坨斜208井地质岩性 特点及相应的钻井液技术应用

文/李庭银 张大力，胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司

1 引言

本井区位于宁海古冲沟内，古冲沟长期继承性发育，具有形成多层系叠合连片砂砾岩群的沉积条件；该区发育的断层、砂体、不整合面成为油气运移的良好通道，且与南部洼陷烃源岩沟通良好，运移条件好，易造成井塌、井漏等复杂情况。

2 背景介绍

该成果主要通过分析坨斜208区块地质岩性特点，有针对性的提出钻井液的处理维护要点，采用欠饱和盐水钻井液体系，成功解决了钻时慢、井壁上糊下掉、起下阻卡、电测阻卡等井下复杂情况，为提高钻速、增加效益等提供了良好的技术方案和参考数据。

3 主要内容

3.1 地质概括及特点

3.1.1 东营组及以上地层

本地层成岩性差、岩性松散，泥岩含有大量蒙脱石，易吸水膨胀及造浆性强.

3.1.2 沙一、沙二段

岩性特征：该区沙二段岩性主要为不等粒、中粒、细粒硬砂岩，次为长石细砂岩、粉砂岩。石英含量平均为40%，长石33%，岩屑2 7%，石英含量与长石+岩屑含量的比值仅为0.67，小于1。粒度中值为0.16-0.22mm 平均0.20mm，属细砂粒级。泥质含量较高，为6.08%，颗粒磨园度为次棱状，结合岩屑含量大于25%；

3.1.3 沙三段

3.1.3.1 岩性以暗色泥岩为主，胶结类型以孔隙式胶结为主，胶结物以铁方解石、铁白云石为主，部分含有少量增生石英和高岭石，杂基以泥质为主，平均含量为4.0%。

3.1.3.2 根据取芯井岩心分析资料统计，沙三下为深灰色泥岩、灰质泥岩、夹灰褐色油页岩；

3.2 相应的钻井液技术措施的制定与实施

3.2.1 东营组及以上地层：注重固控设备的使用，振动筛筛布采用180目、使用两台离心机同时运转；二开加入1%的氯化钙，并保持钙离子含量达到1500～2000ppm，同时加大聚合物的含量，保持在0.5%左右，钻井液中要加足清水，尽量降低自然密度，使其1.10g/cm3、粘度35s以下； 在进入东营组后，聚胺的含量大于0.6%，严格控制固相含量低于8%，自然密度不大于1.12g/cm3，控制钻井液中粘土含量在40～60g/L，另一方面，利用聚胺大分子特有的性质，大量加入的同时，也可改善钻井液的润滑性；同时，为改善钻井液流型，可加入0.5%的改性铵盐；

3.2.2 东营组及沙一段的钻井液转型及性能处理与维护：

3.2.2.1 处理：在钻进至东营组下部井段后开始对钻井液进行性能调整并转型为欠饱和盐水钻井液体系，主要以护胶为主；转型前调整如下：0.2%纯碱+0.5%烧碱+3～5%抗盐防塌降粘降滤失剂+1.0%天然高分子降滤失剂+0.5%石墨粉。使钻井液粘度保持在35～40秒之间，中压滤失量小于4ml，调整泥饼质量薄而致密、坚韧、润滑性能好，PH值9左右，动塑比维持在0.48左右；转型中，加入烧碱1吨、氯化钠35吨、氯化钾15吨；经测量坂土含量51g/L、漏斗粘度41s、中压滤失量4.2ml、PH值9.5、氯离子含量89800mg/L;

3.2.2.2 维护：聚丙烯酰胺加量应严格保持不低于0.6%，一方面增强钻井液对地层造浆作用的抑制，另一方面提高钻井液的剪切稀释与润滑作用；

3.2.3 东营组至沙二段：沙一与沙二段交界处含膏泥岩，钙离子在500mg/L左右，对钻井液粘度影响大；采用0.2%纯碱+1%抗盐防塌剂+0.5%天然高分子降滤失剂进行处理； 沙二段含有三段火成岩，影响钻时，最慢可达40min/m，对钻井液没有影响；塑性泥岩含量相当高、粘度难控制，易发生缩径现象，降低中压滤失量通常采用0.3%烧碱 +1%天然高分子降滤失剂+1%超细碳酸钙即可，维护以0.7%聚胺为主；

3.2.4 沙一段与沙二段的钻井液性能调整：加入2%抗盐防塌剂+0.5%天然高分子降滤失剂++1%有机硅稳定剂+2%无荧光白油润滑剂+0.5%石墨粉，严格控制钻井液性能：密度1.15～1.18 g/cm3、漏斗粘度〈42s，中压滤失量＜5ml、塑性粘度16～20mpa·s、动切力8～10pa、PH值9～10；

3.2.5 进入沙三段井段的维护处理：重点是提高钻井液的防塌性、护壁性和润滑性,确保井眼稳定和良好的润滑性,以液体润滑剂为主,配合固体润滑剂,增强钻井液的润滑性,强化固控,降低摩阻。

3.2.6 进入沙三中以后，地层造浆率有所降低。

3.2.7 钻屑的携带与井筒的清洁控制：整口井的钻进过程中，为尽量减少在钻屑上返过程中受钻具拍打挤压导致上返困难,堵塞环空,或钻屑过度破碎分散,影响泥饼质量,增加摩阻等问题,进一步提高钻井液的包被抑制能力,保持钻屑的完整性,提高钻井液的润滑性,降低钻屑间的连接力,同时采用较高的排量（1.8～2.0m3/min）增加紊流状态，提高钻井液对岩屑的冲刷破坏能力,加强短程起下钻作业加强刮拉破坏等；

3.2.8 完钻后，在经过起下钻作业后，钻井液粘度不超过55s，循环至少3周以后，配制大概在10m3的粘度为65s的稠浆泵入井内循环，以利于钻屑的返出；待振动筛处彻底没有钻屑后，加入2t白油润滑剂、0.5t玻璃小球、0.5t塑料小球、0.5t石墨粉封井起钻电测。

4 应用情况

通过以上的技术措施，在本井施工过程中，分析施工区域特点，成功的克服了该区块施工困难、电测阻卡等难点，钻进过程顺利、完钻时钻具摩阻不大于4～5t，电测一次成功、下套管顺利、固井质量合格、降低了井径扩大率、提高了机械钻速、降低了钻井周期，杜绝了井下复杂情况的发生、使钻井成本大大降低。

5 经济评价及推广前景

通过以上技术措施，本井在施工过程中，均未出现任何复杂情况，施工顺利，起下钻、及下套管固井均一次成功，平均节约建井周期约为12天左右，所用40型钻机每天消耗油料、水、钻具租赁等总变动费用定额标准为5.0万元/天。

每口井节约：5.0*12=60（万元）。