抑制型高密度钻井液在魏535 井的应用

忽建泽

中石化华北石油工程公司河南钻井分公司，中国·河南 南阳 473132

魏岗；高密度；抑制型；井涌；流变性

1 引言

魏岗油田位于中国南阳凹陷魏岗-北马庄断鼻构造带上，东邻牛三门凹陷带，南面以新野断裂为界，北部与唐岗-高庄断裂背斜构造带为邻。地层以泥岩为主，夹浅灰细砂岩，含砾砂岩等。地层粘土成分比例大，蒙脱石含量高,易引起钻头泥包、起下钻阻卡，高密度井稍有不慎极易造成卡钻；上部廖庄组疏松，流砂层易坍塌；目的层地层压力高，极易发生水侵，发生溢流、井塌等井下复杂情况。[1]

2 魏岗油田高密度钻井液技术难题

高密度钻井液本身具有固相含量高、固相颗粒分散程度高、自由水少、侵入的钻屑不易清除等特点，加上魏岗油田地层造浆严重，钻遇超高压油气层时，地层水二次污染钻井液，使钻井液性能变差。因此高密度钻井液在应用过程中存在以下技术难题。

（1）加重剂可选余地少，须在用量较低的情况下达到高密度效果。

（2）地层造浆严重，在固相含量较高的条件下膨润土最佳限量难以把握，固控设备受限，地层造浆严重影响钻井液的流变性。

（3）高密度钻井液流变性能调节难度大，钻井液综合性能要求高，易顾此失彼。

（4）受注水影响，高密度钻井液抗可溶性盐及酸性气体等的污染能力差。[2]

3 室内评价实验

3.1 流变性评价实验

3.1.1 实验配方

1#：预水化15%膨润土浆+自来水+0.3%BLZ-1+1%NH4-HPAN+1.8%SMP-II+1.8%HFT+1.8%DWF-1+1.8%SPNH+重晶石粉

2#：预水化15%膨润土浆+自来水+0.3%BLZ-1+1%NH4-HPAN+3%SMP-II+3%HFT+3%DWF-1+3%SPNH+重晶石粉

3#：预水化15%膨润土浆+自来水+0.3%BLZ-1+1%NH4-HPAN+2.4%SMP-II+2.4%HFT+2.4%DWF-1+2.4%SPNH+1%GF260+重晶石粉

4#：预水化15%膨润土浆+自来水+0.3%BLZ-1+1%NH4-HPAN+4.5%SMP-II+4.5%HFT+4.5%DWF-1+4.5%SPNH+1%GF260+重晶石粉

3.1.2 实验条件

膨润土浆高速搅拌20分钟水化24小时，处理剂先配成胶液高速搅拌20分钟然后混入适量膨润土浆再高速搅拌20分钟测性能。

3.1.3 实验数据如表1所示

表1 实验数据表

3.1.4 实验结论

膨润土含量在加重浆中的含量在20-30g/l，对加重浆流变性影响不大，膨润土含量超过30g/l，流变性变差。

3.2 抑制性评价实验

采用页岩滚动回收率法来评价处理剂的抑制性。结果如表2所示。

表2 80℃滚动16小时后回收率

从表2可以看出：6#号配方滚动回收率最高，说明该配方对泥页岩抑制性最好。

3.3 润滑性能评价试验

取现场未做润滑处理的钻井液作基浆，分别加入不同的润滑剂，测其摩阻系数的变化，结果如表3所示。

表3 钻井液润滑性实验

由表3可以看出，井浆中加入一定浓度的乳化石蜡、RT-1和白油润滑剂后，摩阻系数均有所降低，5#配方摩阻系数降低幅度最大。说明该配方润滑防卡能力较强。

4 魏535 井

4.1 基本情况

魏535 井是中国河南油田部署在南襄盆地南阳凹陷魏岗油田一二区I 断块的一口采油定向井，设计井深1819m，完钻井深1409m，由40503HB 钻井队承钻。

4.2 井身结构

表4 魏535 井井身结构

4.3 钻井液难点

4.3.1 临井注水压力高、局部压力异常

相邻注水井魏214和魏2144 井H2 Ⅱ7号层累计注入7.9×104m3水。由于注入后一直没有受效井，压力憋存在该层未有效释放，局部异常压力较高，设计密度为1.80-2.00g/cm3。溢流发生后，溢流量最高达140m3/h 以上，注水层互相串层，2.0g/cm3的钻井液密度不能平衡地层压力。

4.3.2 超高密度钻井液维护困难

超高密度钻井液的核心问题是如何优化控制流变性、滤失量、润滑防卡和沉降稳定性等主要性能指标。由于超高密度钻井液体系中聚合物的加量对钻井液的流变性影响很大，聚合物加量控制不好会促使表观粘度、塑性粘度和切力大幅上升，钻井液流动性很差，直至滴流。在施工中，受到原材料设计及采购周期限制，只能通过改善工艺来改善流动性，包括使用低粘土配浆，尽量减少钻井液中的土质含量；在满足悬浮沉降的条件下，减少聚合物类处理剂加量；选用优质的高密度降粘剂来控制流变性；采用多种降失水剂复配及石墨粉填充优化内泥饼质量，降低失水；以及固体、液体润滑剂复配来保证润滑性能。[3]

4.4 钻井液维护措施

打开高压水层后，钻井液密度超过1.85 g/cm3后逐步转化为抑制性高密度钻井液体系。

（1）配方： 2%膨润土+0.1%纯碱+0.2%烧碱+0.3%高分子抑制包被剂+ 1%NH4-HPAN+ 6%SMP+ 6% SPNH+ 3% DWF-1+3%SPC+1%RT-1+3-8%白油润滑剂+2-3%乳化石蜡+1%GF260+ 加重剂

（2）转磺前倒一部分钻井液到备用罐以降低膨润土含量（1.5%左右为宜），配胶液6%SMP+ 6% SPNH+ 3% DWF-1+3%SPC 备用。

（3）高密度钻井液由于固相含量高，导致钻井液增稠，粘切上升，内摩擦大，流变性不易控制等难题，给钻井施工带来困难。首先要用高密度降粘剂降低粘切，改善流变性能。

（4）钻进中及时补充高分子抑制包被剂胶液，保持合适的聚合物浓度，增强钻井液的抑制性。

（5）调整钻井液润滑剂加量在5%-8%之间，复配使用白油润滑剂、固体润滑剂、乳化石蜡，降低摩阻，保证钻井液润滑防卡能力。

4.5 溢流复杂情况处理

（1）钻进至1303m 循环，按照施工方案进行提密度 (1.25 g/cm3提至1.33g/cm3，坐岗工发现溢流,溢流量4-5m³/h)，加重至1.40g/cm³无溢流，继续加重至1.60g/cm³起钻甩螺杆和定向仪器。

（2）钻至1400m 测量钻井液密度由1.85g/cm³降至1.76 g/cm³，粘度76S 降至67S。钻至1409.19m 停泵观察，溢流量20 m³/h，密度由1.76g/cm³逐步降至1.71 g/cm³，粘度67S 降至50S，溢流量上涨至50m3/h，关井后套压瞬间上升至7.2Mpa，后逐渐稳定在12Mpa。后经过两次压井，保持密度2.34-2.36g/cm3，粘度80-100s，失水3.6ml。循环划眼过程中，出现线性溢流、井漏现象，划眼至1370m 漏速达到16m3/h，后逐步减小，调整密度至入口2.31g/cm3，出口2.28-2.30g/cm3，及时补充钻井液量，循环、划眼正常。

4.6 魏535 井钻井液性能

井深(m) 密度(g/cm3)粘度(S)PV（mPas）YP(Pa) FL(ml) PH G"(Pa)510 1.13 38 701 1.14 42 14 7 9 8 2/6.5 903 1.18 52 20 9 9 8 3/9.5 1108 1.17 55 20 13 9.2 8 4/14 1191 1.26 66 23 16 8.2 8 4.5/15 1302 1.35 45 20 10 4.8 8.5 3/8 1302 1.60 46 1380 1.85 86 36 19 12 7.5 8/27 1409 2.15 105 41 22 18 8 12.5/30 1409 2.36 88 111 18 3.8 9 7.5/19

5 结语

魏岗油田强造浆地层给高密度钻井液的流变性及其它性能带来非常不利的影响。通过改进钻井液体系配方来改善钻井液流动性，同时加强使用固控设备减少钻井液中的土质含量，避免性能大幅波动。由于超高密度钻井液体系中聚合物的加量对钻井液的流变性影响很大，聚合物加量控制不好会促使表观粘度、塑性粘度和切力大幅上升，钻井液流动性很差，根据密度高低，分段采用聚合物钻井液体系和抑制性高密度钻井液体系，在满足悬浮防沉降的条件下，尽量减少聚合物类处理剂加量，磺化处理剂的使用能有效解决聚合物钻井液膨润土、岩屑溶限低问题。[4]强造浆地层聚合物的抑制性非常重要，优选高分子处理剂是关键。使用了高密度降粘剂能显著改善钻井液的流变性，使粘度、切力降低，但高密度钻井液的流变性调控还要综合考虑钻井液的其它性能，如滤失造壁性、润滑性，以及定向工艺，满足工程、地质要求，避免出现其它复杂情况。