坨202井钻井液体系改进及性能参数优化技术

郭良　王建军　张恩滨　任怀彬　马毅超　徐金鹏

[摘 要]该井是一口评价直井，设计井深3370m，设计密度1.10-1.30g/cm3。本井实际完钻井深3520m，实钻密度达到1.40g/cm3。该井初始设计钻井液体系为复合盐水钻井液体系，由于在实钻中沙四段地层含有大段含盐膏的岩性，引起井壁不稳定，导致井下发生了卡钻故障。在后续施工中，为控制盐膏岩的溶解确保井壁稳定，对原有的钻井液体系进行改进，改进后为饱和盐水钻井液体系，适当提高钻井液密度平衡易坍塌井段的井壁侧应力，确保了该井后续施工井下安全。

[关键词]盐膏层 饱和盐水 粘度切力 密度 井壁稳定

中图分类号：S673 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）24-0042-01

一、本井设计情况

1、地质设计地层岩性

沙四上纯上亚段：以深灰色泥岩、砂质泥岩、灰质泥岩为主夹棕褐色油页岩，薄层灰色砾岩，灰黄色、深灰色白云岩及灰色泥质砂岩。

沙四上纯下亚段：深灰色泥岩、砂质泥岩、灰质泥岩、含砾泥岩与灰色砾岩、含砾砂岩、泥质砂岩、泥质粉砂岩呈不等厚互层。沙四下：灰色砾岩夹深灰色、灰色泥岩。

2、钻井液体系及配方

2.1 二开井段（401～2200m）一开井浆+（0.3～0.5）%钻井液用聚丙烯酰胺干粉+（0.5～1）%钻井液用改性铵盐

其它：工业用氢氧化钠、钻井液用天然高分子降滤失剂、钻井液用抗高温抗盐防塌降滤失剂等

2.2 二开井段（2200～3370m）

上部井浆+（0.3～0.5）%钻井液用聚丙烯酰胺干粉+（3～5）%氯化钠+（5～7）%氯化钾+（0.5～1）%钻井液用低黏羧甲基纤维素钠盐+（1.5～2.5）%钻井液用抗高温抗盐防塌降滤失剂+（1.5～2.5）%钻井液用乳化石蜡+（2.5～3.5）%钻井液用超细碳酸钙

2.3 2800m后加入（2～3）%钻井液用磺甲基酚醛树脂-1+（0.5～1）%钻井液用磺酸盐共聚物降滤失剂

其它：工业用氢氧化钠、钻井液用硅氟类降黏剂、加重剂等。

二、第一阶段钻进施工及卡钻故障及分析

1、钻进技术保障措施

1.1 提高钻井液的抑制性、携岩性和防卡能力，保持井壁稳定和井眼清洁。钻进过程中根据本井段钻井液配方适时补充各种处理剂，维持处理剂的有效含量，严格控制钻井液各项性能达到设计要求。

1.2 钻进入沙河街组前加入足量的降失水剂，降低钻井液的滤失量。井深2200m将钻井液转化为复合盐封堵防塌钻井液，按设计配方加入配套处理剂，体系转换过程中注意性能的稳定，防止性能波动幅度过大影响井下安全。在井深2400米过后井段加入封堵防塌剂，防止井下井壁不稳定复杂情况的发生。井深2800m后提高钻井液抗高温性能，增强钻井液高温稳定性。

1.3 充分使用好四级固控设备，严格控制钻井液中的劣质固相含量。钻进过程中，根据实际情况及时调整钻井液性能，保证施工安全。

1.4 每次性能调整前必须做小型试验。每钻进300-400m，进行一次短起下钻，清楚井底岩屑，保证井眼畅通。

1.5 沙河街组沙三段、沙四段。钻井液的主要任务为防塌、防喷、保护油气层。纯下亚段、沙四下注意防盐水侵。实际钻进中根据设计压力及时调整钻井液密度。

1.6 钻进过程中，要注意观察井口返浆情况、振动筛上的岩屑返出量、岩屑的形状的变化，严格控制钻井液性能达到设计要求，提高钻井液的悬浮、携带岩屑能力，确保正常钻进。

2、复杂情况发生及原因分析

2.1 钻至井深3345m，地质录井通知循环观察，恢复钻进，钻进中蹩跳钻严重，不能正常钻进施工，决定起钻观察钻头、钻具等情况、起钻第二柱偶有遇卡现象，活动后遇卡现象消除，起第三柱时遇卡现象加重，活动起至中单根4.50m处，遇卡严重，上下活动钻具无正常行程，钻具卡死，钻头位置3274.76m。

2.2 发生卡钻故障后，接顶驱开泵无法建立循环，转动钻具扭矩逐步增大，钻具在安全扭矩内无法持续转动，无正常活动空间，依旧无法正常开泵循环。

2.3 原因分析。在实钻中岩性为：沙四段上2590.00米～3000.00米地层为：深灰色泥岩与灰褐色油页岩、褐灰色油泥岩、灰质油泥岩、深灰色灰岩、泥灰岩、夹薄层浅灰色粉砂岩、泥质砂岩和灰质砂岩、含膏泥岩；沙四段下3000.00米～3520.00米地层为：灰色、深灰色泥岩、砂质泥岩，灰色含膏泥岩，紫红色泥岩与灰色粉砂岩、泥质粉砂岩，白云质粉砂岩不等厚互层。实钻岩性与地质地层预告岩性有所差异，尽千米的沙四段地层岩层中分布着含有盐的膏泥岩夹层，由于盐膏泥岩岩性矿物的性质所决定了盐易在水中溶解，盐岩层的溶解造成井壁失稳。

三、技术措施改进及钻井液性能优化

1、通过卡钻故障原因分析，针对性的制定出技术措施。钻井液体系转为饱和盐水体系；钻井液密度由1.30g/cm3提高至1.45g/cm3；鉆井液粘度切力同时提高防止掉快堆积提高携带和悬浮能力，初终切提至5-20Pa，漏斗粘度100s以上，配合短程起下钻工程措施，确保井眼干净。

2、钻至沙四上及沙四下注意防盐水侵，现场加强氯离子的监测，及时调整钻井液密度及各项性能，保证井下安全。目的层钻进中压失水、高温高压失水达到设计要求，及时添加（1.5～2.5）%乳化石蜡和超细碳酸钙封堵防塌，确保井壁稳定。

3、本井于2017年2月26钻至设计井深3370m，经电测、井壁取芯，井壁取芯室内定取芯17个深度，实际取芯15个深度共22颗岩心。甲方研究后决定加深150m。2017年3月14日试压为初始压力8MPa，30分钟后压力降为7.9MPa合格，本井正式完井。

四、总结与认识

1、由于邻井资料与本井有差异，造成对该井地层岩性掌握不足，钻井液不足以抑制盐的溶解从而造成井壁失稳，造成“大肚子”、”糖葫芦”井眼，是导致卡钻故障发生的前提。

2、钻井液粘度低、切力小、密度低，造成悬浮与携砂困难，从而造成整个井眼为漏斗式井眼影响携砂和上返速度致使井眼不干净沙子堆积而造成卡钻。

3、饱和盐水钻井液体系，有利于抑制含盐膏地层中盐膏的溶解，使确保地层与井壁稳定的重要措施。

4、钻进至含盐膏地层前钻井液盐的浓度应与地层浓度相匹配，实钻中要不断检测钻井液中盐的浓度，若发现盐的浓度呈降低趋势则说明钻井液的含盐量高于地层盐的浓度，不需再提高钻井液中盐的含量；反之，则必须要提高钻井液盐的含量以控制地层盐的溶解稳定井壁。

参考文献

[1] 蔡勇，坨深6井高密度钻井液技术[J].钻井液与完井液，2008，20（5）：38-40.

[2] 李海，刘永贵，等.抗盐聚合物钻井液在鲁迈拉油田R-504井中的应用[J].石油钻采工艺，2012，34（4）：47-49.