邱春阳，王宝田，何兴华，陈二丁，张海青

(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)

准中Ⅰ区块提速钻井液技术

邱春阳，王宝田，何兴华，陈二丁，张海青

(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)

准中Ⅰ区块地层岩性复杂，钻井过程中存在上部地层泥包、阻卡严重、西山窑组煤层坍塌及三工河组硬脆性泥岩垮塌等复杂情况，致使机械钻速低，钻完井作业时间长。在分析现用钻井液的基础上，通过优化胺基聚醇防塌钻井液配方，研发了胺基硅醇防塌钻井液，该体系抑制性好，封堵性强。胺基硅醇钻井液在准中Ⅰ区块庄301井和征1-4井进行了现场应用，施工中井壁稳定，全井机械钻速较邻井分别提高18%和50%，钻井周期分别缩短25%和20%，取得了优快钻井的效果。

准中Ⅰ区 钻井提速 胺基聚醇钻井液 胺基硅醇钻井液 封堵 优化

准中Ⅰ区块位于准噶尔盆地中央坳陷带的中西部，包括莫西庄、征沙村和沙窝地3个基本构造单元，主要目的层侏罗系及其以下地层埋深多大于4 km，勘探总面积3 648 km2。该区块地层岩性复杂，前期勘探开发中使用的钻井液和地层匹配度差，复杂情况多，机械钻速低，钻完井作业时间长。为提高钻井速度，加快准中Ⅰ区块勘探开发进程，通过优化胺基聚醇防塌钻井液配方，完善钻井液性能，形成了胺基硅醇防塌钻井液。该体系在征1-4井和庄301井进行了现场应用，施工中井壁稳定，全井机械钻速较邻井分别提高18%和50%，钻井周期分别缩短了25%和20%，取得了良好的应用效果，达到了优快钻井的目的。

1 地质简况及钻井液技术难点

准中Ⅰ区块自上而下发育第四系、新近系+古近系、东沟组、连木沁组+胜金口组、呼图壁组、清水河组、西山窑组和三工河组。施工中钻井液技术难点主要有：

(1)上部地层胶结性差，岩性疏松，机械钻速快，φ311.2 mm大井眼环空返速低，循环时间短，岩屑来不及携带出井眼，钻头重复破碎，黏土粒子分散在钻井液中，导致环空钻井液稠化，易在井壁形成虚厚泥饼造成起下钻阻卡。已完钻井中，有2口井发生阻卡，被迫划眼。

(2)新近系及古近系地层含有红棕色软泥岩，泥岩吸水后膨胀，黏土膨胀后黏性大，易黏附于切削齿和钻头本体上造成钻头泥包。已完钻井中，有2口井发生钻头泥包事故，其中1口井钻头泥包2次。

(3)白垩系上部地层泥岩吸水后膨胀分散严重，砂岩及粉砂岩易形成虚厚泥饼，导致起下钻阻卡严重。已完钻井中，有8口井发生阻卡事故，被迫反复划眼，损失时间累计12 d。白垩系下部砂岩和泥岩互层频繁，泥岩脆性大，垮塌后井径大；砂岩处形成虚厚泥饼井径小，在泥岩和砂岩交界处产生台阶。

(4)西山窑组煤层及碳质泥岩发育，煤层及碳质泥岩性脆，地层垮塌严重，形成大肚子井眼，导致电测仪器下放遇阻。

(5)三工河组地层硬脆，易发生应力性垮塌，掉块沉积，致使起下钻遇阻频繁，被迫反复划眼，严重者卡钻。已完钻井中，有2口井发生卡钻事故。由于地层垮塌严重，完井后电测仪器下不到井底，完井作业耗时长。

2 现用钻井液分析

准中Ⅰ区块早期使用聚磺防塌钻井液施工，该钻井液配制简便，抗温及容纳固相能力强，解决了该区块深井抗温性的难题。采用沥青和超细碳酸钙对地层进行正压封堵，起到了一定的防塌效果。但在起下钻等负压环境下封堵粒子被挤出，封堵强度低，防塌效果差；由于体系的抑制性及抗污染能力差，导致在软泥岩地层钻进时起下钻阻卡严重。

为抑制泥页岩水化膨胀，在聚磺防塌钻井液基础上引入K+和Ca2+，辅助相应的抗盐抗钙处理剂，形成钾盐及钙盐聚磺防塌钻井液。应用表明，Ca2+和K+的引入增强了聚磺防塌钻井液的抑制性，在一定程度上缓解了软泥岩起下钻阻卡的难题，但仍然未解决地层的封堵性问题，井壁垮塌依然存在。

近年，国内外研发了有机胺高性能水基钻井液，并在准中Ⅰ区块进行了应用。体系中使用胺基聚醇作为抑制剂。使用过程中发现，胺基聚醇在抑制地层中黏土矿物水化的同时，对钻井液中基础活性土也起到了抑制作用，造成活性土在一定程度上聚结，不能有效分散，致使钻井液性能遭破坏，表现为钻井液滤失量增大，封堵造壁性变差，造成井壁失稳。

3 钻井液体系研究

3.1钻井液配方

通过调研国内深井及煤层钻井液使用情况[1-3]，针对准中Ⅰ区地层岩性及钻井液技术难点，优选胺基硅醇和双膜承压剂，对胺基聚醇钻井液进行改性，形成胺基硅醇防塌钻井液，配方如下：

4.0%～5.0%膨润土+0.4%～0.8%聚丙烯酸钾KPAM+2.0%～3.0%磺化酚醛树脂SMP-2+2.0%～3.0%抗温抗盐钙降滤失剂+0.5%～1.5%铝络合物防塌剂+0.5%～1.5%胺基硅醇+0.5%～1.5%双膜承压剂+2.0%～4.0%低荧光井壁稳定剂+2.0%～3.0%超细碳酸钙+2.0%～4.0%全油基润滑剂。

3.2作用机理

胺基硅醇是在胺基的基础上引入了硅羟基而形成，能够在黏土表面形成疏水层，阻止胺基对黏土颗粒的影响，因此胺基硅醇的加入对体系的流变性和滤失量影响不大；分子中的Si-OH键与黏土上的Si-OH键高温缩聚成Si-O-Si键，胺基通过电荷吸附在黏土颗粒表面，同时形成牢固的化学吸附，阻止和减缓了黏土表面的水化作用，进一步增强了体系的抑制能力。

在钻井液中铝络合物以溶解的络离子形式存在；当铝离子随钻井液滤液进入地层时，由于地层水pH值在5～6之间，铝络合物与黏土结合形成具有固结作用的硅铝酸盐不渗透层，提高对地层的封堵强度，有效阻止滤液的进一步侵入[4]。

双膜承压剂是由惰性材料和活性材料组成，惰性颗粒形状多变，能够在井壁上形成具有一定强度的屏蔽膜，对地层不同形状的孔隙和裂缝进行暂堵；活性材料能够与地层孔隙及裂缝中的砂子和黏土胶结，形成骨架结构，产生胶凝，进而在近井壁地带形成胶结，增加封堵强度，达到持久承压稳定井壁的目的[5]。

3.3主要性能评价

3.3.1 抑制性能评价

采用岩心膨胀实验和抑制岩屑分散实验评价了体系的抑制性，结果见表1。

表1 抑制性能评价

由表1看出，胺基硅醇防塌钻井液页岩膨胀高度和岩屑回收率比胺基聚醇防塌钻井液高一些，但是二者都显著高于聚磺防塌钻井液和钾盐聚磺防塌钻井液，说明胺基硅醇钻井液抑制性强。

3.3.2 封堵性能评价

实验采用直径为30～40目的石英砂作为过滤介质，加入配制好的钻井液，采用中压砂床滤失实验和高温高压砂床滤失实验评价了体系的封堵性能，结果见表2。

表2 封堵性能评价

由表2看出，胺基聚醇防塌钻井液经过优化后，形成的胺基硅醇防塌钻井液中压砂床侵入深度和高温高压砂床滤失量都明显降低，表明优化后的胺基硅醇防塌钻井液封堵性能明显提高，能够封堵地层孔隙及裂缝，保护井壁稳定。

4 钻井液提速机理及优快技术思路

4.1钻井液提速机理

(1)降低固相含量。钻井液固相含量在7%以下时，随着固相含量的降低，机械钻速提高很快，而当固相含量超过7%时，降低固相含量以提高钻井速度的效果却不明显[6]。

(2)减小钻井液与地层的压差。采用低密度钻进能够减少液柱压力与地层之间的压差，从而降低压持效应，岩屑破碎后，水力作用下容易被带走，避免钻头重复切削，提高破岩效率。

(3)提高钻井液渗透能力，降低岩石强度。钻井液滤液进入地层孔隙及缝隙后，降低岩石的胶结强度，提高岩石的可钻性。通过放宽滤失量来达到提高机械钻速的目的必须视地层而行。准中Ⅰ区块上部地层压实性差，机械钻速快，在井壁坍塌之前完成施工作业，实践证明是可行的，因此在钻进过程中放宽滤失量的限制。准中Ⅰ区块下部地层岩性复杂，机械钻速降低，必须严控滤失量，特别是高温高压滤失量。

(4)润滑减阻。钻井过程中的摩擦来自钻具在旋转及起下钻过程中与套管、井壁及钻井液组分之间的摩擦。提高钻井液的润滑性可显著降低钻具与上述三者之间的摩擦，降低施工中产生的摩阻和扭矩，减少动力损失，提高钻头破岩能力，从而提高机械钻速。

(5)调节钻井液流变性，充分发挥水马力作用。在保证钻井液悬浮携带能力的前提下，降低钻井液的粘切可减少钻井液在钻杆内部及环空流动中产生的压耗，释放钻头水马力，提高机械钻速。

4.2优快技术思路

4.2.1 二开优快技术思路

(1)足量的聚合物，保证钻屑被有效包被并絮凝；(2)足量的胺基硅醇，抑制黏土矿物的水化膨胀；(3)采用低粘度、低密度及低切力钻井液钻进，放宽中压滤失量，减小环空压耗，释放泥浆泵功率；(4)充分运转固控设备，及时清除钻屑，确保钻井液的低固相含量；(5)保证排量，提高环空上返速度，降低环空中岩屑的浓度，同时适当冲刷井壁；(6)加强短起下钻工作，机械钻速高时，每钻200 m短起下钻一次，及时修整井壁；钻速慢时，每隔24 h或进尺300 m短起下钻一次，保证井眼畅通。

4.2.2 三开优快技术思路

(1)严控中压滤失量和高温高压滤失量；(2)加足铝络合物防塌剂、双膜承压剂和低荧光井壁稳定剂，提高封堵能力；(3)提高钻井液密度至设计上限，利用液柱径向支撑稳定井壁；(4)适当加入润滑剂，降低摩阻和扭矩；(5)保持钻井液环空呈层流状态，防止冲刷井壁；(6)严控起下钻速度，避免在煤层及破碎地层开泵，防止压力激动。

5 现场应用

庄301井设计井深4 350 m，一开φ444.5 mm钻头钻深125.00 m，φ339.7 mm套管下深124.19 m；二开φ311.2 mm钻头钻深1 704.00 m，φ244.5 mm套管下深1 702.52 m；三开φ215.9 mm钻头钻至井深4 360.00 m完钻，取心后裸眼完井。征1-4井位于准中Ⅰ区块征沙村构造，设计井深4 855 m，一开φ444.5 mm钻头钻深158.00 m，φ339.7 mm套管下深157.75 m；二开φ311.2 mm钻头钻深2 521.00 m，φ244.5 mm套管下深2 520.03 m；三开φ215.9 mm钻头钻至井深4 900.00 m完钻，φ139.7 mm油层套管下深4 895.55 m完井。

5.1二开施工工艺

(1)聚合物含量保持在0.4%以上，胺基硅醇加量1%以上，抑制地层造浆；(2)漏斗粘度控制在40 s左右，保持钻井液紊流流型；(3)中压滤失量控制在8 mL左右，中完时中压滤失量控制在5 mL；(4)排量控制在51 L/s，转速90～100 r/min，适当冲刷井壁；(5)均匀补充预水化膨润土浆，保证钻井液的造壁性；(6)开动四级固控设备，去除钻井液中劣质固相；(7)中完前，降低滤失量至设计要求，配制漏斗粘度为80 s的稠浆净化井眼；(8)中完封井，封井浆配方为：井浆+1%润滑剂+2%抗温抗盐钙降滤失剂+0.5%磺酸盐共聚物降滤失剂，保证电测及下套管顺利。

5.2三开施工工艺

(1)开钻前，清淘循环罐，利用固控设备除去钻井液中的劣质固相，膨润土含量控制在4%～5%，漏斗粘度在40 s以内。按照配方低限加入各种处理剂，充分循环，待性能达到设计要求后开钻。(2)聚合物含量保持在0.3%，胺基硅醇含量保持在0.5%，抑制泥页岩水化。(3)西山窑组前漏斗粘度控制在40～45 s，动塑比控制在0.3%左右；进入西山窑组后漏斗粘度控制在50～55 s，三工河组提高至60 s，动塑比控制在0.5%。(4)西山窑组前中压滤失量控制在5 mL左右；进入西山窑组后降低至3 mL以内，高温高压滤失量控制在12 mL以内。(5)进入西山窑组，一次性加入2%低荧光井壁稳定剂、2%超细碳酸钙、1%铝络合物防塌剂和1%双膜承压剂，增强钻井液的防塌能力。(6)西山窑组前加入1.5%润滑剂；进入西山窑组后，润滑剂含量提高至2.5%，降低钻井过程中产生的摩阻和扭矩。(7)完钻后充分循环，短程起下钻后泵入70 m3封井浆，封井浆配方为：井浆+0.5%抗温抗盐钙降失水剂+2%塑料小球+2%磺化酚醛树脂SMP-2，确保完井作业顺利。

5.3应用效果

(1)施工中井壁稳定，起下钻顺畅。庄301井完井密度为1.20 g/cm3，而邻井最低完井密度为1.24 g/cm3；征1-4井完井密度为1.28 g/cm3，而邻井最低完井密度为1.34 g/cm3，达到了低密度下井壁稳定的效果，有助于储层保护。

(2)取心顺利。全井下套管顺利；电测顺利，一次成功率100%。

(3)井身质量良好。庄301井平均井径扩大率11%，征1-4井平均井径扩大率13.59%。

(4)提高了施工效率。庄301井钻井周期39.79 d，较邻井(庄106井)缩短了25%；全井机械钻速为11.15 m/h，提高了近20%。征1-4井钻井周期61.46 d，较邻井(征11井)缩短了20%；全井机械钻速为12.96 m/h，提高了近50%，达到了优质高效钻井的目的。莫西庄和征沙村钻时情况分别见表3和表4。

表3 莫西庄地区钻井时效

表4 征沙村地区钻井时效

6 结论与认识

(1)通过准中Ⅰ区块前期钻井液使用情况分析，经过对胺基聚醇防塌钻井液进行改性，形成了胺基硅醇防塌钻井液，该体系抑制性好，封堵能力强。

(2)胺基硅醇防塌钻井液在准中Ⅰ区块庄301井和征1-4井进行了现场应用，解决了上部地层易泥包钻头、起下钻遇阻、西山窑组煤层失稳和八道湾组硬脆性泥岩坍塌的难题。

(3)上部地层优快钻井的关键在于钻井液的低粘切、低密度、低固相和工程上的高排量和高转速，抢在泥页岩坍塌之前完成施工作业；下部地层优快钻井的关键在于井壁稳定。

[1]王关清，陈元顿.深探井和超深井钻井的难点分析和对策探讨[J].石油钻采工艺，1998，20(1)：1-17。

[2]黄治中，杨玉良，马世昌.不渗透技术是确保霍尔果斯安集海河组井壁稳定的关键[J].新疆石油科技，2008，18(1):9-12.

[3]梁大川，蒲晓林，徐兴华.煤岩坍塌的特殊性及钻井液对策[J].西南石油学院学报，2002，24(6):28-31.

[4]郭京华，田凤，张全明，等．铝络合物钾盐强抑制性钻井液的应用[J].钻井液与完井液，2004，21(3)：23-26．

[5]左兴凯．非渗透钻井完井液体系的研究与应用[J].石油钻探技术，2008,36(4)：41-44．

[6]屈沅治，孙金声.快速钻井液技术新进展[J].钻井液与完井液,2006,23(3):98-101.

(编辑 谢 葵)

ROP enhancing drilling fluid technology for block Ⅰof central Junggar Basin

Qiu Chunyang，Wang Baotian，He Xinghua，Chen Erding，Zhang Haiqing

(DrillingEngineeringTechnologyCorporation，ShengliPetroleumEngineerCo.LTD，Dongying257064,China)

The formation lithology is complex in the blockⅠ of central Junggar Basin. In drilling process，there were down-hole complex problems such as serious bit balling and blockage in upper formation，coalbed collapse in Xishanyao Formation，and sloughing of hard brittle mudstones in Sangonghe Formation，and so on,thus resulting in lower rate of penetration (ROP) and longer working time of drilling and completion.Based on the analyses of the current drilling fluids used in the block，the formula of amine polymeric alcohol drilling fluid was optimized，and the amine polymeric silanol drilling fluid was developed.The system has high inhibitive capability and strong plugging.In Zhuang 301 well and Zheng 1-4 well，the results showed that due to the stable wellbores，the ROP was increased by 18% and 20%，respectively.And then the drilling period was respectively shortened by 25% and 20% compared with the adjacent wells.As a result，the effect of optimal and fast drilling was achieved.

blockⅠ in central Junggar Basin；ROP enhancing；amine polymeric alcohol；amine polymeric silanol；plugging；optimization

TE254

A

2015-03-03；改回日期2015-05-04。

邱春阳(1978—)，高级工程师，主要从事钻井液技术研究和应用工作。电话：13954652979，E-mail：drillingwell@163.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.03.016