渤斜931井复杂地层钻井液体系研究

2022-10-18邱春阳李希君朱福军赵忠亮

精细石油化工进展 2022年5期

邱春阳，李希君，朱福军，王伟，赵忠亮，刘伟

中国石化胜利石油工程有限公司钻井液技术服务中心，山东东营 257000

渤斜931 井位于济阳坳陷沾化凹陷孤北洼陷带，设计井深4 154.17 m，三开裸眼井段穿越地层自上而下依次为下古生界的东营组、沙河街组（沙一段、沙二段、沙三段）；中生界；上古生界的上石盒子组（石千峰组、孝妇河段、奎山段、万山段）、下石盒子组。

渤斜931 井为三开制井身结构，轨道类型为直—增—稳型。二开在井深299.04 m 造斜，井深490.32 m 稳斜钻进，井深2 072.00 m 中完，下入φ244.5 mm 技术套管；三开采用φ215.9 mm 钻头钻至井深4 091.0 m 完钻，下入φ139.7 mm 生产套管。井底垂深3 744.76 m，水平位移1 560.17 m，最大井斜28.00°。

孤北区块上部地层施工顺利，形成了优快钻井施工工艺。但进入三开井段后，地层岩性复杂，裸眼井段穿越多套地层；三开斜井段穿越多套地层；沙河街组泥页岩易发生层理性坍塌；中生界碳质泥岩和煤线易发生脆性坍塌；石千峰组紫红色泥岩易缩径造成起下钻阻卡，钻井液稳定井壁技术难度大。此外，前期钻井过程中，由于使用的钻井液体系和地层岩石匹配性差，致使多口井钻进过程中发生井壁坍塌及起下钻遇阻等复杂情况，钻井时效低，井身质量差。因此，选用合适的钻井液体系，使其与不同地层岩石性能相匹配，才能在钻井过程中既能保持井壁稳定，又能提高钻井时效，达到优快钻井的效果。

1 钻井液体系的性能要求

1）悬浮携带能力

渤斜931 井斜井段长，定向轨迹差，钻屑在运移阻力和重力作用下容易在下井壁形成岩屑床；在停泵和排量不足的情况下，钻屑也容易堆积在下井壁，造成起下钻受阻。因此，钻井过程中要求钻井液有合适的悬浮携带能力。

2）抑制防塌能力

东营组中下部灰色泥岩、石千峰组和石盒子组紫红色泥岩易吸水膨胀，钻屑水化分散后会造成钻井液性能恶化；沙河街组、中生界和石盒子组脆硬性泥岩、碳质泥岩及煤线易出现脆性坍塌；地层存在倾角［1］，斜井段泥岩相比直井段更易坍塌。因此，钻井过程中要求钻井液具有较好的抑制防塌能力。

3）润滑防卡能力

渤斜931 井在井斜23°进入稳斜段，裸眼长达2 000 m，钻具与井壁的接触面积大，钻具在井下产生的摩阻和扭矩大，定向钻进时易出现托压现象，钻压释放易出现憋泵；起下钻易出现上提钻具悬重过大，下放遇阻的现象。因此，钻井过程中要求钻井液具有良好的润滑防卡能力。

4）封堵防漏能力

渤斜931 井在中生界及以下地层具有大段砂岩和砂砾岩，孔隙及微细裂缝极其发育，岩石对密度敏感，易出现渗漏；石盒子组蕴含高压油气，对井控安全影响重大。因此，钻井过程中必须提高钻井液密度，增强钻井液的封堵防漏能力，尽量减少渗透性漏失。

2 钻井液处理剂的优选及配方

2.1 钻井液处理剂的优选

通过调研国内复杂地层［2-8］和定向井［9-14］钻井液体系施工情况，根据三开工程地质特性以及施工中钻井液技术难点，要求钻井液必须具有抑制、防塌、封堵、润滑、抗高温的特点，据此对处理剂进行优选。

1）抑制剂的选择。由于油基钻井液成本太高，因而选择复合盐水基钻井液，将KCl 和NaCl混合，辅助胺基聚醇抑制剂，以强化钻井液体系的抑制性。

2）降滤失剂的选择。由于上部地层温度低、下部地层温度高，因而上部地层选择低黏羧甲基纤维素LV-CMC 和褐煤类药品作为降滤失剂，以调控中压滤失量；下部地层选择磺化酚醛树脂、磺酸盐共聚物等抗温抗盐类降滤失剂，以降低高温高压滤失量。

3）封堵防塌剂的选择。选择井壁稳定剂和超微细碳酸钙作为封堵剂，使钻井液能够在近井壁形成致密泥饼，以增强对地层孔隙、微裂缝及大段砂岩的封堵能力；钻进过程中，进入高压油气层前需提高易漏地层的承压能力，因而选择单向压力封堵剂、随钻承压堵漏剂、酸溶性膨胀堵漏剂等纤维类随钻封堵防塌剂。

4）流型调节剂的选择。流型调节剂能够改善复合盐水基钻井液体系的流变性。通过实验对流型调节剂进行优选，实验取二开井浆，加入复合盐，再分别加入流型调节剂改性铵盐、硅氟降黏剂SF-1、有机硅稳定剂SF-4 以及纳米二氧化硅，测量不同流型调节剂的流变性，结果如表1所示。

表1 流型调节剂的优选实验

由表1 可知：加入复合盐后，钻井液黏切增大，中压滤失量增加。加入各种流型调节剂后，均能降低钻井液黏切及中压滤失量，改善流变性。从改善流变性的程度看，效果最好的流型调节剂是有机硅稳定剂SF-4。

5）润滑剂的选择。钻进过程中要求钻井液体系润滑性好、荧光级别低，因此，选择无荧光白油和石墨粉提高体系的润滑性，以降低定向钻进和复合钻进中产生的摩阻和扭矩。

2.2 钻井液体系配方

通过钻井液处理剂的优选，根据前期施工经验，经过室内大量实验，优化钻井液体系的配方，形成了聚胺复合盐润滑防塌钻井液体系，其基本配方为：（3.5%～5.0%）膨润土+（0.3%～0.5%）烧碱+（0.3%～0.5%）聚丙烯酰胺PAM+（7.0%～8.0%）NaCl +（6.0%～8.0%）KCl +（0.5%～1.5%）胺基聚醇+（0.5%～1.5%）低黏羧甲基纤维素LV-CMC+（2.5%～4.0%）抗温抗盐防塌降滤失剂KFT+（3.0%～5.0%）磺化酚醛树脂SMP-1 +（0.5%～1.5%）磺酸盐共聚物DSP-2+（2.0%～4.0%）超微细碳酸钙+（2.0%～4.0%）井壁稳定剂+（2.0%～4.0%）无荧光白油润滑剂+（1.0%～2.0%）石墨粉+（0.5%～1.5%）有机硅稳定剂SF-4。此外，根据实钻情况，随机加入随钻堵漏剂和重晶石粉。

2.3 钻井液体系作用机理

胺基聚醇正电性强，其分子能够以最优的构象固定在黏土晶层之间，从而降低黏土矿物的吸水趋势。胺基聚醇本身具有弱碱性及弱离解性，使有机胺作用浓度一直处于平衡状态，能长效保持浓度平衡，其抑制作用具有长效性［15］。

KCl中K+能够嵌入黏土矿物的晶层间，将晶层牢牢吸附在一起，防止黏土矿物吸水膨胀。NaCl的加入提高了钻井液中自由水的活度，增加钻井液体系和岩石的配伍性，阻止体系中的自由水向地层渗透，从而进一步增强井壁的稳定性［16］。

井壁稳定剂和超微细碳酸钙复配使用，在静电吸附和压力作用下，通过提供合适的架桥填充粒子和可变形粒子，能改善钻井液颗粒级配，不但使泥饼变薄，还更为坚韧、致密，降低泥饼渗透率，起到稳定井壁、防止坍塌作用［17］。

有机硅稳定剂能够和黏土表面形成Si—O—Si键，使黏土表面吸附Si-CH3化合物，阻止黏土表面对水分子的吸附，强化了体系的抑制性。有机硅稳定剂中的羟基在黏土上发生吸附，减弱黏土颗粒间的相互作用，削弱黏土颗粒间的网架结构，使钻井液体系保持良好的流变性［18］。

3 现场钻井液施工工艺

3.1 钻井液体系配制

1）钻井过程中钻完水泥塞后，加入稀胶液（胶液配方：水+0.15%PAM+1.5%胺基聚醇），在套管里调整二开井浆流变性，使漏斗黏度降低到32 s左右、膨润土含量约40 g/L。

2）按循环周加入0.8%LV-CMC 和烧碱，调整pH 值至9.0以上，使钻井液中黏土粒子适度分散，从而保持体系的胶体强度。

3）加入2.5%KFT和3%SMP-1，增强体系的胶体强度，提高体系的抗温抗盐性能，降低钻井液的滤失量。

4）加入7%NaCl 和8%KCl，加入0.5%有机硅稳定剂，调控钻井液体系流变性。

5）加入0.5%DSP-2，降低钻井液中压滤失量。将钻井液体系充分循环，待其性能均匀稳定后开钻。钻井液体系的性能见表2。

表2 钻井液体系的性能

6）配制40 m3膨润土浆备用，配方：淡水+0.3%纯碱+0.5%烧碱+15%土粉，充分水化24 h后，加入0.2%LV-CMC 和0.3%KFT ，以增加钻井液胶体强度。

3.2 钻井液体系维护处理工艺

3.2.1 东营组钻井液体系维护处理工艺

由于地层造浆严重，需要定期补充KCl 和NaCl，再均匀加入0.25%PAM 和0.8%胺基聚醇配制的胶液。

工程中为了保证排量，利用环空高返速流体适当冲刷井壁，防止地层缩径，因此将漏斗黏度控制在38 s左右。

由于地层渗透性强、机械钻速快，为了保持钻井液流变性平稳，需要按照循环周补充预水化膨润土浆。

为了保持钻井液流变性稳定，需要将钻井液密度控制在低限，并且开动固控设备除去体系中的劣质固相。

3.2.2 沙河街组钻井液维护处理工艺

在沙河街组前50 m，加入0.5%SF-4，以调整钻井液体系流变性；加入0.5%胺基聚醇、2.0%井壁稳定剂和3.0%超微细碳酸钙，以提高钻井液体系的封堵能力，稳定井壁。

钻至垂深2 850 m 时，补充1.5%SMP-1 和1.0%KFT，以提高钻井液的高温稳定性，并且将高温高压滤失量控制在15 mL以内。

为了保持对地层的正向支撑力和对油气层正压差，防止井壁坍塌及油气污染钻井液，需要将钻井液的密度控制在设计上限。

随着井深增加，钻井液中固相含量随之增加，泥饼变厚，上提钻具时摩阻增大，因而需要加入润滑剂。不同润滑剂的成分与含量优化实验见表3。

由表3 可知：白油和石墨粉均会提高钻井液润滑性，而固体和液体润滑剂配合使用时，摩阻系数（Kf）下降明显，说明能进一步降低摩阻；当白油和石墨粉加量比例为2∶1 时，润滑效果最佳，继续增加白油含量，摩阻系数变化不大。现场按照实验比例一次性加入2.0%白油和1.0%石墨粉，润滑剂加入前后钻井液体系性能变化见表4。