利67区块钻井液技术

石逢伟 李俊涛 王连强 王东海 李云贵

摘要：利67井区位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带。沙二段以上地层成岩性差造浆严重。沙三段油页岩油气显示活跃，油气层压力释放易产生坍塌掉块，砂四段地层高温高压、微裂缝发育且富含石膏层，实钻密度大于1.85 g/cm³。实测井底温度160℃，高密度高固相钻井液，在高温条件下，极易受石膏污染破坏钻井液性能，造成井下复杂情况。针对上述技术难点，在沙三中以上二开井段，使用氯化钙聚磺钻井液体系。三开井段采用复合盐钻井液体系，解决了该区块的坍塌掉块、油气及石膏污染等问题。

关键词：复合盐钻井液；高温高压；坍塌掉块；石膏污染；流动性

引言

利67区块沙二段以上井段，地层成岩性差易水化分散造浆，沙三段中上部井段油泥岩裂缝发育，易产生剥蚀掉块。沙三下油页岩压力系数高，邻井在钻开该井段时，油气压力释放的同时，均不同程度出现井壁失稳坍塌掉块。沙四上纯下亚段石膏层极易污染钻井液，邻井由于当时钻井液体系的局限性，钻井液受高温高压和石膏污染的影响，钻井液粘切急剧升高，造成循环压耗过大，蹩漏地层坍塌掉块等复杂情况。因此在区块的施工中，二开井段沙二段以上易造浆地层，采用氯化钙钻井液体系，沙三中以上二开井段，采用聚磺封堵防塌钻井液体系。三开井段采用高含钾复合盐体系，实钻过程中，1.85 g/cm³～1.90 g/cm³。的钻井液密度，始终保持良好的流动性，表现出良好的抑制防塌和抗温抗污染能力。

1.技术难点分析

1.1抑制造浆及固相控制

该区块东营组以上地层，地层成岩性差易水化分散造浆，固相清除困难，提高固控设备清除效率，保持低固相、低粘切钻进是钻井液的技术难点。

1.2沙三中的井壁稳定

沙三段中部泥岩微裂缝发育，易剥蚀掉块井壁坍塌，造成井径不规则，电测阻卡。

1.3三开井段的高温高压，井眼稳定，石膏层污染，流动性控制

沙三下油藏属高温异常系统，地温梯度3.58℃/100m，推算油层中部温度为158℃。邻井测试沙四段为异常高压系统。压力系数1.85。高温高压条件下的钻井液稳定性，是保持井眼稳定重点，砂四段的石膏层，要求钻井液具备良好的抗污染能力，预防钻井液稠化造成蹩漏地层等复杂情况。

2.技术对策

2.1抑制造浆及固相控制

该区块东营组以上地层，泥岩水化分散严重，亚微米固相含量高，固控设备难以及时清除。需钻井液保持较强的抑制性，才能提高固控设备的清除效率。因此在该井段采用氯化钙强抑钻井液体系，用CaCL₂作为抑制剂。当钻井液中Ca²⁺离子含量达到1500～2000mg/l时，能使钻井液中的粘土颗粒，保持适度絮凝的粗分散状态。离心机采用辅助絮凝工艺，提高清除效率，使钻井液具备低固相、低粘切的特性。

2.2沙三中井壁稳定

沙三中上部井段，泥岩微裂缝发育，易剥蚀掉块井壁坍塌。采用聚磺封堵防塌钻井液体系，钻井液配方如下：5%膨润土+0.5%钻井液用聚丙烯酰胺干粉+2%天然高分子降滤失剂+2%抗温抗盐防塌降滤失剂+3%高酸溶沥青+3%超细碳酸钙+3%磺甲基酚醛树脂。

2.3三开井段高温高压，井眼稳定，石膏层污染，流动性控制

该井段具有高温高压、油气、石膏污染，坍塌掉块严重的特性。因此采用高含钾复合盐钻井液体系，配方如下：5%膨润土+0.5%聚丙烯酰胺干粉+13%氯化钠+7%氯化钾+2%天然高分子降滤失剂+1%低粘羧甲基纤维素钠盐+2%抗温抗盐防塌降滤失剂+3%高酸溶沥青+3%超细碳酸钙+3%磺甲基酚醛树脂。体系转换后使氯离子含量达到100000mg/l以上，确保钻井液的强抑制性。

3.现场应用

3.1二开井段

开钻前稀释一开井浆，将钻井液密度调整到1.08～1.10g/cm³，加入2% CaCL₂开钻，钻进期间按200kg/100m的加量，维持Ca²⁺浓度在1500～2000mg/l之间。使钻井液保持适度絮凝的粗分散状态。以提高固控设备的清除效率。离心机采用辅助絮凝工艺，使离心机底流保持清水状态。维持钻井液低固相、低粘切钻进。进入沙一段后，随地层造浆能力的减弱，抑制剂改为聚丙烯酰胺，并使其含量达到0.5%，保持钻井液的抑制性，且有利于后期滤失量的控制。沙三段前100m将钻井液的滤失量降至4ml以内，同时加入3%高酸溶沥青、3%超细碳酸钙、3%磺甲基酚醛树脂，提高钻井液的抗温封堵防塌能力。二开完井作业施工顺利。

3.2三开井段

三开前将循环罐内的钻井液进行转化处理，转化为复合盐钻井液体系。转化配方为：30%井浆+60%清水+10%预水化膨润土浆+2%天然高分子降滤失剂+3%KFT+3%SMP-2+3%高酸溶沥青+3%超细碳酸钙+7%KCL+13%NaCL+重晶石粉。性能要求：密度1.55 g/cm

³、粘度50s、API＜3.4ml、静切力2/8、PH9、塑性粘度30mPa·s、动切力12 Pa、HTHP＜14.6ml、Cl^-：118116mg/l以上。充分搅拌水化后，替出技套内聚合物钻井液。替浆过程中，会混入部分老浆影响性能参数，根据性能变化适时调整，确保开钻后钻井液性能满足井下要求。钻进过程中，要根据振动筛上的岩屑返出量、岩屑形状的变化，及时补充抗温封堵降失水材料，维护钻井液性能，维持钻井液的悬浮、携带岩屑能力。每天补充1%KCL和1%NaCl，维持氯离子含量增强钻井液的抑制性，使钻井液具有良好的抗温抗污染能力。沙三中井段根据油气显示情况，逐步调整钻井液密度，防塌防油气侵。随斜井段的增长和摩阻扭矩变化情况，适当补充油基润滑剂，保持钻井液具有良好的润滑性能，降摩减扭，预防粘卡，确保正常钻进。沙四段存在异常高压，因此在进入沙四段前100m，将钻井液密度提高到1.80～1.85 g/cm³ 钻开油气层，预防油气侵和油页岩压力释放造成的井壁坍塌。沙四段石膏层前，加足抗污染处理剂，进一步强化钻井液性能， API＜3ml、HTHP＜12ml、Cl^-：120000mg/l以上。提高钻井液抗污染能力，确保钻开石膏层后，钻井液具有良好的流动性。避免钻井液受污染后，粘切升高循环压耗过大蹩漏地层。实钻过程中，钻井液性能稳定，始终控制在设计范围内，井眼无垮塌现象，石膏层钻进过程顺利，起下钻无阻卡现象，完井作业顺利。钻井液始终保持良好的流动性，表现出良好的抑制防塌和抗温抗污染能力。利67-斜13井三开钻井液性能如表1所示。

表1 利67-斜13井三开钻井液性能

井深 m	ρ g/cm3	FV S	API ml	泥饼 mm	PV mPa·s	YP Pa	Gel Pa/ Pa	HTHP ml	Cl- mg/l
3550	1.56	51	3.2	0.5	30	12	2.5/9	14.6	110635
3626	1.60	52	2.6	0.5	32	13	2/11	13.8	109895
3753	1.68	52	2.6	0.5	36	12.5	2/12	12.6	118116
3875	1.74	54	2.2	0.5	40	15	2/13	12	113440
3976	1.77	57	2.2	0.5	45	16	2/12	11	111076
4100	1.80	61	2.4	0.5	45	16	3/13	10.4	109895
4197	1.83	64	2.2	0.5	47	15.5	3/13	10.2	113400
4323	1.85	61	2.2	0.5	49	16	4/14	10	118116

4.体会与认识

4.1合适的钻井液体系是抗石膏污染的关键。

4.2当KCL含量达到7%时钻井液具有良好的抑制防塌性能。

4.3 高密度钻井液，Cl^-：100000mg/l以上时性能非常稳定。

参考文献：

[1] 邓小刚.扎纳若尔油田巨厚盐层的钻井泥浆工艺.西南石油学报2003年(1)

[2] 吴应凯.深部盐膏层安全钻井技术的现状及发展方向研究.天然气工业2004年(2)

作者简介：石逢伟，男，职称：钻井液高级技师，工作单位：胜利渤海技术发展中心