中秋区块ZQ2 井盐膏层水基钻井液技术

2019-03-09舒义勇孙俊祝学飞冯勇周华安孙良国

石油钻采工艺 2019年6期

舒义勇孙俊祝学飞冯勇周华安孙良国

1. 川庆钻探工程有限公司新疆分公司；2. 川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司

盐膏层钻井液技术是世界性难题，对塔里木油田山前井盐膏层主要采用油基钻井液钻井［1]。油基钻井液虽具有良好的抑制性和稳定性，但却存在环境污染、盐膏层阻卡、钻井液密度高、堵漏成功率低等突出问题［2-4]。若使用水基钻井液，易出现“软泥岩”堵塞出口管、流变性失控等技术难题，甚至在KS603 井出现被迫中途转换成油基钻井液的情况，造成极大的经济损失。ZQ1 井盐膏地层亦使用油基钻井液体系，因钻井过程中盐膏岩不溶解，盐膏岩和 “软泥岩”蠕变缩径导致阻卡，实钻钻井液密度最高达2.33 g/cm3，而新近系苏维依组地层存在低压层，高密度油基钻井液钻井过程中又发生井漏，油基钻井液堵漏成功率低，堵漏14 次，耗时60 多天。DB8 井四开中完井深6 378 m，五开用密度2.35 g/cm3的油基钻井液钻进至7 761 m 中完，因库姆格列木群盐膏层蠕变缩径导致阻卡，反复扩眼通井耗时40 多天。为有效解决塔里木油田山前构造井使用油基钻井液造成的盐膏层阻卡、堵漏成功率低、钻井液成本高等突出问题，决定在ZQ2 井吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层采用水基钻井液套打技术。

1 盐膏层水基钻井液需要解决的关键问题

1.1 高密度钻井液流变性和失水造壁性的控制

传统的高密度钻井液对流变性的控制严重依赖 “稀释剂”［5-6]。本文提出通过控制钻井液颗粒粒径和比表面积大小的概念来控制钻井液的流变性。传统的三磺钻井液在高密度条件下存在固相含量高、颗粒粒径小、结构力强的特点，流变性不易控制，特别是动切力和终切高。通过在钻井液中引入抗高温性能好的中高分子降滤失处理剂MYK，改善了钻井液的颗粒级配，降低了钻井液颗粒的比表面积，从而达到控制流变性的目的。

1.2 “盐、膏、泥”对钻井液的持续污染

中秋区块三开井段存在大段褐色泥岩，盐层间夹有“软泥岩”互层［7-10]，水敏性极强。钻井过程中褐色泥岩和“软泥岩”水化分散造浆和钻头碾磨机械造浆导致水基钻井液MBT 值增加；吉迪克组在4 545～5 125 m 存在大段盐岩，吉迪克组、苏维依组及库姆格列木群均含有大量石膏。“盐、膏、泥”的同时存在要求钻井液具有极强的抑制泥岩水化分散造浆的能力，同时具有抗饱和盐和石膏污染的能力。

1.3 “主动”防漏

钻井液良好的触变性是防止井漏的前提，控制钻井液的流变性，降低循环压耗，进入漏层前在钻井液中加入5%的刚性堵漏剂+2%纤维类的随钻堵漏剂，对苏维依组砂岩段的渗漏性漏失具有很好的预防作用。

2 室内实验

参考邻井资料，ZQ2 井三开盐膏层水基钻井液需要着重解决高密度钻井液流变性能的控制问题，在不使用稀释剂的前提下，避免走入“加—放—加”的死胡同；水基钻井液应具有抗“盐、膏、泥”污染能力［11]；以及苏维依组在高密度高压差下的随钻防漏堵漏等关键技术问题。

2.1 流变性和失水造壁性能控制

盐膏层水基钻井液的流变性和失水造壁性控制问题一直制约着盐膏层水基钻井液技术的发展。通过在钻井液中引入抗高温性能好的中高分子量降滤失处理剂MYK，改善钻井液的颗粒级配，降低钻井液中颗粒的比表面积，从而达到控制流变性的目的。结果见表1。1#配方为传统的欠饱和磺化钻井液体系，配方为：1%土+8%SMP-3+8%SPNH+5%TX+1.5%DYFT-2+10%KCl+20%NaCl+2%润滑剂+高密度重晶石；2#配方为引入MYK 的欠饱和聚磺钻井液体系，配方为：1%土+4%SMP-3+4%SPNH+ 1.5%MYK+0.1%NXX+8%Weigh2+1.5%DYFT-2+10%KCl+20%NaCl+2%润滑剂+高密度重晶石。密度均为2.20 g/cm3，MBT 均为10 g/L；热滚条件为130 ℃、16 h，高温高压测试温度为130 ℃，流变性能测试温度为55 ℃。

根据表1 的数据分析可以看出，配方1 和配方2 热滚前的流变性能基本相同；但热滚后的流变性能配方1 比配方2 要高，特别是YP 和静切力，热滚后钻井液明显增稠；但配方1 热滚前和热滚后的D50比配方2 的都要小，接近配方2 的D50的1/2。同时配方2 热滚前和热滚后的比表面积均比配方1 要小。说明钻井液的YP 和静切力跟钻井液的颗粒粒径大小和比表面积有线性关系，颗粒粒径越大，比表面积越小，钻井液的YP 和静切力越低。表明通过引入中高分子量降滤失处理剂MYK，可以调整钻井液的颗粒粒径分布，降低钻井液颗粒的表面自由能，进而达到调整钻井液的流变性能的目的。

表 1 盐膏层水基钻井液流变性能和中压滤失量Table 1 Rheological property and medium-pressure loss of water based drilling fluid in salt-gypsum beds

2.2 抗“盐、膏、泥”污染性能

盐膏层钻井过程中，钻井液会受到“盐、膏、泥”污染，钻井液的性能会发生相应变化，严重时会导致钻井液性能变差，甚至失去流动性，严重影响钻井作业的安全进行。从“抗盐、抗钙、抗泥”污染三方面对配方2 进行评价。结果见表2。

表 2 配方2 抗 NaCl 和CaSO4 能力评价Table 2 Evaluation on the NaCl and CaSO4 resistance of formula 2

采用塔里木油田大北区块某井的吉迪克组泥页岩对配方2 进行页岩滚动回收率实验，热滚条件为130 ℃/16 h，其清水的一次岩屑回收率为25.30%，配方2 的一次岩屑回收率为92.80%；自制钠膨润土岩心评价清水的8 h 线性膨胀率为21.20 mm，配方2为4.67 mm。

从上述实验结果可以看出，配方2 抗盐达到饱和，抗 Ca2+达到2 000 mg/L 以上，吉迪克组泥页岩一次回收率在90%以上，8 h 线性膨胀率仅4.67 mm，能满足ZQ2 井盐膏层的安全钻进。

2.3 随钻堵漏剂的封堵和配伍性能

钻穿盐膏层后，若发生井漏，钻井液静液柱压力降低，上覆盐层和“软泥岩”会蠕变缩径导致阻卡缩径，严重时会发生卡钻事故。对比ZQ1 井实钻资料，进入苏维依组漏层前，加入随钻堵漏剂防漏，随钻堵漏剂封堵和配伍性实验结果见表3。实验仪器为GGS71 型高温高压滤失仪。先将一片滤网(孔径0.60 mm)放置在高温高压浆杯底部内，再加入100 g 粒径0.60～0.90 mm 的石英砂，每加入20 g 石英砂后，用手震动一次浆杯，震动时间为1 min，尽量排除砂床中的空气，把砂床铺实、铺平。然后用玻璃棒引流，缓慢、均匀地沿器壁加入400 mL 不同浓度堵漏剂的钻井液，加盖后在0.7 MPa 压力下缓慢旋转90°打开上阀杆，测定30 min 样品浆的滤失量［12-17]。

从表3 可看出，基浆的砂床滤失量为全漏失，随随钻堵漏剂加量增加，钻井液的流变性增大，随钻堵漏浆的砂床漏失量下降，漏失时间缩短，表明随钻堵漏剂的封堵效果越好；7%刚堵+3%随堵比5%刚堵+2%随堵封堵效果更好，但其流变性能较差。从钻井液的流变性能控制和随钻堵漏剂封堵效果综合考虑，选择5%刚性堵漏剂+2%纤维类堵漏剂组合作为苏维依组漏层的防漏堵漏剂方案。随钻堵漏剂对钻井液流变性的影响是暂时的，堵漏剂被地面固控设备清除后，钻井液流变性也随即恢复。

表 3 堵漏剂的封堵和配伍性能评价Table 3 Evaluation on the plugging and compatibility of lost circulation agent

3 现场应用

ZQ2 井为塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带中秋段一口重点预探井，完钻井深6 456.22 m。三开因膨胀管技术不能实现，改用水基钻井液体系钻进，并将三开原设计中完井深5 575 m 改为钻至库姆格列木盐顶中完(实际中完井深5 827 m)，采用吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层套打技术，增加了该井水基钻井液的施工难度。在地面配制三开水基钻井液420 m3，用二开钻井液钻完水泥塞后，一次性替入三开水基钻井液。三开钻井过程中，因该钻井液体系良好的抑制性，以及抗“盐、膏、泥”污染能力，钻井液性能稳定(与邻井ZQ102井钻井液性能相比，流变性能更稳定，动切力和终切更低，见表4)，岩屑代表性好，棱角分明，井眼畅通，防漏措施得当，大大降低了ZQ2 井吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层套打的风险，特别是过往盐膏层高密度水基钻井液遭遇的流变性失控、钻头泥包、“软泥岩”堵塞出口管汇，甚至被迫中途转换油基钻井液等诸多问题面前，该井的成功应用对盐膏层高密度水基钻井液技术的推广显得更加具有现实意义。