义289井井壁稳定钻井液技术

邱春阳，温守云，张希成，王兴胜

(胜利石油工程有限公司钻井泥浆公司，山东 东营 257064)

义289井是部署在济阳坳陷沾化凹陷义107鼻状构造带义289断块高部位的重点评价直井，钻探目的是为向西南扩大义283井区沙河街组含油气范围。该井设计井深为4 070 m，实际完钻井深4 090 m。井身结构为:一开 Ф444.5 mm 钻头 ×152.14 m、Ф339.7 mm 套管 ×151.29 m;二开Ф311.2 mm钻头 ×2 000 m、Ф244.5 mm 套管 ×1 999.64 m;三开 Ф215.9 mm 钻头钻至井深4 090 m 完钻，钻井周期77.77d，完井周期108 d，该井的钻探成功为深化研究及开发该区块油气藏提供了宝贵的技术经验。

1 钻井液技术难点

义289断块地质构造复杂，地层自上而下发育平原组、明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组。上部地层疏松，下部地层易坍塌，沙河街组存在高压层，施工中钻井液技术难点如下。

1)馆陶组、东营组和沙一段地层蒙脱石含量高，地层造浆严重，造成钻井液黏切剧增，易发生复杂情况。邻井曾在此井段起下钻发生严重的遇阻现象，被迫反复划眼，损失近10 d时间。

2)沙二段、沙三段和沙四段为灰色泥岩，局部为灰色泥岩和油页岩互层，油页岩易发生剥蚀掉块;灰色泥岩为硬脆性泥岩，易造成水化应力垮塌掉块，井壁严重失稳，引起各种复杂情况，该区块多口井在钻至该层位时均发生不同程度的坍塌掉块，严重者卡钻。

3)沙四段含有大段膏岩，膏岩易溶解在钻井液中，导致钻井液黏切增大，滤失量增加;膏岩发生塑性形变后，导致其上支撑的硬质泥岩因失去支撑而垮塌，造成起下钻遇阻及卡钻等复杂情况。

4)据地质预报，沙四段存在异常高压，且该区块地层温度异常高，义185井完井电测显示温度超过180℃，使用高密度钻井液在高温下进行施工，给钻井液提出了新的挑战［1］。

2 钻井液的选择

通过调研国内深井及超深井钻井液施工情况［2-6］，参考邻井钻井液施工经验，针对义289井三开地层特点及施工中的技术难点，确定了各个井段钻井液及基本配方。

二开采用聚合物防塌钻井液。配方为:一开井浆、0.3% ～0.5%(质量分数，下同)聚丙烯酰胺PAM、0.4% ～0.7%NaOH、2% ～3%铵盐 NH4HPAN、1% ～2%抗复合盐降滤失剂 WFL-1、0.5% ～1%高黏羧甲基纤维素HV-CMC。

三开采用双聚防塌钻井液。配方为:二开井浆、0.3% ～0.4% 聚丙烯酰胺 PAM、0.3% ～0.5%NaOH、2% ～3%抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、2% ～3%磺化酚醛树脂SMP-1、3% ～4%低荧光磺化沥青ZX-8、2% ～3%超细碳酸钙、1% ～2%聚合醇润滑防塌剂、2% ～3%胺基聚醇、0.5% ～1%硅氟稀释剂、0.5% ～1%稀释剂 GX-1、0.1% ～0.3%乳化剂 SP-80。

3 现场钻井液技术

3.1 二开(152.14 ～2 000 m)钻井液技术

1)使用一开井浆钻穿表层套管后，继续钻进80 m，然后改为大循环清水钻进，钻进至1 000 m转换为小循环钻进。

2)小循环后，停止加入PAM胶液，加快地层造浆速度。待漏斗黏度达到40 s后加入1%铵盐调整钻井液流型，然后加入PAM胶液，防止岩屑分散。

3)钻进中漏斗黏度控制在45～50 s，在保持钻井液具有一定悬浮携带能力的情况下，最大限度发挥钻头水马力，提高机械钻速。

4)适当控制滤失量，钻进中加入铵盐和抗复合盐降滤失剂WFL-1，逐渐降低中压滤失量至7 mL，适当冲刷井壁。

5)开动四级固控设备，钻井液密度控制在1.16 g/cm3以内，降低钻井液中的劣质固相。

6)中完后充分洗井，待振动筛无岩屑返出后，用WFL-1和HV-CMC配制60 m3稠浆(漏斗黏度大于70 s)封井，确保电测及下套管施工顺利。

3.2 三开(2 000 ～4 090 m)钻井液技术

1)开钻前预处理。三开井段设计密度为1.15～1.55 g/cm3，地质预报有异常高压层，钻井液密度可能达到2.0 g/cm3，高密度钻井液流变性能较难控制，必须控制膨润土含量。现场通过开动离心机和加入0.5%PAM稀胶液的方法降低膨润土含量，将膨润土含量由60 g/L降低到40～45 g/L后，按照配方加入各种处理剂，充分循环，性能达设计要求后开钻。

2)井壁稳定技术。a)进入沙河街组后，钻井液密度提高到1.20 g/cm3，并在钻进中根据实钻情况适时调节，保持对地层的正压差，防止井壁坍塌掉块;b)保持适当的钻井液流变性能。钻井液的动塑比控制在0.4～0.45 Pa/(mPa·s)，保证钻井液具有良好的流变性，减弱钻井液液流对井壁的冲蚀作用;同时在保证携岩和井眼清洁能力的情况下，尽量保持钻井液的低黏切，减弱压力激动对井壁稳定的影响;c)提高钻井液滤液的强抑制性，抑制泥页岩水化分散。及时补充1.5%胺基聚醇和2%聚合醇润滑防塌剂胶液，配合0.3% ～0.5%PAM胶液，保证其在钻井液中的含量充足，提高钻井液的抑制性;d)强化物理封堵，通过加入3%低荧光磺化沥青ZX-8，配合2.5%超细碳酸钙，改善泥饼质量，提高钻井液的封堵防塌能力;e)降低滤失量。使用3%KFT和2%SMP-1，将中压滤失量降低到3 mL以内，高温高压滤失量控制在12 mL以内，减轻滤液向地层的渗入;f)工程上保持合适环空返速，下钻到底开泵小排量顶通，慢慢提至正常排量，防止激动压力过大，造成井壁憋塌、憋漏。

3)润滑防卡技术。a)固相控制。保证聚合物PAM质量分数在0.3%以上，抑制钻屑水化分散，同时利用固控设备及时清除无用固相，减少劣质固相在泥浆中分散的可能性。b)补充足量的润滑剂，改善泥饼质量。在固相控制的基础上，形成薄而致密的泥饼是提高钻井液润滑性的关键。随着钻进的进行，加入2%聚合醇润滑剂和沥青类材料的加量，改善泥饼的润滑性，起到降低摩阻的作用。

4)中途测试措施。钻至3 850 m进行中途测试。测试前充分循环，井底干净后，用1.5%聚合醇润滑剂、1%石墨和1%SMP-1配制封井浆封井底1 500 m，保证中途测试的正常进行。

4 复杂情况的处理

4.1 碳酸氢根污染处理

义289井钻至井深3 860 m，碳酸氢根质量浓度达到9 376 mg/L，为严重的碳酸氢根污染。现场技术小组认为原因如下:本井是重点评价井，鉴于发现油气显示的需要，密度一直执行下限，不断有地层流体侵入，后效严重;地质录井显示，后效段CO2的体积分数在2% ～5%之间，正常钻进时体积分数在0.3% ～0.5%，因此对钻井液造成严重污染。

现场通过小型试验确定以下处理措施:1)配制稀释剂胶液两罐，共20 m3，配方为:10 m3清水、0.1 tPAM、0.4 tNaOH、0.5 tSF-1，按循环周加入钻井液中，降低钻井液黏度和切力;2)按循环周逐渐加入CaO，充分循环，使之反应生成CaCO3沉淀，以化学方法除碳酸氢根;3)后续钻进中适当提高钻井液密度至1.58～1.60 g/cm3，使油气层压而不死，活而不喷。

经过处理，钻井液流动性变好，性能稳定。处理前后钻井液性能如表1。

表1 污染前后钻井液性能变化情况

4.2 后效段油气侵处理

由于密度执行下限，油气显示活跃，自井深3 039 m开始，钻进时气测值保持在20% ～30%，每次下钻到底开泵循环，后效显示严重，气测最高达100%。大量油气侵入钻井液中，导致钻井液密度下降，黏切增大，流变性不稳。

现场处理措施:1)配制稀释剂胶液。3 900 m前胶液配方为:10 m3清水、0.1 t聚丙烯酰胺PAM、0.3 tNaOH、0.7 t硅氟稀释剂 SF-1;3 900 m 后胶液配方为:10 m3清水、0.1 t聚丙烯酰胺 PAM、0.25 tNaOH、0.7 t抗高温稀释剂GX-1。胶液均匀跟入，维持钻井液流变性。2)均匀加入0.5%SP-80，使侵入原油得到乳化，并增强钻井液的抗温能力;3)根据后效段情况，适时开启油气分离器，尽量使侵入气体从泥浆中脱附出来。

经过处理，钻井液流变性稳定，顺利完钻。

5 效果及认识

1)使用聚合物防塌钻井液和双聚防塌钻井液，解决了上部地层易造浆及下部地层易坍塌的难题，施工中井壁稳定，起下钻畅通无阻，电测及下套管一次成功率100%。

2)井身质量良好，二开平均井径扩大率为9.2%，三开平均井径扩大率为7.85%，满足了评价井对井身质量的要求。

3)上部地层易造浆，必须保证大分子聚合物的质量浓度在0.3%以上，控制滤失量在6～8 mL，适当冲刷井壁，提高机械钻速，才能预防复杂情况的发生。

4)下部地层易坍塌，必须保证防塌剂的质量浓度在3%以上，配合超细碳酸钙，调整钻井液中的固相颗粒级配，使之形成良好的泥饼，隔绝压力的传递;同时保持钻井液对地层的正压差，这样才能保证井壁稳定。

5)该区块碳酸根污染严重，必须采用合适的方式处理，CaO必须逐渐加入，否则加量过多会进一步恶化钻井液的流变性。

［1］鄢捷年.钻井液工艺学［M］.东营:中国石油大学出版社，2006.

［2］周辉，郭保雨，江智君.深井抗高温钻井液的研究与应用［J］.钻井液与完井液，2005，22(4):46－48.

［3］王关清，陈元顿.深探井和超深井钻井的难点分析和对策探讨［J］.石油钻采工艺，1998，20(1):1－17.

［4］黄治中，杨玉良，马世昌.不渗透技术是确保霍尔果斯安集海河组井壁稳定的关键［J］.新疆石油科技，2008，18(1):9－12.

［5］赵秀全，李伟平，王中义.长深5井抗高温钻井液技术［J］.石油钻探技术，2007，35(6):39－73.

［6］王亚宁，黄物星，龚厚平，等.周深X1井钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2011，28(4):40－45.