强抑制复合盐钻井液技术在胜利昌邑区块的应用

2020-07-20王宝田王雪晨王旭东

山东化工 2020年12期

王宝田,王雪晨,杨华,王旭东,王伟

(中国石化集团胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257000)

胜利昌邑地区二开上部井段钻遇地层为馆陶组、东营组、沙一、沙三段。上部地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，防坍塌卡钻，钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑、防止泥岩缩径、确保安全钻进为目的。二开下部井段钻遇地层为沙四段、孔一段；部分井钻至孔二段。沙四段和孔一段岩性为大段红泥岩、灰色砂泥岩夹薄层砂岩，较软，造浆性极强，钻井液流变性难移控制，主要以抑制地层造浆、有效携带岩屑，防止泥岩缩径、防塌为目标，确保安全钻进[3]。强抑制复合盐钻井液体系的强抑制性很好的解决了该地区造浆性强给钻井液带来的流变性调控难题，共计应用了昌21-斜2井、昌3-斜56井、昌26-斜3井等10口井，在该地区推广应用效果良好。

1 昌3-斜56井应用

1.1 井位基本信息

井位基本信息见表1。

表1 井位基本信息

1.2 地质概况

地址概况见表2。

表2 地址概况

1.3 工程概况

工程概况见表3。

表3 工程概况

1.4 各开次钻井液体系维护及处理

1.4.1 一开(0-210米)

一开使用同台老浆开钻。钻进过程中保持钻井液具有合适的粘切，以利于大井眼携岩，使用振动筛及除砂器清除劣质固相。一开完钻后进行短起下钻，到底充分循环后起钻下套管。

1.4.2 二开(210-2088米)

二开将一开泥浆加水稀释后开钻(调整粘度在28s左右)，双路循环钻进，钻进过程中补充清水，同时配制0.3%PAM胶液。定向前(500m)改小循环，控制钻井液粘度在30s左右，开启离心机清除劣质固相，充分利用固控设备，保证钻井液的清洁。钻进中配制0.5%～1%PAM胶液抑制岩屑水化分散，并维持泥浆中较高的聚合物含量(0.5%左右)，将钻井液的粘度控制在不高于35s，保证钻井液的低粘低切。进入沙一段(680m)后，可配制1%～2%铵盐调整泥浆的流型并适当降低失水，继续控制粘度不高于35s。

钻至沙三段(780m)后，加入0.5tLV-CMC控制失水，逐渐将失水控制到10mL左右。密度控制在1.10g/cm3，粘度35s左右，坚持使用离心机等固控设备。若粘度过高，可适当置换一部分钻井液。

进入孔一段(1145m)前，加入0.5%的胺基硅醇，提高钻井液抑制性。控制钻井液粘度在35s左右，为钻井液转型做好准备。

进入孔一段后开始钻井液转型，转换为复合盐强抑制润滑钻井液。一次加入2tNaCl+5tKCl 。转型后用高分子、FHFD、KFT调整好泥浆性能。

转型后钻井液性能：密度1.12g/cm3，粘度40s，塑性粘度13mPa·S，动切力4Pa，静切力1/5Pa，失水8mL，pH值9。

进入油层前，加入2%海水降失水剂，降低失水至5mL以内。

钻进过程中定期补充KCl、NaCl，保持泥浆中Cl-的含量。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。

加强工程措施的配合，进入泥岩段后要求井队每钻进150～200m进行短起下钻，协助岩屑的携带及保证井下畅通。

完钻后充分循环，保证井眼循环干净，起钻换通井钻具通井，下到底后充分循环，起钻前配制高粘润滑封井浆30m3封斜井段，确保电测、下套管的顺利进行。

封井浆配方：井浆30m3+2%液体润滑剂+1%固体润滑剂。

1.4 全井钻井液性能

全井钻井液性能见表4。

表4 全井钻井液性能

1.5 井径分析

本井目的层井径扩大率6.5%，井眼规则，强抑制复合盐能有效抑制地层造浆，短起下及起下钻顺利，无缩径、大肚子井眼情况。

2 昌5-斜10井应用

2.1 井位基本信息

井位基本信息见表5。

表5 井位基本信息

2.2 地质概况

地质概况见表6。

表6 地质概况

2.3 工程概况

工程概况见表7。

表7 工程概况

2.4 各开次钻井液体系维护及处理

2.4.1 一开(0-270m)

一开配制预水化8%的膨润土浆100m3开钻。钻进过程中用清水维护补量，保持钻井液有合适的粘切，以利于大井眼携岩，使用振动筛及除砂器清除劣质固相。

一开完钻后进行短起下钻，到底充分循环，用1吨土粉，配制15方封井浆，封井后起钻下套管。

2.4.2 二开(270-2303m)

二开采用一开泥浆小循环开钻，因二开起始出现最大直径1CM左右的砾石，故开始保持35～38s左右较高粘切，穿过砾石层之后开始大量补充PAM胶液，逐渐将粘度降至32s左右，600米左右开启离心机，彻底清除无用固相，保持粘度32～35s左右钻进至960米，短起下5柱后转复合盐体系，转换前泥浆密度1.11，粘度35s，先放浆10方，大量补充0.15%浓度的PAM胶液，加0.5吨CMC-LV，然后再按照循环周加盐一周，加量5吨氯化钠和5吨氯化钾(总泥浆量120方)，返出后性能为：密度1.14，粘度33，PV6，YP 1，G0-0，FL 12,pH值 7(未加烧碱)。转型成功，后期采取聚合物和LV-CMC、FHFD胶液维护，并逐渐降失水。七号罐用一开倒过去的泥浆加1t土粉，0.1t烧碱配制坂土浆备用。

钻进至造斜点前后，出现一些硬脆性灰黑色泥岩掉块，最大1×0.5cm左右，为保证井下安全，用天然高分子降失水降至5mL以下，钻进过程,及时补充1%～2%FHFD维护钻井液封堵抑制性能。

1610m开始定向，钻进至1636m，起钻换螺杆和钻头，起钻前用DSP-2和土粉配稠塞清扫井眼两次，返出一些灰黑色泥岩掉块，循环干净后用DSP-2和土粉配制封井浆封井底500m起钻。起钻前密度1.14，粘度40，失水4.4mL。

采用每日胶液补充的方式逐渐加入氯化钠和氯化钾，保证含量[4]。

钻进至2100m，出现碳质泥岩，将储备的坂土浆一次性混入，将密度维持在设计上限，2120m穿过碳质泥岩段，未出现复杂情况，维持65～70s的较高粘切至完钻。加强工程措施的配合，转型后要求井队每钻进150～200m进行短起下钻，保证井下畅通。

完钻后充分循环，保证井眼循环干净，短起下到底后充分循环，起钻前配制高粘润滑封井浆30m3封斜井段，确保电测顺利。

因电测油气显示不好决定侧钻，造斜点1241m，因完钻泥浆粘切较高，固井及扫塞时放掉一部分泥浆，补充大量稀胶液，将粘度降至42s左右，再次分批加入氯化钾和氯化钠，保持一定的盐含量，侧钻段地层和原井眼地层岩性差别较大，原井眼造浆不严重，而侧钻井眼孔一段大部分为红色软泥岩，造浆严重且钻时快，粘切上涨压力大，保持除砂器、离心机开启，大量补充聚合物、铵盐和褐煤配制的稀胶液，尽量维持粘度在50s以下，顺利穿过了红色软泥岩地层。本侧钻段未钻遇碳质泥岩地层，钻进至2155m完钻，完钻泥浆性能为：密度1.15，粘度56，塑性粘度17，动切力8，静切力3.5/22 失水4.4。

完钻后换牙轮钻头通井，循环彻底后用固体润滑剂配封井浆30方封井，确保了电测的顺利。电测一次成功，井壁取心14颗。