葡79区块五段制大位移井钻井液技术

2018-06-19盖大众

西部探矿工程 2018年6期

盖大众

（大庆钻探钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

目前，国内大位移井的相关技术正日益成熟，但与国外相比，在工艺、设备、钻井液技术等方面，仍存在一定差距，尤其是水基钻井液技术方面，缺乏高效的润滑剂、井壁稳定剂等材料，导致很多井仍采用油基钻井液施工[1]。葡79区块五段制大位移定向井位于库里泡附近，是大庆油田历史上规模最大的平台开发定向井，隶属于采油七厂，共施工6组大平台，每组平台11口井，共66口井，开发目的层为高台子兼探葡萄花油层。受地质和地面条件影响，井深一般在2900～3100m，水平位移大于2000m，水垂比为1.5～2.0。在本区块前期施工过程中，使用的是阳离子聚合物钻井液体系，该体系在浅层水平井开发过程中应用效果良好，但由于抑制性和润滑性处理剂品种单一，在大位移水平井施工过程中，暴露出诸多问题，曾多口井发生钻头泥包、定向施工扭矩摩阻大、卡钻、井漏等复杂事故。例如：葡79-3井发生多次起下钻阻卡，套铣卡钻处理耗时7d，葡79-4井被迫将五段制改为三段制，葡79-5井漏失量达200m3。采用阳离子聚合物钻井液体系已无法满足现场施工需求，通过改用氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系和配套工艺技术，在后续施工过程中，无井下复杂事故发生。

1 地质及工程难点

1.1 地质难点

该区块钻遇层位为四方台、明水组、嫩江组、姚家组和青山口组，嫩五至嫩三段为灰绿色及紫红色泥岩，蒙脱石含量为50%，地层岩性软、造浆性强，地层易发生缩径，嫩二段为黑褐色油页岩及灰黑色泥岩，夹黑褐色油页岩薄层，易发生井壁失稳，姚家组上部为灰黑、黑灰色泥岩，下部为紫红、灰绿色泥岩、灰色泥质粉砂岩，该层位长期注水开发，受葡萄花油层注水井影响，地层孔隙压力较高，孔隙压力范围1.50～1.60，地层孔隙连通性好，易发生井漏，青山口组以黑色泥岩、灰色泥岩为主，粉砂质泥岩与细粒砂岩、钙质粉砂岩呈不等厚互层，极易发生井壁失稳剥落掉块。

1.2 工程难点

2 钻井液配方及室内评价

2.1 钻井液配方

根据库里泡区块地层岩性及高孔高渗的特点，针对大位移定向井如何降低摩阻扭矩、保持井眼清洁、维持井壁稳定和随钻防漏堵漏这四大关键问题[3]，通过室内实验，优选评价出氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系，体系配方：4%～7%坂土浆+0.03%～0.05%KOH+2.0%～4.0%降滤失剂FRJ-2+1.5%～3.0%磺化沥青FT-1+5.0%～7.0%氯化钾+2.0%～5.0%硅酸钠+0.3%～0.5%胺基抑制剂+2.0%～3.0%聚合铝封堵剂ASP+0.3%～0.6%包被剂KPAM+0.03%～0.05%黄原胶XC+4.0%～7.0%环保合成脂+3.0%～5.0%极压润滑剂。

2.2 室内评价

2.2.1 钻井液体系抑制性评价

基浆配方：5%膨润土+0.3%纯碱+0.03%KOH，分别配制阳离子聚合物、氯化钾聚合物、有机硅和氯化钾/硅酸钠聚合物4种钻井液体系对比测试，4种体系均按现有标准配方配制。取库里泡区块嫩五段岩块，考察其滚动回收率及膨胀量实验，见表1，从而判断其抑制性变化，实验条件为120℃×老化16 h。

从滚动回收率和膨胀量测试实验中表明，钻井液体系抑制性强弱顺序为：4#＞2#＞3#＞1#，氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系抑制性最好，因氯化钾能与硅酸钠产生协同作用，提了高体系的抑制能力。

2.2.2 封堵性评价

实验采用FA-BX便携式无渗透滤失仪，实验条件为0.7MPa、7.5min，取5%膨润土+0.3%纯碱，水化16h后作为基浆，每次样品基浆量350mL，砂床体积200mL，加入3%堵漏材料，分别通过40/70目砂床、20/40目砂床、10/20目砂床进行封堵测试，结果见表2。

表1 滚动回收率及膨胀量实验

表2 砂床钻井液封堵实验

根据砂床漏失实验，Ⅰ型封堵剂和Ⅱ型封堵剂封堵效果不够理想，该体系选用的聚合铝封堵剂ASP在通过砂床表现最好，能够快速填充孔隙通道，形成承压屏障减少漏失，封堵能力较好。

对于因物业服务企业擅自提高收费标准或者巧立名目乱收费而导致业主拖欠物业服务费的情形，笔者认为物业服务企业擅自提高收费标准或者乱收费的行为违反了法律规定，超出收费标准的部分应当确定为无效，业主应当按照当地政府物价部门规定的收费标准缴纳物业服务费，对于多余的部分可以不缴纳，同时政府价格监督管理部门应当对物业服务企业的违法收费行为给予行政处罚。

2.2.3 润滑性和流变性评价

室内按配方配制氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系，分别逐步提高钻井液密度，加入不同比例的环保合成脂和极压润滑剂，测试钻井液性能，结果见表3。

可见，随着密度提高，润滑材料加量增大，流变性和润滑性能稳定变化，均在合理可控范围内，满足现场施工要求。

3 现场应用

3.1 配浆

氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系现场主配方为：4%膨润土+0.3%Na2CO3+0.05%KOH+2.0%降滤失剂FRJ-2+2.0%磺化沥青FT-1+5.0%氯化钾+3.0%硅酸钠+0.3%%胺基抑制剂+2.0%聚合铝封堵剂ASP+0.3%包被剂KPAM。采取地面循环方式对钻井液充分剪切，各项性能符合开钻要求。

3.2 现场维护

维护处理整体思路：通过硅酸盐、无机盐和胺基抑制剂的协同作用，与地层矿物反应生成沉淀封堵微小裂缝，改善和提高泥页岩的半透膜效率，抑制水化膨胀分散[4]，解决四方台、明水组、嫩五段、嫩四段泥岩分散造浆和粘附井壁的问题以及青山口组井壁稳定问题；使用极压润滑剂和环保合成脂，提高钻井液高密度条件下的润滑性，解决扭矩、摩阻大以及润滑防卡的问题；使用防漏堵漏封堵材料，解决在高孔高渗条件下，葡萄花油层的井漏和油气水侵问题。

3.2.1 直井段

直井段主要层位是嫩五段，岩屑上返过程易泥包钻头钻具、糊筛布。钻井液以强抑制、低失水和低粘切为维护处理原则。密度不低于1.12g/cm3，粘度45～50s，以胶液形式补加包被剂和降失水剂，滤失量低于3mL，防止泥饼虚厚。调节流型，提高水动力。

3.2.2 增斜段

表3 不同加量性能变化情况

增斜段层位从嫩五段至姚四段，上部软泥岩造浆性强，易缩径，下部油页岩易剥落失稳。钻井液以改善泥饼质量、密度平衡、强润滑、强抑制为维护处理原则。井斜0°～45°时逐次加入总含量3%的极压润滑剂和4%的环保合成脂，每钻进100m补充0.1t的KPAM，进入嫩二段前提高密度至1.20g/cm3，60°以后，利用黄原胶调整流型，提高切力。

3.2.3 第一稳斜段

第一稳斜段主要位于姚家组，井斜75°，段长1500m左右，易托压，受葡萄花油层长期注水影响，地层孔隙压力系数1.50～1.60，且孔隙连通性好，易漏易侵。钻井液以加强封堵防塌、降摩阻、降失水为维护处理原则。进入该层位前100m将密度提高至1.70g/cm3，并分别加入1%的ASP、非渗透封堵剂及随钻堵漏剂（非渗透封堵剂为细纤维类，随钻堵漏剂为粉末类，是2种大庆地区应用范围较广的惰性随钻封堵材料），提高井壁承压能力，及时补充抑制剂，控制泥岩分散造浆，保持岩屑成型度，每钻进100m补充润滑材料1t，加强四级固控使用率，防止岩屑重复研磨，影响流变性。

3.2.4 降斜段

降斜段施工层位仍是姚家组葡萄花油层，井斜逐渐降至30°，井眼轨迹支点增多，钻具与井壁接触面积增大，易托压、卡钻。钻井液以加强润滑、清除有害固相、调整流变性为维护处理原则。每钻进100m补充润滑材料2t，离心机常开，最大程度清除有害固相，减小摩阻，密度控制在1.70～1.75g/cm3，用FRJ-2和ASP的稀胶液调整流型，控制塑粘和切力，防止激动压力过大，井壁失稳。

3.2.5 第二稳斜段

第二稳斜段施工层位主要是青二、三段，黑色泥岩及砂泥岩互层导致井壁稳定性差，易出现剥落掉块。钻井液以封堵防塌，兼具润滑降摩阻为处理原则。用总含量6%的FT-1和ASP胶液进行日常维护，每钻进100m补充润滑材料2t，严格控制密度在1.74～1.75g/cm3，粘度65～70s，加强泥饼质量，失水低于2mL，保证其良好的护壁作用。

3.3 施工效果

以葡79-12井为例，井深3080m，对比阳离子聚合物钻井液施工井情况如表4所示。

钻井周期平均缩短15d，平均机械钻速达到8.9m/h，且钻井液性能稳定，见表5，全井起下钻顺畅，下套管一次到底，固井质量合格。

表4 施工对比情况

4 结论

（1）针对葡79区块的工程地质难点，优选评价出氯化钾/硅酸钠聚合物钻井液体系，体系配方为：4%～7%坂土浆+0.03%～0.05%KOH+2.0%～4.0%降滤失剂FRJ-2+1.5%～3.0%磺化沥青FT-1+5.0%～7.0%氯化钾+2.0%～5.0%硅酸钠+0.3%～0.5%胺基抑制剂+2.0%～3.0%聚合铝封堵剂ASP+0.3%～0.6%包被剂KPAM+0.03%～0.05%黄原胶XC+4.0%～7.0%环保合成脂+3.0%～5.0%极压润滑剂，室内评价效果较好。

（2）该体系主要从携岩性、抑制性、润滑性和封堵防塌性4个方面，解决了大位移定向井施工的关键问题。在钻遇不同层位时，通过有针对性的维护处理、性能调节，克服了五段制轨迹摩阻大返砂难、长泥岩段水敏性强、高密度薄弱层易漏以及青山口泥岩易塌等不利因素，现场应用效果良好。