哈拉哈塘区块标准井防阻卡钻井液技术

舒义勇 孙俊 周华安 曾东 徐思旭 李志斌

1.川庆钻探工程有限公司新疆分公司；2.川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司

哈拉哈塘区块标准井为三开井身结构［1］。钻井事故复杂集中在二开井段，主要有二开上部井段的“虚假”泥饼缩径阻卡、中部井段的井壁失稳阻卡和下部井段的定向托压阻卡，甚至黏附卡钻。HA11-9X井二开上部地层阻卡严重，长段倒划眼，严重影响钻井周期；HA16-19X井短起至井深3 451 m，阻卡严重倒划眼，最终导致卡钻，通过泡解卡液解卡；HA121-5井在钻进至井深5 644 m后起钻，下钻遇阻划眼过程中井壁失稳划出新井眼，报废进尺800 m；HA15-18X井在泥盆系定向过程中托压严重，定向困难，定向过程中钻具发生黏附卡钻，经过浸泡解卡液解卡；HA15-H21井中完通井划眼至井深6 581 m，因井壁垮塌导致卡钻，泡解卡液未解卡，后回填侧钻；HA15-33井侧钻期间下钻至井深6 427 m遇阻发生卡钻，通过浸泡解卡液震击解卡；HA15-27井钻进至井深5 287.00 m发生卡钻，经3次泡解卡液和柴油等措施均未解卡，因卡钻打捞困难，最终回填侧钻。综上，亟待对该区块的阻卡原因开展分析研究［2］。

1 阻卡原因分析及应对思路

1.1 白垩系以上地层“虚假”泥饼缩径导致阻卡

哈拉哈塘区块白垩系地层埋深约4 500 m，白垩系以上地层主要是新近系和古近系，以棕色和棕褐色泥岩为主，夹部分粉砂岩，地层欠压实，成岩性差，渗透性好，可钻性强，为正常压力系统。在正压差的作用下，虚厚的外泥饼和岩屑黏附井壁容易形成“虚假”泥饼导致缩径阻卡。解决思路是强化封堵减小沿程消耗，以及采取大排量、高返速和低黏切作业“冲刷”井壁，使钻井液在近井壁形成紊流，防止岩屑黏附井壁导致阻卡。白垩系以上地层控制马氏漏斗黏度在40 s以内，保持钻井液较低的黏切、有限的包被抑制性能，中压失水在20 mL以上，能有效解决白垩系以上地层的起下钻阻卡复杂［3］。

1.2 侏罗系、三叠系、二叠系侵入岩垮塌导致的阻卡

随着井深的增加，进入白垩系，地层成岩性较好，渗透性减弱。地层普遍含伊/蒙混层，岩性混杂，不仅容易吸水膨胀导致垮塌，还容易产生剥蚀性掉块，这两种情况常同时存在导致井壁失稳，起下钻阻卡频繁。因此，进入白垩系之前，需转换成全阳离子钻井液体系，迅速降低钻井液滤失量，强化钻井液的抑制性能，引入沥青类的防塌剂，以及成膜封堵剂FDM-1，进一步改善钻井液的颗粒级配，使钻井液中的微小颗粒能有效封堵泥页岩的孔喉，减少滤液渗透，防止井壁垮塌导致阻卡；同时，使用高密度钻井液(密度比井浆高0.20～0.30 g/cm3，黏度在100 s左右，段塞在200～300 m)加雷特纤维清洁井眼，防止掉块堆积造成阻卡。

1.3 长裸眼段定向托压和黏附卡钻造成的阻卡

为了提高单井产量，哈拉哈塘区块标准井普遍采用短半径大斜度井开发。二开井段造斜点位于泥盆系桑塔木组，井深约6 400 m，进入奥陶系一间房组中完，中完时井斜约30°。长裸眼段定向因钻具与井壁接触面积大，托压严重［4］。采用“固−液”润滑方法缓解托压，效果不明显，长时间的定向钻进存在极大的黏附卡钻风险。通过改变钻具与井壁之间的接触方式，加入0.3%～0.5%特制蛭石，有效降低摩阻200～300 kN，解决了长裸眼定向存在的定向托压和黏附卡钻问题。

2 体系及主要助剂

全阳离子钻井液体系所用的处理剂都是阳离子型的，其电动电位跟地层相近。体系性能稳定易于维护，处理剂品种简化，抑制性强，抗污染能力强，抗高温稳定性好，可抗160℃高温，高温下弱凝胶特性突出(类似正电胶钻井液流变特性)，在高温条件下，该体系能形成较强结构，高温携砂性能优于其他体系，能有效保证井眼畅通。该体系有较强的抑制性，使井壁泥岩在钻井液中不易水化膨胀，有利于保证井壁稳定。全阳离子体系基本配方：4%膨润土粉+0.5%NaOH+1%阳离子包被剂CPH-1+6%阳离子降滤失剂CPF+1%阳离子抑制剂CPI+2%阳离子干粉沥青CPA+2%成膜封堵剂FDM-1+2%润滑剂+重晶石粉，性能评价见表1。

表1体系基本性能Table 1 Basic properties of the system

FDM-1成膜封堵剂是一种纳米—微米级高分子聚合物乳液，可在多孔介质(如孔隙性地层)表面，通过滤失形成致密的高分子膜。这种高分子膜具有非渗透、可变形的特性，在地层孔隙、裂隙中形成致密封堵层，降低渗透压，阻止滤液侵入地层，防止泥页岩水化膨胀，保持井眼稳定。

长裸眼井定向过程中，为降低摩阻，减少托压，常在钻井液中加入诸如玻璃微珠、石墨粉等固体润滑剂。这种润滑措施对于轻微托压的情况能达到“立竿见影”的效果，但对于托压严重的井，特别是长裸眼段定向井，收效甚微。于是，在钻井液中引入了0.3%～0.5%特制蛭石，其颗粒尺寸3～5 mm，大于钻井液泥饼的厚度，并且呈规则的片状，有一定的刚性，嵌入泥饼后在钻具的挤压下不容易移动位置，减小钻具与井壁泥饼的接触面积，使钻具与井壁泥饼之间的接触由面接触变为点接触，从而达到降低摩阻防止托压和黏附卡钻的目的。

3 分段钻井液技术

3.1 二开Ø243.1 mm井眼第1段，1 500 m～白垩系中部(约4 200 m)

(1)二开上部地层采用低黏切大排量钻进，起步马氏漏斗黏度控制在30～32 s，排量在50～55 L/s，保证钻井液在环空上返过程中呈紊流状态(Re＞4 000)，保持钻井液对井壁有足够的冲刷作用，防止岩屑贴井壁导致阻卡。

(2)用2种不同分子量的包被剂复配提高钻井液的包被性能。2种包被剂分子量在300～600万之间，发挥2种包被剂的协同包被作用，同时控制加量在0.1%～0.3%，防止加量过大导致黏度上涨。氯化钾的加量控制在1%～3%，防止加量过大对井壁形成硬抑制而导致阻卡。

(3)二开上部地层以大段砂泥岩为主，地层欠压实，渗透量大，需加强封堵。封堵剂的选择以80～120目的随钻堵漏剂为主，同时配合超细碳酸钙即可，控制钻井液的渗透量在理论消耗量的3倍以内。

(4)随着井深的增加，环空压耗增加，排量降低，适当的补充预水化好的膨润土浆提高钻井液的切力，保证钻井液的携砂性能，井深4 200 m以内马氏漏斗黏度不得超过40 s，同时保证排量在40 L以上。

3.2 二开Ø243.1 mm井眼第2段，白垩系中部～泥盆系中部(造斜点约6 400 m)

(1)钻进至白垩系中部后进行体系的转化。转换前做好室内实验，确定最佳转化配方。转化胶液配方：井场水+0.5%NaOH+0.8%阳离子包被剂CPH-1+4%阳离子降滤失剂CPF+1%阳离子抑制剂CPI+1%阳离子干粉沥青CPA。

(2)进入侏罗系后，地层微裂缝发育，加入1%～2%阳离子干粉沥青CPA和1%～2%成膜封堵剂FDM-1，控制API失水在5 mL以内和HTHP失水在12 mL以内，强化封堵，改善泥饼质量。

(3)随着井深的增加，循环压耗也随之增加，排量逐渐降低，钻井液的流变性则适当上调，保证钻井液的携砂性能，控制黏度在50 s左右，初切1～2 Pa，终切6～8 Pa,要保证钻井液的弱凝胶性能，防止长裸眼井段黏切过高导致开泵困难。

(4)防止大的掉块和钻屑在井筒堆积，需辅助高密度钻井液加雷特纤维清洁井眼，高密度钻井液密度比井浆高0.20～0.30 g/cm3，黏度在100 s左右，段塞在200～300 m为宜，高密度钻井液携砂频次根据井况需要定。

3.3 二开Ø243.1 mm井眼第3段，桑塔木组—一间房组(中完井深约6 700 m)

(1)进入造斜点前300 m，逐步将全井钻井液油含提高到3%以上，同时加入0.3%～0.5%石墨粉，不断强化泥饼的润滑性能，为定向作业做好铺垫。若定向过程中有托压现象，则加入0.3%～0.5%玻璃微珠。

(2)随着井深的增加，地层温度不断增加，逐步提高阳离子降滤失剂CPF的加量至6%，提高钻井液的热稳定性，形成薄而韧的致密泥饼，进入柯坪塔格组易塌地层继续增大阳离子干粉沥青CPA的用量，保证钻井液在高温下具有良好的流变性和较低的高温高压失水，高温高压控制在12 mL以内(140°)。

(3)若托压超过100 kN，则加入0.3%～0.5%特制蛭石，其尺寸在3～5 mm之间，通过加重漏斗均匀加入，防止加入不均匀堆积堵塞定向仪器。

(4)钻至中完井深后，将井筒内的钻屑充分循环干净，垫入防卡钻井液30 m3，井浆中加入1%～2%润滑剂，后再进行电测。

(5)哈拉哈塘区块普遍存在下Ø200.03 mm套管时发生井漏，下套管前地面准备不少于200 m3密度1.25～1.26 g/cm3钻井液，以备井漏时使用，保证下套管完后固井施工顺利进行。

3.4 现场应用评价

HA9-13X井完钻井深6 921 m。一开表层460.40 mm钻头钻进至井深1 500 m中完，下入Ø273.05 mm套管；二开Ø241.30 mm钻头钻进至井深6 685 m中完，下入Ø200.03 mm套管；HA9-13X井二开上部采用氯化钾聚合物钻进至4 200 m(白垩系中部)转换成全阳离子钻井液体系。二开上部钻进过程中起步马氏漏斗黏度控制在32 s，转全阳离子钻井液体系前控制马氏漏斗黏度不超过40 s，短起下钻井眼畅通，无阻卡；转换成全阳离子钻井液后配合阳离子乳化沥青防塌，在进入三叠系引入1%～2%成膜封堵剂FDM-1，进一步改善泥饼质量，降低钻井液渗透压，防止三叠系泥页岩吸水膨胀垮塌；顺利钻穿三叠系和二叠系火成岩，未出现明显井壁失稳垮塌现象。进入造斜点(6 350 m)前，将钻井液的油含提高到3%以上，同时引入0.3%～0.5%石墨粉和0.3%～0.5%玻璃微珠，因定向过程中托压严重，进一步引入0.3%～0.5%特制蛭石后，托压由原来的200～300 kN降低至50～100 kN，顺利钻进至中完井深6 685 m，未出现严重托压和黏附卡钻现象。见表2、表3。通过对哈拉哈塘区块二开快速钻进期间的阻卡情况分析，对关键的钻井液技术问题进行分析研究应用，解决了该区块二开长裸眼钻进的阻卡问题，节约了钻井周期，具有推广应用价值。

表2 HA9-13X井二开实钻钻井液性能Table 2 Properties of drilling fluid actually used in the second stage of Well HA9-13X

表3 HA9-13X井与邻井二开周期对比Table 3 Second-stage cycle comparison between Well HA9-13X and its neighbor well

4 结论与认识

(1)二开上部地层采用低黏切、大排量钻进，保证钻井液在环空上返过程中呈紊流状态(Re＞4 000)；同时加强封堵，是防止起下钻阻卡的关键。

(2)在钻井液中引入1%～2%成膜封堵剂FDM-1，进一步强化了全阳离子钻井液体系的封堵防塌性能，有利于井壁稳定。

(3)定向井段在钻井液中加入0.3%～0.5%特制蛭石，可减小钻具与井壁泥饼之间的接触面积，使钻具与井壁泥饼之间的接触由面接触变为点接触，从而降低摩阻，防止托压和黏附卡钻，采用的润滑材料及效果有借鉴作用。

(4)哈拉哈塘区块标准井二开长裸眼钻井采取的防阻卡钻井液技术措施，可有效降低事故复杂，节约钻井周期。