滨44X井钻井液井壁稳定技术

仇博识，龚 伟，周晓轩，邱春阳

中国石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院，山东 东营 257000

滨44X井位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带的西坡，设计井深4 100 m。该井是胜利油田重点评价井，钻探的目的是向北扩大滨438井区沙河街组含油气范围。滨44X井区地层岩性复杂，多口井在钻进过程中都曾遭遇到阻卡情况，严重阻碍了该区块的勘探步伐。为了保证滨44X井钻探成功，优选了聚磺抗高温防塌钻井液体系，针对不同地层的岩性特点，采用相应的现场钻井液维护处理工艺，顺利钻至目的层。滨44X井的成功钻探，可为胜利油田在济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带的西坡滨44X井区的勘探开发提供科学依据。

1 工程地质状况

滨44X井设计井深4 100 m，一开用φ444.5 mm钻头钻至井深283 m，下入φ339.7 mm表层套管至281.45 m；二开用φ311.2 mm钻头钻至井深3 002 m，换φ215.9 mm钻头打口袋至井深3 014 m，下入φ244.5 mm技术套管至2 940 m；三开用φ215.9 mm钻头钻至井深4 084 m完钻，钻井周期85.83 d，完井周期113 d。

滨44X井位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带西坡滨44X井区，该井区地层自上而下为发育平原组(0～260 m)、明化镇组(260～1 110 m)、馆陶组(1 110～1 505 m)、东营组(1 505～2 164 m)、沙一段(2 164～2 506 m)、沙二段(2 506～2 744 m)、沙三段(2 744～3 642 m)和沙四段(3 642～4 082 m)。

2 钻井液技术难点

1)沙一段以上地层黏土矿物含量高，特别是沙一段的蒙脱石含量很高，沙二段顶部紫红色泥岩造浆性强，施工中钻井液滤液在钻头破碎岩石时渗入地层中，导致地层中的黏土矿物水化。这会造成两个严重后果：一是钻井液体系黏度和切力急剧升高，钻井液流变性难以控制，最后导致井眼被“糊住”，造成严重的起下钻阻卡；二是黏土矿物水化后膨胀，井径变小，会导致起下钻遭遇阻卡。

2)二开采用φ311.2 mm钻头开钻，裸眼段长达3 000 m，上部地层压实性差，施工中机械钻速高，钻头产生碎屑量大，钻井液在大尺寸井眼中环空上返的速度低，井眼净化效率低。如果岩屑不能及时携带出井眼，则会造成钻头重复破碎，轻则导致施工进度降低，重则会造成泥包钻头。

3)沙河街组地层层理性极强，地层孔隙及微细裂缝发育快。施工中钻井液滤液在压差作用下侵入到地层层理、孔隙及裂缝中后，导致地层岩石胶结强度降低，井壁会剥蚀掉块，最终在施工中会出现起下钻阻卡的现象。相邻的井——利57井、利67井等多口井在钻至沙河街组后出现不同程度的坍塌掉块，井壁失稳现象频繁。

4)三开裸眼段井身轨迹差，3 806～3 885 m为纠斜井段，井斜从9.88°降至1.50°，存在一定的“狗腿度”，导致起下钻遭遇阻卡，钻井液体系的润滑防卡技术难度大。

3 钻井液体系选择

3.1 钻井液体系选择思路

为确保滨44X井钻井施工顺利，使用的钻井液体系必须具备如下特点：①钻井液体系抑制性好，能够抑制上部地层黏土矿物的水化膨胀，防止地层造浆；②钻井液体系封堵性能好，能够对沙河街组地层层理、孔隙及微细裂缝进行有效封堵，防止井壁失稳；③钻井液体系滤失量低，并且滤失量容易控制，能够降低易水化泥岩的水化趋势；④钻井液体系流变性好，能够满足工程提速提效的要求；⑤钻井液体系具有一定的润滑性，能够防止起下钻阻卡事故发生。

3.2 钻井液体系配方

通过调研国内深井及超深井钻井液技术[1-6]，结合邻井钻井液体系使用情况，针对滨44X井地层岩性和施工中的技术难点，依据钻井液体系优选思路，优选了聚磺抗高温防塌钻井液体系，体系基本配方如下：30～50 g/L膨润土+2～4 g/L聚丙烯酰胺PAM+3～5 g/L烧碱NaOH+20～30 g/L抗高温抗盐防塌降滤失剂KFT+20～30 g/L磺化酚醛树脂SMP-1+20～40 g/L弱荧光磺化沥青ZX-8+20～30 g/L弱荧光井壁稳定剂HQ-1+20～40 g/L聚合醇润滑防塌剂+5～10 g/L硅氟稀释剂+1～5 g/L表面活性剂。

4 现场钻井液技术

4.1 二开钻井液技术

1)钻进时不断加入质量浓度为1～3 g/LPAM胶液，用来絮凝出口钻井液中的黏土类固相。井深1 570 m处减少PAM的加量，加快地层的造浆速度。在漏斗黏度较为合适后，用水解聚丙烯腈铵盐(NH4HPAN)调整钻井液流变性。

2) 按全井加量逐步加入10 g/L无荧光防塌剂PA-1、10 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂KFT和10 g/L羧甲基磺化酚醛树脂SD-101，将中压失水控制在12 mL左右。

3)钻至东营组底部，继续按全井加量逐步加入10 g/L羧甲基磺化酚醛树脂SD-101、10 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂 KFT、10 g/L弱荧光井壁稳定剂HQ-1，将中压失水控制在6 mL以内。

4)进入沙河街组后，提高聚合物PAM胶液加量，同时加入5 g/L胺基聚醇，提高钻井液抑制性，控制红泥岩的造浆，维护钻井液性能的稳定。同时开启除砂器、离心机，尽量清除劣质固相，保持钻井液的黏土含量在合理的范围，同时配合适当短起下钻措施，保证井眼的畅通。

5)进入沙三段后，按全井加量逐步加入10 g/L无水聚合醇、20 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、20 g/L羧甲基磺化酚醛树脂SD-101和 20 g/L多元醇防塌剂，增强钻井液体系的封堵防塌能力，防止硬脆性地层掉块、垮塌。

6)中完后，充分循环，用0.5 t弱荧光井壁稳定剂 HQ-1、0.3 t 抗盐降滤失剂WFL-1配制封井液封住裸眼段下部2 000 m，保证电测和下套管作业顺利。二开钻井液性能如表1所示。

表1 二开钻井液性能

4.2 三开钻井液技术

4.2.1 钻井液预处理

1)三开井段设计钻井液密度为1.25～1.80 g/cm3，高密度钻井液流变性能较难控制。合理的膨润土含量是保证高密度钻井液流变性的前提。现场通过离心机清除和加入PAM稀胶液的方法将膨润土含量控制在40～45 g/L。

2)加入5 t磺化酚醛树脂SMP-1、2 t弱荧光井壁稳定剂HQ-1、2.5 t抗盐降滤失剂NFN-1、2.5 t抑制剂NFJ-1、2 t抗温抗盐防塌降滤失剂KFT，保证防塌剂和降滤失剂的含量充足，将体系转化为聚磺抗高温防塌钻井液体系；按循环周加重至1.28 g/cm3，充分循环，待钻井液性能达到设计要求后开钻。

4.2.2 井壁稳定技术

1)保持合适的钻井液密度，提供必要的力学支撑，使其和井壁压力实现近平衡。进入三开井段后，根据地层压力设计并充分结合钻进实际情况，适时调节钻井液密度，保持地层具有适当的正压差，以防井壁坍塌掉块；但密度也不能太大，以防黏附卡钻和压漏地层。

2)保持良好的流变性能。在三开易塌井段，通过流型调节措施，将钻井液的动塑比控制在0.4～0.45 Pa/(mPa·s)，减弱钻井液液流对井壁的冲蚀作用；同时在保证携岩和井眼清洁能力的情况下，尽量保持钻井液的低黏度和切力，减弱压力激动对井壁稳定的影响。

3)提高钻井液滤液的抑制性，抑制泥页岩水化分散。及时补充质量浓度为3～5 g/L PAM胶液，保证其在钻井液中含量充足，提高钻井液的抑制性，抑制泥页岩水化膨胀。

4)强化物理封堵，主要通过加入20～30 g/L聚合醇润滑防塌剂和30 g/L磺化沥青改善泥饼质量，使得钻井液体系能够在井壁上形成低渗透、强韧性的泥饼，真正封堵地层层理、孔隙和微细裂缝。

5)降低高温高压滤失量。钻至沙三段中和沙三段下地层，补充10～20 g/L弱荧光磺化沥青ZX-8、10～20 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、10～20 g/L磺化酚醛树脂SMP-1 、10～20 g/L聚合醇润滑防塌剂等处理剂，将高温高压滤失量控制在8～10 mL，减弱泥页岩的水化。

6)工程上保持合适的环空返速，下钻到底后小排量开泵顶通循环，慢慢提高至正常排量，防止激动压力过大造成井壁憋塌、憋漏。

4.2.3 润滑防卡技术

1)固相控制。为有效控制固相，保证钻井液中聚合物PAM含量充足，抑制钻屑水化分散，同时利用固控设备及时清除无用固相，三开振动筛的筛布孔径0.125 mm，保证除砂器和离心机的使用率，尽量清除劣质固相。

2)补充足量的润滑剂，改善泥饼质量。在固相控制的基础上，形成薄而致密的泥饼是提高钻井液润滑性的关键。随着钻进的进行，加入足量的降滤失剂、防塌剂等，降低钻井液滤失量，有效地减少泥饼厚度和渗透性，同时提高无水聚合醇润滑剂和沥青类材料的加量，改善泥饼的润滑性，起到降低摩阻的作用。

3)工程上勤搞短起下钻，刮掉吸附在井壁上的虚厚泥饼，畅通井眼，以破坏可能形成的键槽，防止卡钻。

4.2.4 完井作业技术

1)通井循环，配制硅氟稀释剂碱液，配方为m(硅氟稀释剂GX-1)∶m(NaOH)∶m(水)=2∶1∶10，下钻到底按循环周均匀加入，在后效段适当增加稀释剂的量，具体加量视钻井液性能而定，保持钻井液具有合适的流变性。

利用我国各地区经济发展水平和人口老龄化程度的差异化，实现产业梯度转移。中西部省市应利用老龄化程度相对较低，土地等生产要素成本较低等特点，大力进行基础设施建设，引导当地劳动力在当地就业，创造良好的投资环境，及时将劳动力密集型产业的外商直接投资向中西部地区转移。同时，东部地区应努力致力于产业结构的升级，利用前期的资金和人才积累，充分发挥当地购买力较强市场巨大的优势，吸引外商直接投资于资本密集型和技术密集型产业。

2)同时补充3～5 g/L聚合物胶液，保证钻井液中聚合物的含量，提高钻井液抗污染稳定性。

3)工程上，下钻时分段开泵循环钻井液，在套管鞋内开泵循环1次，裸眼段分2次开泵循环钻井液，防止下钻到底开泵困难；循环过程中，在保证井下安全的前提下，尽量提高排量，充分净化井眼。

4)循环干净后，起钻之前，配制封井液封裸眼井段，封井液配方：50 m3井浆+0.5 t 磺化酚醛树脂SMP-1+0.5 t 抗温抗盐防塌降滤失剂KFT+3 t固体润滑剂+1 t 抗盐降滤失剂WJH-1。三开钻井液性能见表2。

4.3 复杂情况处理

4.3.1 复杂情况简介

滨44X井钻至井深3 884 m，钻井液流变性变差，稍微静止后，钻井液迅速稠化。对钻井液滤液分析结果见表3。由表3可知：钻井液滤液中的 HCO3-和CO32-含量过高，说明体系被严重污染。

4.3.2 原因分析

本井为重点评价井，鉴于发现油气显示的需要，施工中钻井液密度一直控制在设计下限。在钻井液静止及起钻过程中，钻井液液柱压力低于地层流体压力，造成地层流体侵入钻井液中。从地质录井气测显示看，后效段CO2的含量维持在2%～5%，正常钻井时也达到0.3%～0.5%，导致地层流体污染钻井液。

表2 三开钻井液性能

表3 HCO3-和CO32-含量

4.3.3 处理措施

现场通过小型试验确定处理措施：

1)用稀释剂配制胶液两罐，共20 m3，配方为10 m3清水+0.1 t聚丙烯酰胺PAM+0.3 t烧碱NaOH+0.5 t硅氟稀释剂SF-1，按循环周加入钻井液中，降低钻井液体系的黏度和切力。

2)按循环周加入CaO，使之和CO32-和HCO3-反应生成CaCO3沉淀，以化学方法除去HCO3-和CO32-。

按上述措施处理后，由于污染严重，没有达到预期的效果，钻井液流变性没有得到好转,故重新制定改进措施如下：

1)配制稀释剂碱液，配方为m(硅氟稀释剂GX-1)∶m(NaOH)∶m(水)=2∶1∶10，共10 m3，降低钻井液黏度和切力，为减少处理量，处理前回收受污染钻井液60 m3。

2)钻井液黏度和切力降低之后，混入新配制的钻井液40 m3，补充钻井液总量。

3)以浓胶液的形式补充聚丙烯酰胺PAM，并保持含量在3 g/L以上，增强钻井液的胶体稳定性。

4)在钻井液中加入0.6 t表面活性剂Span 80，增强钻井液体系的抗温能力。

5)保持钻井液pH在11以上，使HCO3-尽量转化为CO32-。

6)补充CaO乳液，保持钻井液中Ca2+的含量，足以除去HCO3-和CO32-。

7)及时补充弱荧光磺化沥青ZX-8、抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、磺化酚醛树脂SMP-1和聚合醇润滑防塌剂，增强钻井液体系的封堵防塌能力。

4.3.4 处理效果

经过上述处理，钻井液流变性恢复，处理前后钻井液性能如表4所示。

表4 处理前后钻井液性能

5 结论和建议

1)聚磺抗高温防塌钻井液体系抑制性好，悬浮携带能力强，解决了二开大井眼易造浆地层的携岩问题，二开施工中井壁稳定，起下钻畅通无阻。

2)聚磺抗高温防塌钻井液体系封堵性好，抗温性强，通过合理密度支撑及薄韧泥饼封堵措施，解决了沙河街组的井壁失稳难题，施工中偶见剥蚀掉片外，无井塌现象，井壁稳定。

3)聚磺抗高温防塌钻井液体系润滑性能好，虽然三开由于工程纠斜出现“狗腿度”，但是起下钻畅通无阻，电测顺利，无遇阻显示。

4)沙河街组地层存在层理、裂缝和微小孔隙，局部井段发育油泥岩和红泥岩，易水化缩径，必须保证封堵防塌剂的含量，同时采取合理的钻井液密度，这样才能保证井壁稳定。

5)该井钻井液遭遇CO32-及HCO3-污染，建议今后钻探中适当提高钻井液密度，保证在静止时钻井液液柱压力与地层孔隙压力相平衡。