内研究

通过室内研究，优选出复合盐钻井液体系配方：3%～4%膨润土+0.3%～0.5%NaOH+0.1%～0.3%HVCMC+3%～5%SMP-2+2%～3%SPC+2%～3%SFT-120+2%～3%RT-1+2%～3%JRH-616+3%～5%白油+10%～15%NaCl+5%～8%KCl+5%～10%HCOONa+0.1%～0.3%XC。

3.1 复合盐体系抑制性评价

选用邻井石千峰组泥岩，粒径为2～3.2mm，将30g岩屑分别加入清水、聚磺钻井液、饱和盐水钻井液、复合盐钻井液体系中，160℃高温老化16h后用孔径0.45mm的筛网进行回收，测试结果见表1。

表1 不同体系岩屑回收率对比

由表1可知，该区石千峰组的泥岩分散较强，清水回收率仅有7.6%，而复合盐钻井液体系回收率达91.3%，对比聚磺和饱和盐水钻井液有大幅提高。

3.2 复合盐体系润滑性评价

分别在聚磺、饱和盐水、复合盐钻井液配方中加入3%白油，采用重晶石提高密度至1.35g/cm3，在160℃高温老化16h后冷却，做中压失水后测量泥饼粘滞系数，测试结果见表2。

表2 不同体系泥饼粘滞系数对比

由表2可知，复合盐钻井液泥饼粘滞系数最低，只有0.08，能够满足水平井低摩阻施工需要。

3.3 复合盐体系流变参数及封堵能力评价

分别测定密度在1.35g/cm3时聚磺、饱和盐水、复合盐钻井液的流变参数及封堵能力，测量结果见表3。

由表3可知，聚磺钻井液、饱和盐水、复合盐水钻井液中压失水相差不大，但复合盐钻井液的高温高温失水和砂床滤失量却有较大幅度降低，说明复合盐提高了体系的抗温能力。从流变性来看，复合盐的塑性粘度较低，动切力较大，能满足低泵压、高携带的要求。

表3 不同体系流变参数及封堵能力对比

4 现场应用

本井一开采用膨润土聚合物钻井液，二开钻至石千峰组之前（3825m）采用无固相聚合物钻井液，3825m之后使用复合盐钻井液。

4.1 定向段复合盐钻井液维护处理措施

（1）将聚合物体系转换为复合盐钻井液体系之前，为了提高刘家沟组地层的承压能力，进入石千峰地层30m后必须进行承压堵漏，承压达到5MPa，钻井液当量密度达到1.30g/cm3以上，稳压10m in以上。

（2）转换复合盐钻井液时，配制抗盐降滤失胶液60m3，配方为：清水+0.3%NaOH+2%SMP-2+2%SPC+0.5%LV-CMC。把胶液与井浆混合均匀后起钻至套管鞋处，循环过程中按配方依次加入NaOH、Na-Cl、KCl、HCOONa、SMP-2、SFT-120，保证钻井液中Cl-含量达到（8～12）×104mg/L。

（3）钻进过程中，用KPAM、SMP-2、LV-CMC、SPC、NaCl配成盐水胶液维护补充，保持钻井液中Cl-含量在（10～12）×104mg/L，增强钻井液的抗温、抗盐性能。

（4）在井斜45°～60°井段，钻屑携带和润滑防卡是钻进的关键。该井段按比例补充2%SFT-120、2%RT-1；2%～3%JRH 616；提高钻井液的悬浮携带、护壁防塌和润滑防卡能力。同时控制泵排量大于34L/s，以避免岩屑床的形成。

（5）斜井段根据井斜提高钻井液密度：在井斜30°时密度 1.18g/cm3，井斜 45°密度提至 1.25g/cm3，井斜60°将密度提至1.30～1.35g/cm3。提密度时逐步缓慢提，加入单封、沥青粉等提高封堵性；发生渗漏时降低钻进排量，维持随钻堵漏剂含量大于5%，利用每次起钻，进行承压堵漏，逐渐提高地层承压能力。

（6）钻至A点（4510m）对比电测时，保持钻井液密度1.35g/cm3、粘度80～100s，循环至振动筛无返砂时，注入40m3高粘防塌防卡钻井液封闭斜井段，确保测井顺利。

4.2 水平段复合盐聚磺防塌钻井液维护处理措施

（1）该段钻井液主要解决长水平段的携岩、润滑、防塌和储层保护问题，施工中保持Cl-含量在（8～12）×104mg/L，控制Vs≤15%，Cs≤0.3%。

（2）钻遇灰色泥岩时，逐步提高密度至1.28～1.35g/cm3，并做好防漏措施。

（3）钻井过程中补充沥青类封堵防塌剂，增强封堵性，降低高温高压失水。

（4）水平段施工中，保持处理剂加量达到：SFT-120：1.5%，JRH616：3%，RT-1：3%，降低摩阻。

（5）完井作业前提高钻井液粘切，采用大排量洗井，保持井眼干净，起下钻无阻卡，用2%RT-1及2%塑料小球封闭水平段，钻井液密度控制在1.35g/cm3，粘度72s，确保完井作业顺利。

4.3 实钻钻井液性能（见表4）

表4 实钻钻井液性能

4.4 应用效果

（1）庆1-12-67H 2井钻井周期比邻井平均周期节余9.5d，二开平均井径扩大率为7.04%，邻井均值为9.19%，比邻井降低2.15%。

（2）悬浮携带能力强，井眼净化效果好。全井起下钻、电测、下套管均畅通无阻。

（3）钻井液抑制性增强，封堵防塌效果好，井壁稳定。该井实钻中在“双石”地层和长水平段均未发生井壁失稳垮塌现象，井径规则。

（4）润滑防卡能力强，施工中复配固体、液体润滑剂，增强了钻井液的润滑性，定向段平均泥饼粘滞系数小于0.09，水平段小于0.08。

（5）抗高温能力增强，与SMP-2、SPC复配使用，增强了体系的抗温能力，本井高温高压失水控制在9m L以下。

5 认识与建议

（1）复合盐钻井液体系固相含量低，可抑制泥岩中粘土矿物的水化膨胀与分散，能够有效保护储层。

（2）该体系机械钻速快，井径规则，润滑防卡能力，起下钻、电测、下套管顺利。

（3）该体系抑制性、封堵能力强，能够有效预防“双石”地层泥岩的垮塌，保证井下安全。

[1]褚祖礼.有机盐钻井液[J].材料科学，2007（3）：42-43.

[2]赵利，刘涛光，齐国忠，等.复合盐钻井液技术在莫116井区的应用[J].钻井液与完井液，2012，29（5）：33-36．

[3]罗亮，陆军，唐琪凌，等.钾钙基有机盐钻井液体系在莫116井区的应用[J].重庆科技学院学报，2015，17（3）：60-62.

[4]戎克生，杨志毅，周红灯，等.有机盐钻井液在准噶尔盆地东部三台地区的应用[J].石油钻探技术，2009，37（4）：54-56.

[5]唐丽.有机盐钻井液在新疆油田的应用[J].承德石油高等专科学校学报，2011，13（2）：8-15.