董7井钻井液技术

2014-10-31邱春阳司贤群王兴胜刘学明王宝田何兴华

石油工业技术监督 2014年7期

邱春阳，司贤群，王兴胜，刘学明，王宝田，何兴华

中国石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司（山东东营 257064）

董7井是中国石化集团公司在准噶尔盆地中央坳陷阜康凹陷东部北斜坡所部署的一口重点预探井，钻探目的是了解董7井区侏罗系含油气情况。该区块地质构造复杂，施工过程中复杂情况频发，董1井钻至井深4 871.76m发生井涌，压井成功后粘卡频繁，严重影响正常施工，被迫提前下入Ф177.8mm技术套管。董3井钻至井深5 351.00m发生溢流，压井过程中发生井漏，导致钻具被卡，最后填井侧钻，损失了大量的人力和物力，严重制约了该区块的勘探开发进程。通过使用铝胺钻井液体系，针对不同地层特点调整处理剂配方，形成了适合不同井段的钻井液体系，顺利钻进至目的层，完成了设计目的和地质任务，为该区块进一步勘探开发奠定了基础。

董7井钻遇地层较多，自上而下为新近系、古近系、东沟组、连木沁+胜金口组、呼图壁组、清水河组、头屯河组、西山窑组和三工河组。设计井深5 140m，完钻井深5 405m，一开Ф444.5mm钻头×1 522.00m+Ф339.7mm 表套×1 500.25m；二开 311.2 mm 钻头×3 940.00m+Ф244.5mm 套管×3 917.37m；三开Ф215.9mm钻头钻至5 405.00m，达到了地质勘探目的，顺利完钻。

1 钻井液施工难点

1）连木沁-胜金口组以上地层岩性为棕红色、紫红色、紫色泥岩、砂质泥岩与紫红色、棕红色粉砂岩、灰色泥质粉砂岩不等厚互层，泥岩水敏性强，水化后膨胀分散严重，易造成缩径卡钻和泥包钻头等复杂情况。

2）二开地层欠压实，钻速快，使用Ф311.2mm钻头钻进产屑量大，钻井液环空返速低，岩屑易粘附在井壁上形成虚厚泥饼，造成起下钻阻卡。

3）中生界地层埋藏较深，成岩性好但性脆，砂泥岩互层，钻进时易发生应力性垮塌；头屯河组主要为灰色砂泥岩，西山窑组为深灰色泥岩、煤层和碳质泥岩，地层稳定性差，施工中容易发生煤层垮塌掉块。

4）地质预报，三工河组含高压盐水层，盐水的侵入使得钻井液流变性变差，恶化钻井液性能。为了压稳盐水层，必须使用高密度钻井液施工，高密度钻井液的流变性调控难度更大。

5）井底温度高，达到150℃，高温下，钻井液处理剂降解；配浆土失去活性；高密度钻井液会发生增稠乃至固化现象，施工难度加大。

2 钻井液体系的选择

通过调研国内煤层[1～2]、深井及超深井[3～8]钻井液使用情况，结合邻井钻井液施工经验，针对该井地层岩性特点及施工难点，经过处理剂优选及性能优化，确定使用具有抑制和防塌作用的铝胺钻井液体系，针对地层特点，调节各种处理剂的加量，形成了不同地层的钻井液体系配方。其中二开主要以抑制地层泥页岩水化为主，使用铝胺强抑制钻井液体系；三开主要以封堵煤层及砂泥互层为主，故使用铝胺封堵防塌钻井液体系。

二开铝胺强抑制钻井液基本配方：

（5.0～7.0）%膨润土+（0.4～0.8）%聚丙烯酰胺PAM+（0.5～1.0）%有机胺 WAN-1+（1.0～2.0）% 羟基铝抑制防塌剂JFT-1+（1.0～2.5）%无水聚合醇WJH-1+（2.0～3.0）%低荧光井壁稳定剂HQ-1+（2.0～3.0）%超细碳酸钙+（2.0～3.0）%聚合物降滤失剂JZA-1+（2～3）%抗盐抗钙降滤失剂 JZC-1。

三开铝胺防塌钻井液基本配方：

（4～7）%膨润土+（0.3～0.5）%聚丙烯酰胺 PAM+（1.0～1.5）%磺酸盐共聚物降滤失剂 DSP-2+（0.5～1.0）%有机胺 WAN-1+（1.0～2.0）% 羟基铝抑制防塌剂 JFT-1+（2.0～3.5）%无水聚合醇 WJH-1+（3.0～5.0）%低荧光井壁稳定剂 HQ-1+（2.0～3.0）%超细碳酸钙+（1.0～2.0）%双膜承压剂+（3.0～4.0）%磺化酚醛树脂SMP-2+（2.0～3.0）%抗盐抗钙降滤失剂JZC-1。

3 现场钻井液技术

3.1 一开（0～1 522m）钻井液技术

1）配制6%膨润土浆，预水化24h，加入0.5%低黏羧甲基纤维素LV-CMC，充分循环，性能稳定后开钻，钻进中不断补充6%膨润土浆，保证钻井液体系的悬浮携带能力。

2）钻进中均匀加入PAM胶液，保证PAM有效含量在0.6%以上，使之充分包被絮凝钻屑，防止岩屑分散。

3）1 000m后，向钻井液中逐渐加入2%聚合物降滤失剂，将中压滤失量逐渐降低到8mL，适当降低井壁的水化趋势。

4）钻进中开启4级固控设备，保证钻井液低黏、低切及低固相含量。密度控制在1.15g/cm3以内。开动双泵，释放钻头水马力，提高钻井液环空返速，提高井眼净化效率，提高机械钻速。

5）中完后充分循环，待振动筛无返砂后，用HV-CMC和聚合物降滤失剂配制80s以上的稠浆封井，保证下套管顺利。

3.2 二开（1 522～3 940m）钻井液技术

1）开钻前，利用固控设备净化一开井浆，然后补充6%膨润土浆，待钻井液体积达到设计要求后，按照顺序加入 2%JZA-1、1.5%JZC-1、2%HQ-1、2%超细碳酸钙、2%WJH-1、1.0%JFT-1、0.4%PAM 后循环均匀，然后加入0.5%有机胺WAN-1，循环均匀后开钻。

2）利用胶液维护钻井液性能,上部地层(3 000m)胶液以抑制泥岩水化为主，配方：0.5%PAM+1%WAN-1+1%JFT-1+1.0%WJH-1+1.0%JZA-1；下部地层以适当抑制及封堵为主，配方为：0.4%PAM+0.5%WAN-1+0.5%JFT-1+2.0%WJH-1+2.0%JZA-1+3%JZC-1。

3）进入呼图壁组前，一次性加入3%低荧光井壁稳定剂HQ-1和2.5%超细碳酸钙，调整颗粒级配，使之形成良好泥饼，有效封堵地层，增加上部地层的承压能力，同时防止下部硬脆性泥页岩坍塌。

4）密度控制。开钻后钻井液密度控制在设计下限，钻进过程中根据实钻情况及地层压力监测数据适时调整；进入呼图壁组后，钻井液密度控制在设计上限，保证裸眼段井壁稳定。

5）流变性控制。3 000m前，强化固控设备使用，保持钻井液低黏、低切和低固相含量，中压滤失量控制在6～7mL，大排量钻进，适当冲刷井壁，防止缩径。3 000m后，提高钻井液粘切，中压滤失量控制在5mL以内，降低排量，提高体系的护壁封堵性能。钻井液性能控制见表1。

6）工程措施。每钻进200～300m短起下钻一次，刮掉粘附在井壁上的钻屑和虚厚泥饼。下钻到底后充分循环，适当提高排量，提高井眼净化效率。

7）中完措施。中完后，充分循环，待振动筛无返砂后，用2%WJH-1、1.0%JFT-1和2%HQ-1配制30m3封井浆封住下部井段，保证电测顺利；下套管前，用2%塑料小球和0.5%JFT-1配制30m3封井浆封井，套管顺利下到底。

3.3 三开（3 940～5 405m）钻井液技术

1）开钻前，在套管内将二开钻井液进行净化，然后加入 1.0%DSP-2、0.5%JFT-1、2%WJH-1、3%HQ-1、2%超细碳酸钙、3%SMP-2、1.0%双膜承压剂和2%JZC-1，循环均匀，性能稳定后开钻。

表1 二开井段钻井液性能控制情况

2）钻进过程中加入高浓度胶液维护钻井液性能，胶液配方：0.2%NaOH+0.2%PAM+1%DSP-2+6%HQ-1+8%SMP-2+1.0%JFT-1+1%WAN-1，胶液量多少依据地层渗透量和固控设备损耗量来决定，防止胶液量加入过多引起钻井液性能波动。

3）流变性的控制。①根据密度大小控制膨润土含量，使钻井液在保持良好流变性的同时具有一定的悬浮能力，防止重晶石“垂沉”；②优选加重剂，保证重晶石粉的密度大于4.1g/cm3，严格控制重晶石粉中粘土的含量，以免钻井液体系陷入 “增黏-降黏-增黏”的恶性循环；③钻遇高压盐水层时，增加磺化酚醛树脂SMP-2和抗盐抗钙降滤失剂JZC-1的含量，增加体系的抗盐能力；④钻井液粘切增大时，适当加入抗高温降黏剂，使体系具有良好的流变性；⑤合理使用固控设备，振动筛、除砂器和除泥器的使用率达到100%，合理使用离心机，除去钻井液中的劣质固相。

4）井壁稳定措施。①控制钻井液密度在设计上限，特别是钻遇煤层及高压盐水层时，必须保证对地层的正压差，防止煤层坍塌及体系受盐水污染；②进入西山窑组之前，一次性加入2%HQ-1、3%超细碳酸钙、0.5%WAN-1，3%JFT-1和1%双膜承压剂，增加体系的封堵防塌能力。

5）防卡措施。①钻进过程中有掉块，适当增加钻井液粘切，提高体系的悬浮携带能力；②进入高压盐水层后，钻井液密度提高幅度很大，为了防止粘附卡钻，向钻井液中加入2%无水聚合醇WJH-1，增加体系的润滑性能。

6）完井措施。完钻后，充分循环，彻底净化井眼，待振动筛上无返砂后，配制封井浆封井。封井浆配方：40m3井浆+1%羟基铝抑制防塌剂JFT-1+2%磺化酚醛树脂SMP-2+2%无水聚合醇WJH-1，保证电测顺利到底。电测后，充分循环，确定井眼净化后，配制30m3封井浆，配方：井浆+2%磺化酚醛树脂SMP-2+1%无水聚合醇WJH-1+1.5%塑料小球，下套管一次到底。

7）三开井段钻井液性能控制情况如表2中所示。

4 复杂情况处理

4.1 三开井段划眼

三开钻进至4 054m时进行短起下钻作业，下钻至3 994m遇阻划眼，其后每次无论是短起下钻或长起下钻都遇阻。钻进至5 226m时，共计划眼14次，每次需要划眼1～2根，现场专家组认为产生掉块是由以下原因造成的。

钻进过程中没有掉块，但是停钻后产生掉块，是典型地应力释放的体现。使用的钻井液密度在循环时能够平衡地层应力，没有掉块。停钻后，钻井液静密度不能平衡地层应力，造成井壁坍塌。建议对钻井液进行调整。①评价体系的抑制性；②评价体系的滤失造壁性。

表2 三开井段钻井液性能控制情况

现场取井下掉块，经过岩屑回收率实验得知，体系的岩屑回收率为94.5%，高温高压滤失量为10.4mL，30min砂床滤失实验滤失量为0，侵入深度为0.8cm。实验结果说明体系的抑制性和封堵性足够强。在钻井液密度不能调整的情况下建议从以下方面进行调控：第一，进一步强化抑制性；第二，加强封堵；第三，进一步降低体系的高温高压滤失量；第四，如果以上措施效果不明显，申请提高钻井液密度。

现场处理过程如下：①每次钻进过程中加入0.5%羟基铝抑制防塌剂、0.5%有机胺、1%SMP-1和1%低荧光井壁稳定剂，提高钻井液的抑制性和封堵防塌能力；②每次起钻前封井，用SMP-2、HQ-1和DSP-2封井，提高钻井液体系的悬浮及封堵能力。

现场处理效果：经过以上处理后，效果不明显，每次下钻到底后依然有掉块。经甲方批准，提高钻井液密度至1.56g/cm3，掉块现象逐渐得到遏制，没有复杂情况发生。处理前后钻井液性能如下表3中所示。

4.2 钻遇高压盐水层

钻进至5 312.88m时，发现钻井液量增长1.6m3，停泵观察，井口无外溢现象。开泵循环，钻井液量又增长0.8m3，停泵观察，井口无外溢。继续循环，钻井液量增长0.8m3，停泵观察，井口外溢，关井，套压和立压为16MPa。

根据套压和立压计算，用1.82g/cm3钻井液压井，注入压井液36m3，点火放喷，火焰高度0.5～1m，注入压井液137m3，排放盐水40m3，盐水密度1.04～1.10g/cm3，继续泵入压井液260m3，返出钻井液密度为1.72g/cm3，套压和立压降低到零，关井观察，立压5MPa，套压7.5MPa，第一次压井失败。

根据第一次立压值及上次压井液密度，决定用1.97g/cm3压井液进行第二次压井。准备压井液360m3，泵入压井液254m3，压井成功，入口钻井液密度1.97g/cm3，出口钻井液密度1.90g/cm3，井口无外溢，压井成功，逐渐将钻井液密度提高到2.0g/cm3后正常钻进。钻遇高压盐水层前后钻井液性能见表4。