天山南缘复杂山前构造钻井液技术难点及解决方案

2012-08-20中石化石油工程技术研究院北京100101

石油天然气学报 2012年12期

关键词：库车高密度盐水

徐江（中石化石油工程技术研究院，北京100101）

党冰华（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州450006）

谭春勤，梅春桂（中石化石油工程技术研究院，北京100101）

张光辉（中石化西南石油局湖南钻井公司，湖南长沙410000）

施文（中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳457000）

塔里木盆地天山南缘区块是中石化培育大型天然气田的主力勘探区块之一。该区块属典型的山前构造，地层压力系统复杂，具有较大的不确定性，钻井液维护处理难度大，该区块钻遇了多起不同程度的井下复杂情况。为减少井下事故发生率，实现该区块勘探提速目标，研发适用于该区块复杂地层的钻井液体系变得非常迫切。

1 复杂地层特点

1.1 多套膏泥岩

该区块库车、吉迪克组均存在膏泥岩。库车组膏泥岩压实程度弱，易吸水膨胀，具有极强塑性，俗称 “胶泥岩”。膏泥岩水化特性增大了缩径阻卡、钻头泥包风险。该区块的DuH1井、YL1井、S3－2井和S3－4井在库车组均出现了不同程度的阻卡、钻头泥包现象。

吉迪克组膏泥岩埋藏相对较深，泥岩蒙脱土含量减少，主要受上覆地层压力影响表现为强塑性蠕变缩径。

1.2 高压盐水层发育

该区块新生界埋深较厚，存在多套高压盐水层。该区块的YL1井在新生界库车组（382m）就钻遇盐水层；DuH1井、Y1井及YL3井在康村组钻遇高压盐水层，最高钻井液压稳密度为1.84g/cm3；Y1井在吉迪克组钻遇高压盐水层，钻井液压稳密度2.10g/cm3。

1.3 山前高陡地层易破碎，井壁稳定性差

天山南缘区块位于山前构造[1]，强烈的造山运动致使地层破碎、裂隙发育，同时受古气候环境影响，地层剥蚀严重，缺失多套地层，面对较大跨度变化的地层，钻井液维护处理难度进一步加大。

2 钻井液技术关键

2.1 提升钻井液体系抑制水化能力

天山南缘区块上部新生界地层普遍使用钾铵基聚合物钻井液体系，该体系具有一定的抑制水化能力，但针对具有强水化能力的膏泥岩地层还显不足[2]，为有效抑制膏泥岩的水化膨胀，笔者在高钙盐钻井液基础上，引入了强抑制剂XJA－1，该剂为聚胺类产品，抑制水化能力突出[3]。

2.2 提升钻井液体系防塌能力

针对山前构造井壁稳定性差[4]，提升体系的防塌能力应从物理、化学两方面着手。普遍采用的沥青质防塌剂是以物理封堵来提高岩石强度的。但单一物理封堵针对破碎高陡地层效果不太理想，物理封堵是一个渐进过程，而大都表现为亲水特性的岩石，极易与钻井液滤液发生接触水化。为避免接触水化对岩石强度的破坏，可提高滤液矿化度，膏泥岩的存在不需人为再次引入高矿化度离子，为此选用高钙盐钻井液体系非常适合该区块的井壁稳定需求。

2.3 增大钻井液固相容量限

该区块为压稳高压盐水层，需使用高密度钻井液。高压盐水存在于较新的地层中，地层造浆严重，加之埋深较深，高温加剧的造浆作用，致使高密度钻井液流变性能控制困难，因此，提升钻井液固相容量限成为解决这一矛盾[5]的有效途径。高钙盐粗分散体系具有较高的固相容量限。

3 现场应用

天山南缘区块的DuH4井位于库车坳陷，是一口典型的山前构造探井。该井现场使用高钙盐聚胺钻井液体系成功钻进库车组、吉迪克组膏泥岩、库姆格列木群的多套高压盐水层。

高密度高钙盐聚胺钻井液体系配方：在100g水中加入1～3g夏子街土＋0.5～1.2g XJA－1＋0.1～0.3g KPAM＋0.1～0.3g CMC－LV＋0.3～0.6g PFL－H （抗盐抗高温降失水剂）＋0.5～1g液体润滑剂＋1～3g沥青质防塌剂＋适量重晶石。体系中的钙离子均由膏泥岩地层提供，钙离子质量浓度最高为2000mg/L。

选择DuH1井作为参比井，DuH4井、DuH1井钻遇地层近似度很高，井身结构相同，由同一钻井公司队伍施工，具有很好的可比性。

3.1 井壁稳定、井径规则

DuH1井库车组钻进期间，2600m以下砂泥岩互层交替频繁，井壁水化失稳，出现严重阻卡，其遇阻情况见表1。

DuH1井钻进至2890、2995、3052、3114、3194、3223.45、3347、3356m上提接单根时均有遇阻，个别单根阻卡严重。DuH4井库车组钻进期间井壁稳定，短起下顺利。DuH4井库车组（150～3281m）平均井径扩大率仅4.77%。DuH4井库车组井径规则，邻井DuH1井库车组上部缩径，下部扩径，井径极不规则。

表1 DuH1井库车组起下钻遇阻情况统计

3.2 抑制能力强

DuH4井库车组采用17.5in PDC钻头连续钻进20d无泥包，进尺2269m，DuH1井在该段钻进期间，钻头泥包频发，导致5趟不必要的起钻。图1～3为这两口井的钻头照片。高钙盐聚胺钻井液抑制了DuH4井上部膏泥岩的水化造浆作用，防止了钻头的泥包。

图1 DuH4井钻头出井照片

图2 DuH1井钻头出井照片

图3 DuH4井扶正器出井照片

3.3 顺利钻穿巨厚膏盐岩，压稳高压盐水层，缩短建井周期

高钙盐聚胺钻井液体系的应用，克服了山前构造复杂地层钻井液技术难点，顺利钻穿巨厚膏盐岩（4575～4767m）、3套高压盐水层（5319～5326、5348～5351、5366～5371m），没有发生任何井下复杂情况，DuH4井二开井段钻进时间比设计周期提前10d，相对DuH1井提前了15d；DuH4井3开井段钻进时间比设计周期节约41d，相对DuH1井提前了50d。新型钻井液体系的使用提高了钻井效率，缩短了钻井周期。

3.4 高密度高钙盐钻井液性能稳定

高钙盐的高矿化度可增加体系的固相容量限[6]，DuH4井三开使用了高密度钻井液体系，该井段主要钻进中新统，地层较新、易水化分散，现场由于固控设备较差，无高低速离心机，高密度钻井液劣质固相清除困难，含量较高。但由于高钙盐钻井液具有较高的固相容量限，维护处理空间相对较大，DuH4井井段钻井液性能相对平稳。