强抑制、抗高温防塌钻井液在董8井中的应用

邱春阳　赵立新　司贤群　何兴华　王宝田　渠震龙（中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营　257064）

强抑制、抗高温防塌钻井液在董8井中的应用

邱春阳赵立新司贤群何兴华王宝田渠震龙
（中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营257064）

董8井是中石化部署在准噶尔盆地的一口重点预探直井，完钻井深5 580 m，该井上部地层起下钻遇阻频繁，下部侏罗系煤层发育，且地层压力异常，施工中井壁失稳严重；三工河组存在高压盐水层及碳酸氢根流体污染，高密度下钻井液流变性不易调控。针对该井地质特点，通过室内研究，确定使用铝胺强抑制防塌钻井液体系和抗高温成膜防塌钻井液体系，现场应用结果表明，采用的钻井液体系解决了上部地层软泥岩缩径、砂岩段阻卡及侏罗系井壁失稳的难题，全井平均井径扩大率仅为7.02%，满足了施工的需要。

董8井；防塌钻井液；煤层；高压；流体污染；井壁稳定

董8井是中石化为了解董8井区侏罗系含油气情况而在准噶尔盆地中部4区块部署的一口重点预探井，设计井深5 640 m，实钻井深 5 580 m，完钻层位为侏罗系八道湾组。该井地层岩性复杂，胜金口组及以上地层棕红色及紫红色软泥岩产生的塑性变形及砂岩段形成的虚滤饼易导致起下钻阻卡；侏罗系地层压力异常，并且煤层发育，易发生硬脆性及应力性垮塌；高压盐水层及碳酸氢根流体污染破坏高密度钻井液流变性，并且使用高密度钻井液钻进易在上部砂岩段造成黏附卡钻，钻井液施工技术难度大。通过使用铝胺强抑制防塌钻井液体系和抗高温成膜防塌钻井液体系，顺利钻达目的层，整个过程施工顺利，未出现井壁失稳事故，井身质量良好，全井钻进周期为186.15 d，平均机械钻速2.1 m/h。

1　地质及工程简况

1.1地质简况

董8井位于准噶尔盆地中央坳陷阜康凹陷东部北斜坡，实钻揭示该井地层岩性复杂，胜金口组及以上地层为泥岩、砂岩、粉砂岩不等厚互层，局部含砾岩。呼图壁组上部以泥岩为主，下部泥岩与粉砂岩不等厚互层。清水河组上部以泥岩为主，下部为泥岩与细砂岩、粉砂岩互层。侏罗系头屯河组上部以泥岩为主，下部为泥岩与泥质砂岩、粉砂岩不等厚互层。西山窑组以泥岩及砂质泥岩为主，夹粉砂岩、煤层和碳质泥岩。三工河组为泥岩与砂岩、粉砂岩不等厚互层，间夹薄煤层。八道湾组为厚层状泥岩、碳质泥岩、黑色煤层与灰色细砂岩、粉砂岩不等厚互层。

1.2工程简况

董8井井身结构为：导眼Ø660.4 mm×52 m+ Ø508 mm×51.55 m；一开Ø444.5 mm×1 502 m+ Ø339.7 mm×1 501.96 m；二开Ø311.2 mm×4 104 m +Ø244.5 mm×4 103.3m；三开Ø215.9 mm×5 580 m +Ø139.7 mm×（3 900～5 580 m）。

2　钻井液技术难点

（1）胜金口组及以上地层紫红色泥岩较软，水敏性强，在上覆岩石的压力下易发生塑性形变；砂岩及粉砂岩地层渗透性强，易形成虚滤饼造成小井眼，邻井施工中常发生缩径卡钻和泥包钻头等复杂情况。

（2）二开裸眼段较长，裸眼段地层岩性不同，施工中采用的钻井液密度和维护处理工艺不同，易导致上漏下塌等复杂情况；裸眼段长导致钻井周期长，井壁受钻井液浸泡时间长，井壁失稳趋势增大。

（3）侏罗系地层发育超压［1］，碳质泥岩和煤层较发育，煤岩强度弱、脆性大，钻具碰撞等外力作用下易垮塌；碳质泥岩中镜煤条带含量高，致使岩石脆性增强而强度降低，易发生应力性失稳。

（4）根据邻井董7井实钻证实，三工河组含高压盐水层，钻井液密度达到2 g/cm3，钻井液体系受高压盐水侵后黏切增大，滤失量增大，钻井液性能失稳将直接诱发井壁失稳；高密度钻井液施工易导致上部砂岩段地层发生黏卡事故。

3　钻井液体系优选及维护处理

3.1一开（0～1 502 m）

3.1.1钻井液配方采用常规聚合物钻井液体系，配方为5%膨润土+（0.2～0.4）%NaOH+（0.5～0.8）%纯碱+（0.4～0.6）%聚丙烯酰胺PAM+（0.2～0.4） %高黏羧甲基纤维素HV-CMC+（2～3）%双聚铵盐+（1.2～2.0）%无荧光白油润滑剂+（0.7～1.0）%无水聚合醇。

3.1.2维护措施（1）配制5%膨润土浆开钻，加入HV-CMC调整漏斗黏度至设计范围，不断补充预水化膨润土浆，维护钻井液性能；（2）保证PAM含量在0.5%以上，充分包被絮凝钻屑，防止岩屑分散；（3）使用固控设备降低钻井液中的固相含量，保持密度在1.15 g/cm3以内，提高机械钻速；（4）排量保证在60 L/ s，提高钻井液环空返速，冲刷井壁，防止泥岩段缩径及砂岩段形成虚厚滤饼；（5）加入无荧光白油润滑剂和无水聚合醇，防止钻头泥包；（6）沙湾组底部，使用双聚铵盐和HV-CMC调整钻井液流变性，降低滤失量至8.0 mL左右，漏斗黏度提高至45 s，改善滤饼质量；（7）中完后，短起下钻1次，刮掉井壁上的虚滤饼，提高排量冲刷井壁，保证井眼干净畅通；用HVCMC配制稠浆封井，保证下套管顺利。

3.2二开（1 502～4 104 m）

3.2.1钻井液配方采用铝胺强抑制防塌钻井液体系，配方为（3～5）%膨润土+（0.2～0.4）% NaOH+（0.1～0.3）%Na2CO3+（0.3～0.5）%聚丙烯酰胺PAM+（0.5～1.5）%铝络合物抑制剂+（0.8～1.0）%胺基聚醇+（2～4）%无水聚合醇+（0.5～1.0）%渗透成膜处理剂+（3～4）%低荧光磺化沥青+（3～4）%超细碳酸钙+（2～3）%聚合物降滤失剂+（3～4）%磺化酚醛树脂SMP-1+（1.5～3.0）%硅氟降黏剂+（2～4）%无荧光白油润滑剂。

3.2.2维护措施（1）依据钻井液设计及实钻压力监测情况合理调整钻井液密度，东沟组底部密度逐渐提高到1.2 g/cm3，清水河组前密度提高到1.3 g/cm3，直至中完；（2）保持聚合物PAM含量在0.4%以上，增强钻井液体系包被防塌能力；（3）使用0.8%胺基聚醇、3%浊点为55～65℃的无水聚合醇及1.0%铝络合物抑制剂，通过抑制剂“晶层镶嵌”［2］、“浊点效应”［3］及“键合固壁”［4］机理多元协同作用，提高钻井液的抑制性，防止泥页岩膨胀；（4）使用0.8%渗透成膜处理剂及3%软化点为70～80℃的低荧光磺化沥青，配合3%刚性架桥粒子超细碳酸钙，形成薄而致密的滤饼，封堵地层；（5）使用聚合物降滤失剂和磺化酚醛树脂，逐渐控制钻井液的滤失量在5 mL以内，防止泥页岩水化；（6）加入3%白油润滑剂，增强钻井液润滑性，防止在长裸眼段发生复杂情况；（7）合理调控流变性，胜金口组前，保持钻井液的低黏切状态，适当冲刷井壁，防止软泥岩缩径。进入呼图壁组后，提高钻井液的黏切，一则增强钻井液的净化能力，二则护壁防塌；（8）工程上根据实钻情况进行短起下钻，配合长起下钻，畅通井眼。下钻到底后配制稠浆净化井眼；（9）合理使用固控设备，将钻井液中的劣质固相含量降至最低；（10）中完后通井1次，充分循环，确保振动筛无返砂后，用白油润滑剂和塑料小球配润滑封井浆封井，保证电测及下套管顺利。

3.3三开（4 104～5 580 m）

3.3.1钻井液配方采用抗高温成膜防塌钻井液体系，配方为二开井浆+（0.2～0.4）%NaOH +0.5%聚丙烯酰胺PAM+（3～5）%抗温抗盐钙降滤失剂+（4～6）%磺化酚醛树脂SMP-2+（4～6）%低荧光磺化沥青+（3～4）%超细碳酸钙+（1.0～1.5）%双膜承压剂+（1.0～1.5）%铝络合物抑制剂+（3～5）%无水聚合醇+（0.5～1.0）%有机胺抑制剂+（0.2～0.5）%抗高温稳定剂+（1～3）%抗高温抗盐降黏剂+（3～5）%白油润滑剂。

3.3.2维护措施（1）开钻前预处理二开井浆，使用固控设备将钻井液体系中的劣质固相降到最低，然后将各种处理剂按照配方低限加入，加重到1.43 g/cm3后开钻；（2）密度控制在设计下限，进入侏罗系根据实钻情况及时调整，保证钻井液液柱对地层的正压差，防止发生煤层失稳及应力性垮塌；（3）配制高浓度胶液维护钻井液性能，胶液配方：0.3%PAM+1.5%铝络合物+5%无水聚合醇+1.5%有机胺+6%抗温抗盐钙防塌降滤失剂+8%磺化酚醛树脂SMP-2；（4）以干剂形式加入低荧光磺化沥青、超细碳酸钙和双膜承压剂，增强钻井液体系的封堵能力。进入侏罗系后，加入3%低荧光磺化沥青、2%超细碳酸钙和1%双膜承压剂［5］，增强体系的封堵防塌能力［6］；（5）严格控制钻井液的滤失量，API失水控制在2 mL以内，HTHP失水控制在10 mL以内，减少滤液侵入地层，维护井壁稳定［7］；（6）根据井下摩阻和扭矩情况使用白油润滑剂，增强钻井液的润滑防卡能力，防止因钻井液密度高而在上部砂岩段发生黏卡事故；（7）合理调控钻井液流变性，防止产生过大环空压耗：①保证加重剂质量，重晶石粉的密度控制在4.1 g/cm3以上；②根据密度大小控制膨润土含量，密度在2 g/cm3左右时，膨润土含量控制在20 g/L左右；③适当加入抗高温稳定剂，保证高密度具有良好的流变性；④适当使用抗高温抗盐降黏剂，降低钻井液的黏切；（8）工程上严格控制起下钻速度，下钻中分段循环，在煤层段尽量不开泵或采用小排量开泵，防止井下复杂情况发生；（9）完钻后，用稠钻井液将钻屑携带干净后，短起下保证井眼畅通，起钻前，替入用2%白油润滑剂、3%低荧光磺化沥青、1%铝络合物和4%磺化酚醛树脂配制的封井浆封井，确保电测、下套管施工顺利。

3.4钻井液性能

各井段钻井液性能见表1。

表1　董8井各井段钻井液性能控制情况

4　复杂情况及处理

4.1钻遇高压盐水层

董8井在西山窑组钻进至5 026 m时，密度降低，Cl-含量升高，漏斗黏度降低，滤失量增大。结合邻井董7井实钻情况及滤液分析，现场专家组判断钻遇高压盐水层，钻井液被盐水侵入而污染。专家组根据董7井高压盐水层处理情况提出如下建议：（1）逐渐提高钻井液密度，压稳盐水层；（2）补充抗盐类处理剂，提高钻井液的抗盐能力；（3）补充封堵剂和抑制剂，恢复体系的抑制防塌能力；（4）补充润滑剂并定期活动钻具，防止在上部砂岩地层发生黏卡事故。

处理经过：（1）补充2%抗温抗盐钙防塌降滤失剂、1%磺化酚醛树脂SMP-2、2%低荧光磺化沥青、0.5%铝络合物防塌剂和1%白油润滑剂；（2）均匀提高钻井液密度，加重时反复活动钻具。

处理结果：钻井液性能恢复正常，并恢复正常钻进。高压盐水侵时钻井液性能变化情况见表2。

表2　第1次盐水侵钻井液性能变化

恢复钻进后到钻进至5 243 m过程中，又发生3次高压盐水侵，通过上述措施处理后，将密度提高至2.02 g/cm3，恢复正常钻进。第4次高压盐水侵时钻井液性能变化情况见表3。

表3　第4次盐水侵前后钻井液性能变化

4.2碳酸氢根污染

钻进至井深5 377 m时，发现钻井液漏斗黏度升高，滤液分析显示CO2-浓度为6 811.24 mg/L，HCO-33浓度为15 162.75 mg/L，为严重的碳酸氢根污染。

专家组认为原因如下：该井钻遇地层为高压层，为了达到了解油气显示等勘探目的，钻井液密度必须控制在一定范围内，导致地层流体侵入，造成对钻井液的严重污染。

专家组提出如下处理建议：（1）取未污染井浆，通过小型实验检验钻井液体系的容水限，确保钻井液在加入胶液后性能波动不大，特别是滤失量无太大变化。（2）取污染井浆，通过小型实验，加入常用去除碳酸氢根的处理剂，比较其处理效果。

室内小型实验：容水限实验结果见表4；处理剂实验结果见表5。

表4　井浆容水限实验

表5　各种处理剂去除碳酸氢根离子效果比较

表4中看出，井浆具有8%的容水限，均匀加入胶液并加重至原密度后性能无太大波动，特别是滤失量波动不大。

表5看出，4#配方实验效果更好，即污染井浆中加入2%抗高温抗盐降黏剂和0.8%NaOH配制成的胶液后，流变性最好。因此现场处理过程如下：首先拿1个循环罐钻井液做试验，均匀加入胶液（配方：25 m3水+1.0 t抗高温抗盐降黏剂+0.2 tNaOH +1.0 t磺化酚醛树脂SMP-2 + 0.5 t抗温抗盐钙防塌降滤失剂+0.1%聚丙烯酸钾KPAM），充分搅拌，测量其流变性后，效果较好。然后按照此配方配制胶液，均匀加入井中，钻井液流动性变好，一直至完钻，均用此配方维护钻井液性能。碳酸氢根污染处理前后性能见表6。

表6　碳酸氢根污染前后钻井液性能变化

5　结论

（1）铝胺强抑制防塌钻井液体系采用多元防塌技术，有效抑制了二开上部地层软泥岩水化膨胀导致起下钻遇阻及下部地层硬脆性泥岩坍塌的难题，满足了复杂地质条件下钻井施工的需要。二开平均井径扩大率为9.63%，达到了稳定井壁、保障工程顺利施工的效果。

（2）抗高温成膜防塌钻井液体系采用复合封堵技术，解决了该区块历年存在的侏罗系煤层失稳及应力失稳的难题，施工中井壁稳定，井下安全，井身质量较好，真正实现了稳定井壁、减少井径扩大率的良好效果。

（3）抗高温成膜防塌钻井液体系抗盐性强，三开虽然遭遇盐水及碳酸根流体污染，但是钻井液流变性稳定，后期高密度施工中无黏卡事故发生。

（4）全井平均井径扩大率仅为7.02%，三开平均井径扩大率为8.08%，同该区块已完钻井相比，董8井井身质量最好。

（5）侏罗系地层发育超压，采用高密度钻井液体系钻进，施工中必须调整好钻井液的滤失造壁性，使之形成薄而致密的滤饼，同时配合足量的润滑剂，防止在上部砂岩地层发生黏卡事故。

［1］曲江秀， 查明.准噶尔盆地异常压力类型及成因探讨［J］. 石油实验地质，2003，25（4）：333-336.

［2］邱正松，钟汉毅，黄维安. 新型聚胺页岩抑制剂特性及作用机理［J］. 石油学报，2011，32（4）：678-682.

［3］司贤群，吕振华.聚合醇防塌钻井液体系的室内评价与应用［J］.石油钻探技术，2001，29（3）：45-46．

［4］郭京华，田凤，张全明，等.铝络合物钾盐强抑制性钻井液的应用［J］.钻井液与完井液，2004，21（3）：23-26．

［5］左兴凯. 非渗透钻井完井液体系的研究与应用［J］.石油钻探技术，2008，36（4）：41-44.

［6］赵江印，吴延银，高鹏辉，等. 留西地区防塌钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2005，27（8）：43-45.

［7］邹大鹏.大庆油田致密油水平井强抑制防塌水基钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：36-39.

（修改稿收到日期2015-06-10）

〔编辑薛改珍〕

冀东油田大斜度井取心再获突破

2015年7 月 20 日，冀东油田南堡 118X23 井取心成功，这口井钻井取心井深 3 500 m，井斜 63.5°，位移 2 100 m，共取心 3 筒次，取心进尺 17.1 m，心长16.82 m，平均收获率高达98.36%，大斜度井钻井取心工作再获突破。

南堡 118X23井是位于冀东油田南堡 118平台的一口评价井，设计最大井斜 63.5°。由于本井井斜大、取心层位深、钻具不易居中、井眼清洁困难，容易造成堵心、收获率低，影响地质资料的采集，给钻井取心工作带来严峻挑战。为满足本次大斜度井取心施工要求， 冀东油田工程监督中心积极组织施工单位针对本井特点优选取心工具，选择 SP178-101 水平井取心工具及 QT/SPM178-115 密闭取心工具对这口井进行施工。取心期间，油田现场监督人员从入井工具的检查测试，到树心、取心钻进、割心等施工过程的钻井参数控制，整个过程严密监督，确保岩心收获率。

（供稿李强）

The use of drilling fluid te of strong inhibition, anti-high temperature and anti-collapse in Well Dong-8

QIU Chunyang, ZHAO Lixin, SI Xianqun, HE Xinghua, WANG Baotian, QU Zhenlong
（Drilling EngineeringTechnology Company, SINOPEC Shengli Petroleum Engineering Co. Ltd., Dongying 257064, China）

Well Dong-8 is an important exploratory vertical well placed in Junggar Basin by SINOPEC. Its total depth is 5 580 m. Tight hole was frequently met during tripping in the upper part of the well, and in the lower part, the Jurassic coalbeds were deposited. Moreover, the formation pressure was anomalous and wellbore instability was severe during drilling. The Sangonghe Formation has high-pressure saltwater layers and is contaminated by bicarbonate fluid, so the rheology of drilling fluid under high density is not easily controlled. In view of its geologic characteristics and through indoor studies, it was determined that the aluminum-amine strong inhibition and anti-sloughing drilling fluid system and high-temperature film forming anti-sloughing drilling fluid system are used. Field application results show that the drilling fluid systems used have overcome the difficulties of tight hole in the upper soft mudstone, sticking in sandstone section and instability of Jurassic wellbore. The average enlargement rate of the entire hole was only 7.02%, which was quite satisfactory.

Well Dong-8; anti-collapse drilling fluid; coalbed; high pressure; fluid contamination; wellbore stability

TE254

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0045 – 05

10.13639/j.odpt.2015.04.013

中石化先导项目“准噶尔盆地西山窑组井壁稳定技术应用研究（SG12030）”及胜利石油管理局项目“准噶尔盆地钻井液技术研究与应用”（GKZ1211）部分内容。

邱春阳， 1978年生。现主要从事钻井液体系研究和废弃钻井液处理工作，高级工程师，硕士研究生。E-mail：drillingwell@163.com。

引用格式：邱春阳，赵立新，司贤群，等.强抑制、抗高温防塌钻井液在董8井中的应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：45-49.