哈萨克斯坦奥依玛莎油田钻井液技术

盖靖安，王震宇，李正军，唐习之，王 博，胡生荣

（西部钻探国际工程公司，新疆 乌鲁木齐 830000）

奥依玛莎油田地处西哈萨克斯坦滨里海盆地，该油田是中石油MMG油气股份公司部署在热得拜区块边缘的附属卫星油田，区域构造属库里克凹陷。勘探目的主要是进一步探明三叠系、二叠系地层中的油气资源，储层内因地层裂缝存在有高压气水层，易发生垮塌、恶性井漏及漏转喷等复杂事故，钻探难度大，井控风险高。且下三叠系地层中含有不等厚花岗岩地层，地层较硬，可钻性较差，机械钻速低。为实现高效开发目的，工程、地质、钻井液多专业联合技术攻关，钻井周期大幅缩短，较好地满足了油田增储上产的需求。

1 工程地质概况

油田主要井身结构如下：

一开：∅393.7mm×200m+∅324mm×200m,二开：∅295mm×1900m+∅244.5mm×1900m，三开：∅215.9mm×3424m+∅168.3mm×3424m，四开：∅139.7mm×3980m+∅114.3mm筛管×3980m。

奥依玛莎油田自上而下分别钻遇第四系、白垩系、侏罗系、三叠系和二叠系，地层岩性主要以泥岩、砂泥岩、石膏、石灰岩，石英岩和白云岩为主，其中下白垩系欧特里沃阶地层中泥岩易剥落垮塌，侏罗系基默里奇阶、提塘阶、牛津阶地层中石英岩、白云岩含量高，三叠系奥伦尼克阶、印度阶、长兴阶及吴家坪阶地层中花岗岩含量高，中小颗粒花岗岩占31%～59%，砂岩占35%～46%，硬质泥岩含量超过8%。区域油藏位于三叠统，由砂岩、粉砂岩、凝灰质砂岩、凝灰质粉砂岩、泥岩和凝灰质岩组成，在上三叠统孔隙性储层中多为混杂砂岩，多为不均质、大颗粒的砂岩，在中三叠统沉积物中有少许的油或油水混合物。中三叠统油藏位于火山白云岩裂缝中，由粒状、块状、碎屑状、泥质状、沥青化白云岩组成。该区域以裂缝性油藏为主，也有海绵孔型油藏，储层地层岩性主要以砂岩为主。邻井资料显示，二叠系长兴阶3496～3631m 会出现气测异常，且易发生严重的裂缝性漏失，吴家坪阶3570～3980m 地层以小粒—中粒花岗岩为主，地层硬度大，可钻性极差。

2 钻井液主要技术难点

（1）第四系和白垩系地层胶结疏松，易发生地层漏失。

（2）区域内整体地层压力较低，自白垩系至三叠系612～1528m、1950～3137m、3272～3378m、3553～3577m、3541～3576m 等多套地层中含有水层，地层出水易污染钻井液，浸泡井壁，井壁失稳易引发剥蚀掉块和井塌，提高密度过程中易发生井漏，塌漏矛盾突出，井下复杂事故频发。

（3）白垩系、侏罗系地层中大段泥岩和石膏层相互交替出现，泥岩层水敏性强，石膏层易吸水蠕变缩径，造成起下钻阻卡。

（4）三叠系和二叠系地层中存在诱导性裂缝，油气水层活跃，钻遇裂缝性砂岩储层后，漏转喷井控风险高，钻井液防漏堵漏难度大，固井时井漏失返。

（5）三叠系巴仑阶组煤层2500～2800m 井段存在煤层垮塌风险。

（6）井底温度高达149℃，钻井液高温稳定性和流变性调控难度大。

3 钻井液技术对策

（1）一开使用高坂土浆聚合物钻井液进行施工，强化钻井液的携岩悬浮能力和地层封堵性，控制泥浆泵排量满足携岩要求即可，及时补充随钻堵漏材料，做好表层大井眼疏松地层井漏预防工作。

（2）使用复合盐水钻井液，重点突出对灰色泥岩地层的抑制和棕红色硬脆性泥岩的封堵防塌和润滑防卡作用，严格控制API失水不大于5mL，避免泥页岩水力尖劈效应造成的井壁围岩强度降低引起的井壁失稳垮塌等井下复杂。

（3）针对微孔隙、微裂缝以及煤层段地层漏失和垮塌风险，全井段提高TP-2、NFA-25 等随钻封堵防塌材料的使用量，逐步提高地层承压能力。钻遇漏失井段前，钻井液中提前加入5%～8%的随钻堵漏剂，振动筛更换20～40 目筛布，减少随钻堵漏材料的筛除。钻遇严重漏失井段，采用随钻+高浓度复合桥浆堵漏的方式进行堵漏和承压作业，降低固井井漏失返几率，提高固井质量。

（4）石膏层和大段灰色泥岩地层钻进，采用复合盐水聚合物聚磺钻井液，提高钻井液抗盐钙污染能力，控制钻井液密度在1.18g/cm3范围内，Cl-≥80000mg/L，及时检测体系中Cl-和Ca2+含量，及时调整抗盐钙处理剂加量，确保钻井液性能稳定。

（5）井深2500m以后钻井液中逐渐加入SMP-2等抗温处理剂，提高钻井液的抗温能力和高温稳定性，随着井深的增加，逐步提高抗高温处理剂含量。

4 现场钻井液技术应用

4.1 一开井段

一开大井眼钻井液在配置、维护方面重点考虑携岩和灰色泥岩造浆问题，开钻前配置100m3预水化坂土浆，钻进过程中根据地层岩性变化情况及时混入配置好的聚合物胶液40m3，在提高钻井液携岩能力的同时，及时补充IND30 等大分子抑制包被剂，突出钻井液的强抑制特性，适当控制钻井液滤失量，井深80m后钻井液中逐步加入3%～5%TP-2 随钻堵漏剂，提高钻井液的封堵造壁能力，避免钻屑浓度过高憋漏地层。工程方面通过控制排量、控制机速、精细操作、钻后扩划眼修正井壁等方式，降低井筒内岩屑浓度和井底ECD预防浅表层地层漏失。一开使用坂土聚合物钻井液，配方如下：4%～6%膨润土+0.2%～0.3%NaOH +0.3%～0.5%IND-30+0.3%～0.5%PAC-LV。

4.2 二开井段

二开采用欠饱和复合盐水聚合物钻井液，配方如下：

（1）基本配方：部分一开井浆+0.3%～0.5%NaOH+0.3%～0.5%Na2CO3+0.5%～1%LV-PAC+0.3%～0.5%IND30+0.5%～0.7%NH4HPAN+石灰石粉。

（2）维护处理：开钻前，彻底清理循环池，钻水泥塞时，将配置好的聚合物钻井液与井筒内部分井浆进行混掺，对返出的井底混浆进行排放或回收，钻进时加纯碱进行处理。进入地层后，采用复合盐水聚合物胶液细水长流方式进行维护，控制漏斗粘度在35～40s，密度在1.13～1.18g/cm3，坂含30～35g/L，API 失水不大于5mL，Cl-不小于80000mg/L。700m 进入砂泥岩地层后，钻井液中一次性补充3tTP-2随钻堵漏剂和预水化坂土浆，并定期补充，提高钻井液的封堵性和地层承压能力，避免地层漏失。进入1700m灰色泥岩后，钻井液中及时补充IND30 抑制包被剂，调整好钻井液流变性，强化固相源头控制技术措施[1]，严格控制滤失量和固相含量，降低钻井液中的劣质或有害固相，提高井眼的净化和清洁能力，调整并控制钻井液密度在1.18g/cm3范围内，控制井底ECD 在合理范围内，防止憋漏地层。进入白垩系泥岩地层后，钻井液中及时补充3%～5%NFA-25 等封堵材料，重点预防硬脆性泥岩地层剥蚀掉块，并定期补充，确保钻井液中封堵防塌处理剂含量在5%以上。工程配合降低泥浆泵排量，减少井壁冲刷，防止井壁失稳引起地层垮塌。测井及下套管前通井时，使用高粘度重稠塞充分循环洗井，保持井眼清洁。通井至井底后，需大排量洗井至少2周以上，待钻屑彻底循环干净后，确保电测及下套管施工正常。

4.3 三开井段

三开段采用欠饱和复合盐水聚合物聚磺钻井液体系，配方如下：

（1）基本配方：清水+0.2%～0.4%NaOH+0.2%～0.3% Na2CO3+ 0.5% ～0.8% LV- PAC + 0.5% ～1%IND30+3%～4%SMP-2+2%～4%SPNH+5%～7%KCl+8%～10%NaCl+石灰石粉。

（2）转化：三开前，预留部分二开泥浆，在循环池提前配置100m3欠饱和复合盐水聚合物胶夜，将井浆与胶液充分混掺后，检测其各项性能参数满足要求后方可进行三开。

（3）维护处理：1200～2500m 井段使用欠饱和复合盐水聚合物钻井液体系，2500～3424m 井段使用饱和复合盐水聚磺钻井液体系。钻进过程中，维护采用“等浓度”胶液细水长流的方式进行维护。2500m 以后鉴于井底温度较高的实际，逐步加入SPNH和SMP-2等抗温处理剂进行维护，控制HTHP 滤失量小于12mL，控钻井液密度在1.20g/cm3范围内，纯泥岩和石膏层井段，在平衡地层压力的同时，控制API 失水不大于4mL, pH 值不小于9，Cl-不小于80000mg/L,加入Na2CO3及时处理石膏引起的污染，调整和控制好流变性，防止钻井液性能恶化。

4.4 四开井段

四开段采用欠饱和复合盐水聚磺钻井液体系进行施工，配方如下：

（1）基本配方：清水+0.2%～0.4%NaOH+0.2%～0.3% Na2CO3+ 0.5% ～0.8% LV- PAC + 0.5% ～1%IND30+3%～4%SMP-2+2%～4%SPNH+5%～7%KCl+8%～10%NaCl+石灰石粉。

（2）维护处理：四开钻井液维护处理主要以SMP-2和SPNH碱液为主，重点提高钻井液的封堵防塌和高温稳定性。

（3）进入3500m以前，根据邻井资料显示存在微裂缝，钻井液中及时补充TP-2等随钻处理剂，强化钻井液封堵造壁性，在钻至井深3499m处发生渗透性漏失，及时提高钻井液中随钻堵漏剂含量至4%，漏失现象消除。为避免密度过高和人为因素造成的地层漏失，控制粘度在50s，钻井液密度控制在1.15g/cm3，并继续提高随钻堵漏剂在钻井液中的含量至6%，避免砂泥岩和微裂缝地层引起的井漏。在油气层钻进过程中，适当提高钻井液密度至1.17g/cm3，在避免漏转喷井控风险的同时，实现近平衡钻井作业。

（4）钻至井深3700m时发生失返性漏失，配置30%凝胶复合桥堵浆40m3进行堵漏并承压，堵漏一次成功。

（5）钻至井深3900m发现钻井液密度下降，检测发现为地层水侵入，逐步提高钻井液密度至1.18g/cm3后水侵现象得到控制，安全顺利钻至目的层完钻。固井前，对裸眼段进行分段地层承压，解决了固井失返等技术难题。

5 井漏预防处理和地层承压技术

5.1 井漏的预防

（1）施工过程中，要加强钻井液液面检测和坐岗制度的落实，做到早发现、早汇报、早处理。

（2）针对砂岩裂缝性易漏失地层，需提前在钻井液中加入TP-2等中细颗粒的随钻堵漏材料进行地层微裂缝封堵。

（3）加强钻井液性能控制和检测，提高封堵防塌润滑剂在钻井液中的有效浓度，突出体系的强封堵特性，严格控制钻井液密度、粘切、HTHP滤失量及固相坂含等性能指标，确保体系具有良好流变性，降低环空压耗，减少人为因素引起的地层漏失。

（4）钻进过程中，在满足携岩悬浮情况下，适当降低泥浆泵排量，密切监测钻时变化，控制机械钻速，降低环控钻屑浓度，发现异常立即停止钻进并上提钻具至安全井段。

（5）起下钻严格控制速度，下钻每500～1000m 开泵顶通循环一次，严格执行开泵缓慢、泵冲先低后高的开泵方式，避免压力激动导致的地层憋漏。

5.2 井漏的处理

（1）钻遇漏失地层发生井漏时，立即降低排量，快速将钻头提离井底循环观察，如漏失在5m3以内，在条件允许的情况下，可先适当降低钻井液密度和排量循环观察漏失情况，如漏失变小可通过加入在钻井液中3%～5%随钻堵漏材料进行堵漏。若漏失较大或发生失返性漏失，则立即停泵，采用起钻吊灌的方式将钻具起至安全井段内静堵或使用高浓度堵漏浆进行堵漏。

（2）若漏速较大或发生失返性漏失时，若钻具组合中加装螺杆和MWD 等工具仪器时，需采用边吊灌边起钻的方式，尽可能将钻具起出地面，待取出钻头水眼或钻具内仪器后，再下钻至套管鞋附近采用桥堵浆进行堵漏，在泵入桥堵浆期间或桥堵浆出水眼前，可采用抢钻方式尽量多钻揭开漏失层，抢钻过程中，需密切关注扭矩变化，发现扭矩增大时，立即上提钻具，若上提无阻卡，则可继续进行抢钻，每抢钻2～3m需上提下放活动一次钻具。

（3）吊灌起钻按照钻具体积的1.5～2 倍进行吊灌，吊灌及起钻期间，地面抓紧时间配置循环钻井液、储备钻井液及桥堵浆，同时根据现场储备处理剂、加重剂、堵漏材料以及除硫剂等库存材料，提前做好各种材料的计划和储备工作，确保有足够数量的钻井液进行抢钻、吊灌或发生溢流后的压井作业。

5.3 地层承压技术

（1）发生失返性地层漏失或固井前，需采用凝胶复合桥堵浆承压堵漏技术提高裂缝性地层承压能力，避免油气水溢流压井或固井时发生井漏失返。

（2）根据裂缝尺寸大小，优选不同类型、不同粒径和抗压强度的堵漏材料，确保堵漏材料进的去、站得住、冲不稀、堵得住，配置浓度控制在30%左右，使用凝胶类材料，提高堵漏浆在裂缝内的滞留能力。

（3）凝胶复合桥堵浆在进入裸眼地层前，为减少漏失量，需采取小排量泵入。桥堵浆出钻头后，可适当加大顶替或循环排量，尽可能将桥堵浆多挤入地层裂缝内，实现架桥和填塞的目的，原则上桥堵浆需全部替入裸眼井段内，替浆过程中要不间断旋转或上提下放活动钻具，做好防止粘卡工作。

（4）承压时采用关井憋挤的方式进行，密切关注套压变化和地层吃入情况，每次憋挤0.5～1MPa，等停稳压10min后再次憋挤，待憋挤压力满足要求后，继续候堵1～2h 开井循环。若替入的堵漏浆在憋挤过程中全部进入地层，则考虑重新调整桥堵浆配方后再次进行憋挤作业，直至承压满足要求再开井循环。

6 结论

（1）复合盐水钻井液体系通过优化和细化处理剂配方及钻井液性能，可满足奥依玛莎油田区域的钻井施工需要。

（2）区域内地质构造、地层压力、地层岩性以及油气水分布尚具有差异性，需进一步认识和摸清区域地质情况，为后续施工提供依据。

（3）复杂区域或复杂层位施工，地质工程一体化协同作用尤为重要，作业风险和复杂事故的提前识别和预防是保证施工安全顺利的强力保障。

（4）凝胶复合桥堵浆堵漏技术可以满足该区域裂缝性地层堵漏和地层承压需要，提高了一次堵漏成功率。