深探井W34井钻井液技术

2021-04-15余建顺

西部探矿工程 2021年4期

余建顺

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163000）

大庆油田为保证原油4000×104t 可持续稳产，加大了外围油气资源的勘探开发力度，在海拉尔探区贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷乌东斜坡构造带上，完成了该探区近年来最深的一口探井W34井，完钻井深4050m，目的层位以南屯组、大二段为主，兼探铜钵庙组、大一段。钻井目的是进一步向深部下洼探索乌南次凹岩性圈闭的含油气性，深入认识乌南次凹岩性油藏的控藏因素及油气分布规律，为该区预探井的部署和提交油气储量做准备。

1 地质工程概况

1.1 地质概况

上部地层（深度0～502m），岩性主要为泥岩与泥质粉砂岩；中部地层（深度502～1410m），岩性主要为泥岩与泥质粉砂岩及粉砂岩互层，中部存在断层，底部夹黑色煤层；下部地层（深度1410～4050m），岩性主要为泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩及砂砾岩互层；上部夹有煤层中部有断层。

1.2 工程概况

一开使用∅400mm 钻头，钻至井深502m，下入∅339.7mm 套管500m；二开使用∅311mm 钻头，钻至井深1410m，下入∅244.5mm 技术套管1407m；三开使用∅215.9mm 钻头，钻至井深4050m，下入∅139.7mm套管4050m。钻井周期为109.23d，平均机械钻速为3.49m/h，全井下钻通井与电测及下套管均顺利，固井质量优质。

2 钻井液技术难点

（1）一开大井眼段上部地层，泥岩与泥质粉砂岩成岩性差，水敏性强，极易发生水化分散；钻进中，钻速快，岩屑粘滞性强，井眼岩屑浓度高，岩屑上返不及时，井眼内易形成泥环、缩径现象，造成环空不畅，易导致一完时，表层套管下入困难。

（2）二开大井眼段中部地层，泥岩造浆严重，岩屑粘滞性强，易粘连聚集，影响井眼内岩屑及时返出，易形成泥环、缩径、环空憋压现象。尤其伊敏组中部，井深1030m 处存在断层，钻井过程中断层处极易发生井漏；底部夹有煤层，极易造成井壁剥落，形成大肚子井眼，不利于岩屑及时上返，最终易导致起下钻、中途测井及技术套管下入困难。

（3）三开下部地层，泥岩造浆，井深1955m 存在断层，断距约为80m；钻井过程中易发生井漏；局部地层砂砾岩发育，可钻性差、研磨性强、钻头易缩径，使得井眼扩大率相对偏小，井下易产生压力激动；地层倾角达到30°～50°，倾角与倾向规律性不强，井斜和曲率变化控制难度大，所钻井眼井壁不规整，进而影响岩屑的上返，易形成岩屑床造成卡钻及憋压；施工中，为控制井斜频繁更换钻具结构，起下钻次数增多，螺扶对井壁刮碰次数随之增多，极易破坏井壁泥饼，在140℃～150℃高温下，易诱发泥岩井壁剥落坍塌。

3 钻井液技术

（1）一开∅400mm井眼，钻井液配方：6%～10%膨润土 + 0.3% ～0.5% Na2CO3+ 0.025% NaOH + 0.5%NPAN+0.3%FA368+0.8%有机硅腐钾。钻井液密度为1.05～1.15g/cm3、粘度为50～60s，钻进中钻井液满足了大井眼钻井携岩要求，完钻大排量充分洗井后，表层套管下入及固井顺利。

（2）二开∅311mm井眼，两性离子聚合物钻井液配方为：一开基浆+0.7%NPAN+0.4%FA368+0.4%XY28+1.0%高效封堵降滤失剂+1.0%有机硅腐钾+1.0%KOH+1.25%HA树脂1.0%GWJ+1.5%RH-3。

①维护钻井液性能的胶液配方：0.4%NPAN+0.5%FA368+0.5% HA 树脂+0.5%有机硅腐钾+0.25%KOH；钻进过程中，根据钻速及返砂情况，使用好固控设备，用胶液以细水长流的形式，维护好钻井液性能，并保证FA368的有效含量不低于0.3%，利用包被剂吸附在岩屑表面，形成包被水化层，延缓粘土的水化和分散，保持钻井液具有较强的抑制性；每钻完一个单根，均匀划眼1次，上提下放钻具冲击井底2～3次，将岩屑充分冲离井底，提高岩屑的输送比，降低环空岩屑浓度；并通过定期短起下钻修整井壁，防止泥岩井段岩屑与井壁间的粘连形成泥环缩径，保证井眼清洁。

②断层地层防漏：钻遇断层前50m，补充加入3%CaCO3、3%磺化沥青、3%高效封堵降滤失剂、1%低渗透井壁稳定剂，并调整好钻井液流变性；增加钻井液储备量，钻井液密度采用设计下限施工，同时控制好钻进、划眼及上提下放钻具的速度，减小井底压力激动，做好防漏工作。

③煤层地层防塌：钻遇煤层前50m，补充加入1%HA树脂、3%CaCO3、3%磺化沥青、3%低渗透井壁稳定剂，提高钻井液造壁、护壁能力；控制钻井液密度为1.05～1.10g/cm3，粘度为60～70s，滤失量小于3mL；同时控制好钻进、划眼及上提下放钻具的速度，减小外力对井壁的冲击，做好防塌工作。

④二完电测前，采用大排量充分洗井后，用4～6m3、密度为1.10g/cm3、粘度为180～200s的稠浆举砂，保证了电测各项目均一次成功；∅311mm 井眼段施工中，各环节均顺利，钻遇断层及煤层时，均无复杂情况发生，技术套管下入固井施工均顺利；一、二开钻井液性能见表1。

表1 一、二开钻井液性能

（3）三开∅215.9mm井眼，两性离子聚合物钻井液配方为：二开基浆+0.7%NPAN+0.25%FA368+0.25%XY28+1%高效封堵降滤失剂+1%有机硅腐钾+1.0%KOH+1.5%HA树脂+1.5%GWJ+2.0%RH-3。

①维护钻井液性能的胶液配方：0.4%NPAN+0.25%FA368+1% HA 树脂+0.5%有机硅腐钾+0.25%KOH；上部地层，钻井中保持原有钻井液抑制性，控制泥岩地层造浆，维护处理技术执行二开措施。

②钻遇断层及煤层地层，执行二开井段防漏防塌钻井液技术措施，最大限度地减小井底压力激动，减少漏失概率，保持井眼稳定。

③钻至井深3300m 以后，井底温度超过120℃，为提高钻井液的抗温性能，加入各种防塌及抗温类处理剂，配方：0.6%NPAN +0.2%FA368+1.0%有机硅腐钾+2%HA 树脂+2%抗盐抗高温防塌降滤失剂+0.5%KOH；并以胶液形式补充加入，调整好钻井液性能，控制钻井液密度为1.12～1.15g/cm3，粘度为60～65s，动塑比大于0.5。保持钻井液具有较好的携屑能力，严格控制钻井液中压滤失量小于3mL，高温高压滤失量小于12mL，最大限度地降低钻井液中的滤液渗入地层；钻进中钻井液粘度接近或超过70s 时，加入0.5%～1.0%SF-260及适量加入低浓胶液，将钻井液粘度调整到60～70s，保持钻井液的携岩及抗温性能，保证井壁稳定及防止井壁泥岩在长周期高温下裂化剥落及垮塌。

④在工程上，根据井斜和井眼曲率变化情况，及时加入足量的润滑剂，保证钻井液具有良好的润滑性能。控制泵排量为32L/s，将钻井液粘度控制在60～65s，减缓钻井液对井壁的冲蚀；控制深部井段起下钻速度小于0.5m/s，防止井下产生压力激动引发井壁掉块；定期短起下钻刮拉夯实井壁，破坏岩屑床形成，防止阻卡现象发生；充分利用固控设备及时除砂，控制钻井液的含砂量小于0.4%。完井电测和固井前，利用稠浆举砂，强化井眼净化，保证井眼畅通。通过严格制定和执行工程技术措施，三开钻井施工顺利，完井电测一次成功，井径平均扩大率为12.01%，套管下入、固井施工均顺利，全井钻进周期为了109.23d；三开钻井液性能见表2。