王广财 (中石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆 鄯善 838202)刘勇，周双君 (西部钻探工程有限公司，新疆 乌鲁木齐 830023)杨荣奎，蔡文军，朱亮 (中石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆 鄯善 838202)



库木塔克沙漠稠油油藏钻井液体系优选与应用

王广财 (中石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆 鄯善 838202)刘勇，周双君 (西部钻探工程有限公司，新疆 乌鲁木齐 830023)杨荣奎，蔡文军，朱亮 (中石油吐哈油田分公司工程技术研究院，新疆 鄯善 838202)

库木塔克沙漠腹地英也尔构造带稠油油藏钻井过程中，桃东沟群地层富含蒙脱石，吸水性极强，极易水化膨胀分散，地层深部枯竭脱水层，在地质形成过程中上下挤压呈破碎性，坍塌应力极强，岩性胶结性极差，岩石力学平衡极其脆弱，钻井过程中机械、水力作用极易打破地应力平衡，钻井过程中导致坍塌卡钻发生。其中Y14井最具有代表性，该井连续2次钻至桃东沟群地层发生坍塌卡钻事故，无法穿越桃东沟群地层，阻碍了库木塔克沙漠腹地稠油油藏的勘探开发。针对该井的复杂情况，通过室内实验研究，优选出合适的成膜剂、封堵剂、润滑剂、乳化剂等钻井液材料，并进行粒度级配，形成了适合该区块的成膜封堵钻井液体系配方，该钻井液体系具有良好的抑制性、封堵性、润滑性和流变性能，有效地降低了井下复杂事故率。现场应用结果表明，成膜封堵钻井液体系解决了该井桃东沟群破碎性岩性和泥岩水化膨胀引起的井壁坍塌问题，顺利完成钻探任务。

库木塔克沙漠；稠油油藏；坍塌卡钻；桃东沟群；成膜封堵

库木塔克沙漠腹地英也尔构造带位于吐哈盆地火焰山中央隆起带，主要钻遇复杂地层集中在桃东沟群地层，地层水敏性强，地层裂缝发育呈破碎状，胶结性差，坍塌应力强，在钻井过程中极易发生井壁失稳，造成坍塌卡钻事故发生。Y14井在井壁失稳方面最具有代表性，该井在钻进过程中多次发生井壁坍塌、起下钻划眼、遇阻、遇卡等现象，其中，发生了2次恶性井壁坍塌导致卡钻事故，第1次钻至2610m发生坍塌卡钻，使用多项技术措施，未能解卡，进行了填井侧钻，回填报废井段350m，落鱼122.03m；第2次侧钻至2541m再次发生坍塌卡钻，未能解卡，进行了填井侧钻，回填报废井段381m，落鱼92.15m，2次卡钻共计损失时间1126.50h。Y14井钻遇桃东沟群这块“顽石”，阻碍了库木塔格沙漠腹地英也尔区块稠油油藏的下一步勘探和开发[1]。针对该井的复杂情况，开展了成膜封堵钻井液体系研究，该体系通过优选合适的封堵剂，优化合理的粒度级配，在孔喉处形成致密的泥饼，改善泥饼质量，提高泥饼与地层间的粘结强度，高效的物理作用封堵泥页岩孔隙裂缝，减少水对泥页岩的渗透，达到“理想充填”状态，起到稳定井壁的目的[2，3]；优选出合适的成膜剂在泥页岩孔喉内形成微液和液晶的油相物质造成泥页岩孔喉润湿反转，增大毛细管压力，减少水对泥页岩的渗透，在近井壁形成一层半透膜或隔离膜结构，封堵地层孔隙裂缝，保持井壁稳定[4～6]；选择合理的钻井液密度、黏度和切力等技术措施，成功钻穿桃东沟群地层，完成了Y14井的钻探任务，成膜封堵钻井液体系在该井应用效果良好。

1 地层坍塌原因分析

1.1 地质工程

库木塔格沙漠腹地英也尔区块Y14井桃东沟群地层岩性主要以黑色泥岩为主，夹杂色砂砾岩和灰色泥岩；其中黑色泥岩岩性为硬脆性泥岩，粘土矿物以蒙脱石为主，富含蒙脱石的脱水层，吸水性极强，极易水化膨胀分散；天然裂缝破碎性发育，近井壁的坍塌应力增强，造成井壁失稳，发生井壁坍塌。

1.2 钻井工程

1)起钻过程中，抽汲压力作用于井壁，拉伸时钻具在定向井段对破碎性裂缝地层具有诱导作用，导致井壁垮塌；

2)起钻到遇阻遇卡的位置，需倒划眼，大排量循环的水力冲刷作用于井壁，极易打破平衡，对井壁造成机械破坏，导致井壁垮塌；

3)下钻过程中，速度过快形成激动压力，大批量掉块集中堆积在一处，极易引起井壁坍塌，造成沉砂卡钻；

4)由于地层深部枯竭脱水层，在地质上移过程中上下挤压呈破碎性，坍塌应力较强，岩性胶结性极差，岩石力学平衡极其脆弱，钻具紧贴于井壁，一定程度造成井壁破坏。

1.3 钻井液性能

通过分析Y14井2次卡钻钻井液性能(见表1)，分析认为聚磺钻井液体系不再适宜桃东沟群地层特性，主要存在以下原因：

1)钻井液分散过细(D50=8.66μm，D90=26μm)，通过返出情况发现掉块存在层状裂缝发育，不宜使用分散过细钻井液体系；

2)钻井液抑制能力较差，通过返出情况发现黑色泥岩为硬脆性吸水性极强，聚磺钻井液体系不利于抑制黑色泥岩水化膨胀分散；

3)钻井液滤失量偏大，滤液易进入裂缝发育地层，增加泥岩吸水面积，产生强大膨胀压力，导致井壁失稳；

4)钻井液黏度和切力低，水力作用对井壁的冲刷，不利于坍塌压力强地层井眼稳定。

表1 Y14井2次侧钻前聚磺钻井液性能表

2 室内研究

2.1 成膜降滤失性能

成膜封堵钻井液体系依据井眼与地层系统传质、传能的基本原理，通过控制水基钻井液特殊组分，使用成膜剂在井筒流体与井壁界面之间形成一种隔离、封闭水相运移的膜，以达到稳定井壁的目的[7～9]。室内试验采用清水+10%膨润土+0.1%纯碱+0.2%pH调节剂作为基浆，静置24h后分别加入不同加量的成膜封堵剂LXY-2，充分搅拌均匀后，热滚120℃，16h，冷却至室温后测其性能，结果见表2。结果表明，成膜剂LXY-2加量达0.5%时，对钻井液的流变性影响较小，同时可降低钻井液滤失量，泥饼薄而致密，用水冲洗不易冲破，泥饼质量良好，说明成膜封堵钻井液体系具有良好的成膜降滤失性能。

2.2 封堵造壁性能

采用FA无渗透型钻井液滤失仪进行砂床试验，可直观地验证成膜封堵钻井液形成封闭膜层，具体步如下：先在可视管中加入350cm3粒径为0.15～0.85mm的砂子，再加入预先配好的钻井液500cm3，上紧杯盖，接通气源将压力调至0.69MPa，打开放气阀，气源进入钻井液杯中，测量开始，观测试验结果(见表3)，并准备接收滤液。结果表明，成膜封堵钻井液滤液侵入深度大大降低，封堵后在滤饼表面形成一层连续性的封堵膜，说明成膜封堵钻井液体系具有良好的封堵造壁能力。

表2 降滤失性能评价

表3 封堵性能评价

2.3 乳化降粘性能

库木塔克沙漠腹地稠油油藏钻井过程中，钻遇稠油沥青层，严重危害钻井安全[10]，稠油沥青污染钻井液，导致振动筛跑浆，钻井液流动性变差。试验选用已污染钻井液，加入不同加量的磺化单宁SMT和乳化剂KRNM，热滚120℃，16h，冷却至室温后测量其流变性能，结果如表4所示。结果表明，加入不同加量磺化单宁SMT和乳化剂KRNM，钻井液流变性能均不同程度地降低，改善污染钻井液流变性能，满足井下需求。

表4 乳化性能评价

2.4 配方确定

通过室内评价研究，最终确定成膜封堵钻井液体系的基本配方如下：清水+10%土粉+0.2%pH调节剂+0.1%纯碱+0.3%抑制剂+0.15%增粘剂+1%抗高温降滤失剂+1%磺化酚醛树脂+2%磺化褐煤+1%磺化单宁+3%润滑剂+3%防塌剂+5%超细碳酸钙+1%单封+0.5%LXY-2+0.2%乳化剂。

2.5 性能评价

2.5.1 抑制性能评价

为评价该体系的抑制效果，对成膜封堵钻井液体系进行了页岩膨胀性试验评价和泥页岩滚动回收率试验评价，试验称取Y14井2406m混合岩屑粉。

1)泥页岩膨胀试验。利用NP-01型页岩膨胀测试仪测定抑制剂对抑制页岩膨胀的能力。由图1可知，成膜封堵钻井液体系具有很强的抑制黏土水化膨胀能力。

2)泥页岩滚动回收试验。泥页岩滚动回收率试验可以用来评价泥页岩的分散特性，研究钻井液抑制地层分散能力的强弱。由图2可知，成膜封堵钻井液体系的岩屑滚动回收率为84.99%，具备良好的页岩抑制性。

图1 泥页岩膨胀试验评价

图2 泥页岩滚动回收率试验评价

2.5.2 抗温性能评价

将成膜封堵钻井液配方在不同温度下恒温滚动16h后，冷却至常温下测量性能，评价成膜封堵钻井液的抗温效果，结果如表5所示。结果表明，成膜封堵钻井液体系在不同温度下流变性和滤失性未发生突变，经老化后黏度下降，但变化不大，滤失量变化不大，具有良好的抗温性能、流变性能、携砂能力和悬浮能力，能够满足现场钻井作业要求。

表5 抗温性能评价

2.5.3 封堵性能评价

调节粒度分布，提高封堵性，聚磺钻井液体系粒度分布(见图3)较为集中(D50=8.66μm，D90=26μm)，且分散过细；采用成膜封堵钻井液体系，在钻至桃东沟群前，用超细碳酸钙、沥青粉等屏蔽材料，通过不同粒度的屏蔽剂，调控钻井液粒度分布，使其紧密堆积，达到最佳封堵效果，减小液相的渗入量和深度[11～13]。调整后(见图4)钻井液粒度分布D50为25.56 μm，D90为60.60μm，具有良好的封堵效果，顺利钻穿桃东沟群地层，完成了预期目标。

图3 卡钻时聚磺钻井液体系粒度分布

图4 成膜封堵钻井液体系粒度分布

3 现场应用

3.1 工程地质概况

英也尔油田Y14井地层分序(见表6)。该井主要复杂井段集中在桃东沟群地层，岩性为黑色硬脆性泥岩，黏土矿物以蒙脱石为主，易吸水分散膨胀，呈裂缝破碎性发育，导致井壁坍塌。

表6 Y14井地质分层表

Y14井井型为定向井，井身结构为二开，使用∅241mm钻头，完钻井深为4130m，完钻垂深为3844m，完钻井斜20.20°，全井最大井斜50.69°(对应斜深3350m)。

该井前期采用聚磺钻井液体系，发生2次井塌事故后，回填至2160m开始侧钻，钻井液转换为成膜封堵钻井液体系，安全钻穿桃东沟群地层，钻至目的层位顺利完钻，测井、下入技术套管等一次成功，并顺利固井。

3.2 技术措施

1)进入桃东沟群前，用超细碳酸钙、沥青粉等屏蔽材料，调控粒度分布，使其紧密堆积，达到最佳封堵效果，减小液相的渗入量和深度。配合封堵剂、乳化剂、润滑剂等油相物质造成泥岩孔喉、裂缝润湿反转或表面张力改变，减少毛细管作用水对地层的吸入渗透。

2)钻进过程中保证钻井液中成膜剂含量达0.5%，降低钻井液滤液活性，减缓泥岩的分散膨胀。

3)优化复配降滤失剂，最大限度提高滤饼的致密柔韧性，提高滤饼的抗冲刷能力。

4)适当提高钻井液粘切，以减小钻井液对破碎层的冲刷力，悬浮可能坍塌的岩屑避免聚集，同时满足上部不规则大井径井段岩屑的携带。

5)进入桃东沟群，为达到有效封堵效果，禁止使用离心机，避免大颗粒封堵材料的清除和固相粒度分布失衡，使封堵效果下降。

6)进入T3k、P3w、P3q等大段砾状砂岩层后，清除劣质固相，提高滤饼的致密柔韧性和抗承压能力，避免粘卡的发生，同时施加适量的润滑剂满足定向钻井的需要。

7)钻遇稠油沥青层时，及时加入1%磺化单宁SMT和0.2%乳化剂KRNM，改善污染钻井液流变性能，确保钻井液具有良好的流变性能。

3.3 钻井液性能

Y14井在2160～4130m井段应用成膜封堵钻井液体系，应用井段钻井液性能良好，漏斗黏度为88～135s，动塑比基本保持在0.70以上，既有良好的抑制和封堵防塌能力，也具有良好的携带能力，钻井液性能见表7。

表7 成膜封堵钻井液体系转化前后性能对比

4 结论及认识

1)针对英也尔区块桃东沟群破碎性地层复杂情况，成膜封堵钻井液体系具有良好的抑制封堵防塌效果。

2)成膜封堵钻井液具有合理的粒度分布，适度使用固控设备，达到最佳封堵效果，减小液相的渗入量和深度。

3)成膜封堵钻井液具有良好的静态悬砂动态携砂能力，有效解决了英也尔区块复杂地质条件钻井液技术难题，提高钻井效率显著。

4)成膜封堵钻井液具有良好的流变性能，最大程度地预防和改善稠油沥青污染钻井液，满足安全钻井井下需求。

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[编辑] 洪云飞

2016-09-28

王广财(1985-)，男，硕士，工程师，现主要从事钻井液完井液技术方面的研究工作；E-mail:wangguangcaith@petrochina.com.cn。

TE254

A

1673-1409(2016)34-0057-06

[引著格式]王广财，刘勇，周双君，等.库木塔克沙漠稠油油藏钻井液体系优选与应用[J].长江大学学报(自科版)，2016,13(34)：57～62.