哈萨克斯坦让纳诺尔油田塑性泥岩地层钻井液技术

盖靖安，王震宇，赵 晨，盖靖生，闫光荣，杜 川

（西部钻探国际工程公司，新疆 乌鲁木齐 830011）

让纳诺尔油田地处西哈萨克斯坦滨里海盆地，是中石油阿克纠宾油气股份公司在哈萨克斯坦三大勘探开发区块之一，区域构造位于东欧地台东南部的滨里海盆地东缘的扎尔卡梅斯隆起带，是由两个高点组成的一个完整背斜圈闭，目的层为石炭系的两套碳酸盐岩储层（KT-Ⅰ和KT-Ⅱ），储层埋深约为2800m 和3900m 左右，压力系数在1.10 左右。油田区域施工难点是在下二叠系孔古阶组中下部地层存在巨厚盐岩层,盐层垂直埋深1500～2450m,平均厚度750m,且盐层中间夹若干段易塑性蠕动泥岩层，由于在沉积过程中,上下盐层形成圈闭,岩石欠压实,使得以蒙脱石为主要成分的塑性泥岩具有异常高压的特点[1]。区域塑性泥岩呈软体状，粘附力极强，易粘附在钻头及井壁上，施工过程中，多口井因塑性泥岩进入井筒内，造成卡钻事故后被迫多次侧钻作业。塑性泥岩地层蠕变缩径成为制约该油田钻井提速的主要瓶颈性技术难题。近年来，通过加大钻井工程和钻井液技术攻关力度，成功解决了塑性泥岩蠕变缩径引起的钻井及起下钻阻卡问题，满足了甲方增储上产的需求。

1 工程地质概况

区域主要井身结构如下：

KT1 定向及水平井井身结构:一开：∅444.5mm×1000m+∅339.7mm×999m，二开：∅311.2mm×2350m+∅244.5mm×2349m ，三 开 ：∅216mm×3350m+∅(139.7mm+177.8mm)×3349m。

KT2 直井井身结构:一开：∅444.5mm×955m+∅339.7mm×955m ，二 开 ：∅311.2mm×2382m+∅244.5mm×2382m ， 三 开 ： ∅216mm×3900+∅168.3mm×3898m。

让纳诺尔油田自上而下分别钻遇第四系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系和石炭系；地层岩性主要为泥岩、砂泥岩、盐层、石膏、塑性泥岩、泥质灰岩和石灰岩为主。其中：下二叠系孔古阶盐层P1kg下部地层存在大段巨厚盐层、纯石膏层和塑性泥岩层。石炭系KT1 和KT2储层为碳酸盐地层，岩性主要以灰岩为主，地层内存在H2S 气体，硫化氢含量2.35%～4.55%。地层水矿化度82100～101700mg/L，水型为CaCl2型。

2 钻井液主要技术难点

（1）区域巨厚盐层厚度约750m,塑性泥岩地层厚度约2～30m 不等，区域地层压力差异性较大，地质预报误差大，导致钻井液密度调整区间难度增大。

（2）下二叠统孔谷阶中下部含有巨厚盐岩层，大段盐层溶蚀后易形成“大肚子”、“糖葫芦”不规则井眼，造成起下钻阻卡。

（3）巨厚盐层中夹有石膏层和多套塑性泥岩地层，石膏层易吸水膨胀，蠕变缩径，污染钻井液，引发起下钻阻卡。

（4）塑性泥岩粘附力极强，蠕变性好，软体塑性泥岩进入井筒内，易泥包钻头、扶正器及钻具，堵塞环空通道，造成憋泵及卡钻事故。

（5）平衡盐层、石膏层和塑性泥岩层所需钻井液密度高，压差大，高密度钻井液粘切高，流变性差，钻井液性能参数调控难度大，易造成压差卡钻事故。

3 钻井液技术对策

巨厚盐层钻井技术：钻至盐层段前100m，调整钻井液中Cl-浓度在185000mg/L 以上，转换为饱和盐水钻井液体系。盐层前，提前配置好预水化坂土浆，在盐层吸附大量粘土造成粘切下降时，定期补充预水化坂土浆，提高钻井液的封堵造壁和携岩悬浮能力。筛面返出盐颗粒时，使用淡水胶液细水长流方式控制Cl-浓度，防止盐结晶造成阻卡。

石膏层及塑性泥岩层钻井技术：进入石膏层前，按配方加足SP-8、LVPAC 等抗盐钙降滤失剂, 根据滤液检测结果，采用Na2CO3控制Ca2+浓度在400mg/L 范围内，严格控制API 滤失量在5mL，坂含在25g/L 以内，粘度在90s 左右，采用细水长流方式调整钻井液流变性，石膏段提高钻井液密度在1.85g/cm3,进入塑性泥岩层前50m，提高钻井液密度至2.20g/cm3,平衡塑性泥岩地层蠕变压力。

润滑防卡钻井技术：定向施工前，钻井液中一次性加入4tHY203 或MHL-Ⅲ等润滑剂，提高体系的润滑性，为定向施工作业提供保障，随着井斜的增大和斜井段的延伸，体系中润滑剂含量不小于6%，并及时补充其在体系中的有效含量，提高体系润滑防卡能力，控制Kf≤0.1,避免定向过程中的阻卡和拖压。

固相控制技术：振动筛使用140目以上筛布，强化固相源头控制技术措施，配合除砂除泥器及离心机等固控设备，定期清除钻井液中的有害固相，严格控制坂含在25g/L以内，控制含砂量不大于0.3%，固相不大于30%。

4 现场钻井液技术应用

4.1 5191井施工案例

5191井是中石油阿克纠宾股份公司部署在让纳诺尔油田上的一口定向井，设计井深3893m,实钻井深3890m,完钻层位石炭系KT2，该井二开井段使用欠饱和/饱和盐水钻井液体系，在井深1800m处将钻井液转化为饱和盐水聚合物钻井液体系，控制钻井液密度在1.70g/cm3，粘度65s，在井深1900m 钻遇盐层，盐层钻进过程中，每班需检测钻井中Cl-含量，防止盐层过度溶蚀形成“大肚子”井眼，筛面出现盐颗粒后，采用淡水胶液细水长流的方式进行维护处理，避免盐结晶引起的井下阻卡等问题。根据盐层钻进情况及钻井液性能，定期补充预水化坂土浆或回收井浆，粘切较低时，可采取缓慢混入坂土浆的方式，提高体系的携岩悬浮能力。钻至井深2000m 后，逐步将钻井液密度提高至2.20g/cm3,并一次性加入4tMHL-Ⅲ润滑剂,提高钻井液的润滑性，2060m 进入塑性泥岩地层，钻速加快，地层中返出黑色软体塑性泥岩，现场上提下放活动钻具无阻卡现象，钻井液性能无明显变化，钻进至2063m采用短拉验证塑性泥岩蠕变情况，起下钻正常无阻卡，后续施工中，根据制定的技术方案，钻井液密度调整采用先高后低的方式，逐步降低钻井液密度至2.05g/cm3,控制钻井液粘度在85s以内，工程方面配合简化钻具结构，采用大排量清洗井壁，提高钻井液携岩悬浮和井眼净化能力，加强长短拉等配套技术措施的执行与落实，及时修复井壁并验证井下阻卡情况。二开段施工过程中，钻进、短拉及起下钻无阻卡，扭矩平稳。该井顺利钻至井深2305m 二开完钻，电测、下套管、固井施工正常无阻卡现象。

4.2 5195井施工案例

5195井是中石油阿克纠宾股份公司部署在让纳诺尔油田上的一口定向井，设计井深3807m,实钻井深3802m,完钻层位石炭系KT2，该井二开井段使用欠饱和/饱和盐水钻井液体系，在井深2000m处将钻井液转化为饱和盐水聚合物钻井液体系，控制钻井液密度在1.90g/cm3，粘度72s，在井深2100m 钻遇盐层，盐层钻进过程中，每班需检测钻井中Cl-含量，防止盐层过度溶蚀形成“大肚子”井眼，筛面出现盐颗粒后，采用淡水胶液细水长流的方式进行维护处理，避免盐结晶引起的井下阻卡等问题。根据盐层钻进情况及钻井液性能，定期补充预水化坂土浆或回收井浆，粘切较低时，可采取缓慢混入坂土浆的方式，提高体系的携岩悬浮能力。钻至井深2160m 后，逐步将钻井液密度提高至2.20g/cm3,并一次性加入4tMHL-Ⅲ润滑剂,提高钻井液的润滑性，2200m 进入塑性泥岩地层，钻速加快，地层中返出黑色软体塑性泥岩，现场上提下放活动钻具无阻卡现象，钻井液性能无明显变化，钻进至2205m采用短拉验证塑性泥岩蠕变情况，起下钻正常无阻卡，后续施工中，根据制定的技术方案，钻井液密度调整采用先高后低的方式，逐步降低钻井液密度至2.05g/cm3,控制钻井液粘度在85s以内，工程方面配合简化钻具结构，采用大排量清洗井壁，提高钻井液携岩悬浮和井眼净化能力，加强长短拉等配套技术措施的执行与落实，及时修复井壁并验证井下阻卡情况。二开段施工过程中，钻进、短拉及起下钻无阻卡，扭矩平稳。该井顺利钻至井深2362m 二开完钻，电测、下套管、固井施工正常无阻卡现象。

5 结论与建议

（1）摸清塑性泥岩地层压力，通过提高钻井液密度和井筒液柱压力，是确保塑性泥岩地层安全钻进的关键。

（2）钻井液密度调整采用先高后低的方式，配合润滑防卡钻井液工艺技术，可满足让纳诺尔油田塑性泥岩地层安全施工需要，避免井下复杂事故的发生，实现高效安全顺利施工。