低活度强封堵钻井液体系在准中2区的研究与应用

2019-06-03冯光通刘宝锋张守文

承德石油高等专科学校学报 2019年2期

于雷，冯光通，刘宝锋，张守文

(1.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017;2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司，山东东营 257017)

准中2区位于准噶尔盆地中央坳陷东道海子北凹陷的东段，主要含油气层系为侏罗系和白垩系。2004年完钻的成1井获得重大油气突破，展示了中部2区块的有利勘探前景。由于该区块侏罗系地层岩性复杂，井壁失稳问题突出，井径扩大率难以控制，严重制约了该区块的勘探开发速度与质量[1-2]。在分析准中2区块井壁失稳问题的基础上，研选了低活度强封堵钻井液体系，并在新近部署的预探井成斜2井进行了应用，通过采用“适度降低活度+高效致密封堵”稳定井壁技术[3-7]，解决了成斜2井侏罗系地层井壁失稳难题，保证了成斜2井的顺利施工，达到了钻探目的，并为该区块后续施工提供了良好的借鉴。

1 技术难点

1)侏罗系地层泥岩、碳质泥岩、煤层及煤线发育，局部泥煤互层。煤岩胶结性差，抗压、抗拉强度弱，脆性大，受到钻具撞击与钻井液冲刷时易坍塌；头屯河组和西山窑组发育大段泥岩，黏土矿物中伊蒙混层含量高，水化膨胀性强且不均质，三工河组泥岩和碳质泥岩较硬，易发生硬脆性及应力性垮塌。

2)准中2区部分井型为定向井，斜井段处于侏罗系，定向井段钻时慢，钻井周期长，钻井液浸泡时间长，大大增加了斜井段的井壁稳定难度；同时，定向钻进起下钻次数多，井筒反复经受抽吸和激动压力变化，进一步加剧了井壁不稳定性[8-9]。

3)本井为定向井，钻具与井壁接触面积大，钻进过程中摩阻和扭矩大，极易造成托压，导致定向困难，钻井液润滑防卡难度大[2]。

2 钻井液优选思路

在资料调研基础上，结合邻近区块钻井液现场施工技术，针对准中2区块地层岩性特点及钻井液技术难点，进行了钻井液体系优选，以保证侏罗系地层钻进过程中的井壁稳定、井眼润滑与储层保护。钻井液体系优选思路如下：

1)降低钻井液活度，减缓渗透水化。针对泥岩易水化膨胀、分散的特点，通过使用活度调节剂适度降低钻井液活度，降低渗透压，减缓泥页岩的渗透水化速度，同时配合小分子的有机胺和大分子聚合物聚丙烯酰胺钾盐，多元协同增强钻井液体系的抑制性，有效防止井壁失稳[10-11]。

2)纳微颗粒协同封堵，降低滤液侵入。针对泥岩、煤岩微裂缝、层理发育的特点，通过优化多级配填充封堵剂的粒度，使其粒度分布与微裂缝尺度相匹配，同时通过添加乳化石蜡等纳米级颗粒[12]，使钻井液体系在井壁上形成薄而致密的不渗透封堵层，封堵填充层理、孔隙和微裂缝，减缓甚至隔绝钻井液和地层之间的压力传递，确保井壁稳定。

3)选用合理密度，提高有效力学支撑。力学支撑是解决泥岩硬脆性及应力性垮塌的有效手段之一。根据准中2区已完钻井实测地层压力情况，确定合理的钻井液密度，钻进中保证对地层的正压差，通过钻井液液柱压力平衡地层坍塌压力，达到防止井壁坍塌的目的。

3 钻井液体系及性能评价

3.1 钻井液活度的确定

取准中2区某井头屯河组岩心，粉碎、筛选6-10目岩屑后在不同活度的钻井液中进行了滚动，考察了钻井液活度对岩屑回收率的影响。实验结果见图1。由图1可知，当钻井液活度小于0.95时，岩屑回收率均在85%以上，而当钻井液活度大于0.95时，岩屑回收率急剧下降，考虑钻井液成本等因素，确定钻井液活度控制在0.95左右。

在确定钻井液活度后，经过处理剂优选及性能优化，确定了低活度强封堵钻井液体系的配方如下：

3%～4%膨润土+0.3%～0.5%烧碱+0.3%～0.5%有机胺+0.1%～0.2%聚丙烯酰胺钾盐+0.2%～0.4% 天然高分子降滤失剂+10%～15%活度调节剂+0.3%～0.5% 改性铵盐+0.3%～0.5%磺酸盐共聚物降滤失剂+2%～3%磺化酚醛树脂+3%～5%胶乳沥青+1%～2%抗高温防塌降粘降滤失剂+2%～3%多级配填充封堵剂+0.5%～1%乳化石蜡+3%～5%润滑剂。

3.2 常规性能评价

室内评价了体系的常规性能，实验结果见表1。

表1 低活度强封堵钻井液体系基本性能

注：老化条件为150 ℃，滚动16 h。

由表1可知，低活度强封堵钻井液流变性好，中压和高温高压滤失量均较低，有利于携岩和稳定井壁。

3.3 抑制性能评价

取邻近区块董8井头屯河组泥岩岩屑，用压力机在12 MPa下压制5 min制得岩心柱。考察了低活度强封堵钻井液抑制岩屑膨胀能力，并与聚磺防塌钻井液、模拟地层水进行了对比，实验结果见图2。

从图2结果可以看出，低活度强封堵钻井液滤液抑制性优良，对头屯河组泥岩抑制膨胀效果好于模拟地层水，远高于聚磺防塌钻井液，表明低活度强封堵钻井液体系具有优良的抑制性能。

取董8井头屯河组泥岩岩屑进行滚动分散回收实验，并与清水、聚磺防塌钻井液体系进行对比，实验结果见表2。

从表2中可以看出，针对水化分散性较强的头屯河，低活度强封堵钻井液体系的岩屑一次回收率均达到90%以上，远高于清水和聚合物钻井液体系。

表2 岩屑滚动回收率实验结果

说明该体系具有良好的抑制页岩分散的作用，对保持井壁稳定十分有利。

3.4 封堵性能评价

3.4.1 砂床封堵实验

室内通过砂床滤失仪评价了低活度强封堵钻井液体系对80～100目砂床的封堵效果，实验中低活度强封堵钻井液体系在砂床中的侵入深度仅为0.75 cm，展现出优异的封堵能力。

3.4.2 压力传递实验

采用SHM-3型高温高压井壁稳定性模拟实验装置进行了压力传递实验，分别测定灰色空白岩样、4%基浆以及低活度强封堵钻井液体系作用后的压力传递曲线来评价低活度强封堵钻井液体系的封堵性能。实验方法为将试验岩心放入岩心夹持器中，经上游试液入口泵入测试液体与岩心上端面接触，维持岩心顶端压力2 MPa，底端初始压力1 MPa，通过监测底压变化来获得试液的压力传递速率，从而评价钻井液的封堵性能。

由压力传递实验可知，低活度强封堵钻井液体系作用后传递1 MPa压差所需时间约为9.13 h，较空白岩样(约为0.51 h)和4%基浆(1.16 h)均有较大幅度的提高，传递1 MPa压差所需时间分别为空白岩样和4%基浆的17.90倍和7.87倍，进一步说明低活度强封堵钻井液体系能有效阻缓孔隙压力传递，具有较好的封堵性能。

4 现场应用

成斜2井为三开次定向井，具体井身结构为：一开Φ444.5 mm×400 m+Φ339.7 mm套管×397 m，二开Φ311.2 mm×3 250 m+Φ244.5 mm套管×3 248 m，三开Φ215.9 mm×4 475 m+Φ139.7 mm套管×4 603 m。造斜点2 000 m，最大井斜30.85°。成斜2井钻遇地层自上而下为新生界、白垩系和侏罗系，侏罗系自上而下为头屯河、西山窑、三工河、八道湾组。

4.1 主要工艺技术措施

1)二开上部地层以聚合物胶液维护为主，保持钻井液较低的黏切和足够的排量，提高大井眼的携带能力，同时维护良好的钻井液流动性来冲刷虚泥饼。东沟组底部对钻井液进行预处理，加入循环总量约0.7%改性铵盐调整钻井液流变性，以及0.1%～0.3%天然高分子降滤失剂初步降低滤失量。调整流变性后视进尺情况进行短程起下钻，先期畅通井眼，为进入侏罗系前逐步降低滤失量奠定基础。

2)进入侏罗系将体系转换为低活度强封堵钻井液体系，一次性加入10%的活度调节剂，并继续补充天然高分子降滤失剂加量至0.5%，铵盐加量至0.5%，控制钻井液滤失量小于12 mL。

3)三开钻进前先使用纯碱处理水泥污染，补充有机胺、活度调节剂提高体系的抑制性能，添加磺酸盐共聚物、磺化酚醛树脂、防塌降黏降滤失剂将中压失水控制在5 mL以内，高温高压失水控制在15 mL以内，并改善泥饼质量。

4)钻进过程中以循环周处理，稠胶液维护为主，钻进过程中加入聚丙烯酰胺钾盐和有机胺的胶液，钻至西山窑组前50 m，一次性加入3%胶乳沥青，同时配合磺化酚醛树脂、多级配填充封堵剂，将钻井液中压滤失量控制在4 mL以内。

5)钻进至西山窑组后，西山窑发育有煤线、煤层，极易坍塌，易发生井漏。逐步将密度从1.22 g/cm3提高到1.30 g/cm3，及时补充胶乳沥青，乳化石蜡和多级配填充封堵剂，进一步提高钻井液的封堵防塌能力。西山窑组煤层易坍塌破碎，在钻进过层中，逐步混入护好胶水化好的膨润土浆提高钻井液黏切，改善钻井液流变性，控制动塑比在0.6左右，初切控制在7Pa以上，减少对井壁的冲刷。

6)随着井深的增加，到4 000 m后，提高钻井液中磺化酚醛树脂的含量，增加钻井液的抗温性能，配合磺酸盐共聚物的使用，进一步控制钻井液中压滤失量在4 mL以内，高温高压失水控制在12 mL以下，提高钻井液中多级配填充封堵剂和胶乳沥青的含量，改善泥饼质量，加强封堵防塌，同时加入极压润滑剂，进一步增加钻井液的润滑防塌性能。

7)钻进到4 149.5 m进行取心作业，在起钻前充分循环，使用稠浆清洁井眼，配制40 m3结构力强的润滑防塌封井浆封闭井底，取心筒顺利到底，取心进尺2.0 m，出芯2.0 m，收获率100%。

8)钻至设计井深后，用稠钻井液将钻屑携带干净后，短起下保证井眼畅通，同时配制性能优良的润滑封堵防塌钻井液80 m3封井，完井电测施工顺利。