刘海鹏， 王本利， 赵黎明， 李希君， 洪航海， 王伟， 吴万华（.中国石化集团胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营57064；.华北油田公司技术监督检验处，河北任丘0655）

B国Syl气田Syl25井钻井液技术

刘海鹏1， 王本利1， 赵黎明1， 李希君1， 洪航海1， 王伟1， 吴万华2
（1.中国石化集团胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营257064；2.华北油田公司技术监督检验处，河北任丘062552）

刘海鹏,王本利，赵黎明,等，B国Syl气田Syl25井钻井液技术[J].钻井液与完井液，2017，34（3）：44-48.

LIU Haipeng, WANG Benli, ZHAO Liming, et al.Drilling fluid technology for use in drilling well Sy125 in Syl gas field in country B[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：44-48.

B国Syl气田地质结构复杂，在已布的21口井中，钻井过程中卡钻9口井，报废7口井，出现各种复杂23次。为了能够更好地开发Syl气田，B国国家天然气田有限公司与中石化合作，在Syl气田布井4口，Syl25井是合作的第一口井。Syl25井设计井深3 200 m，实际完钻井深3 560 m。通过室内试验模拟，优选不同体系以应对不同开次地层。施工过程中，通过适当提高膨润土含量和抑制能力，避免粉砂岩钻进振动筛大量跑浆问题；保持良好的流型冲刷井壁，并辅以工程划眼，克服了Syl区块砂岩段的瞬间小井眼问题；选用胺基聚醇钻井液体系应对Syl区块四开井段井壁稳定问题。在设计基础上，配合钻井、地质加深钻进至3 560 m，钻探开发了3 200～3 560 m井段，该井段是B国钻井史上从未钻探地层，获得了该井段地质岩性资料，并在该井段额外发现7套高产气层，完钻测试收获日产量为6.4×105m3/d的工业气流。

粉砂岩；页岩垮塌；胺基聚醇-KCl钻井液体系；砂岩瞬间小井眼；Syl25井

Syl气田位于savma盆地的南部中心部位，trura高原的西缘，在B国首都东北约100 km，构造为南北不对称的背斜构造。该区块隶属于B国国家天然气田有限公司，地质结构复杂。经调查，B国国家天然气田有限公司与国内外钻井公司合作，在该区块布井21口，钻井过程中卡钻9口井，报废7口井，钻井施工过程中出现各种复杂23次[1-7]。为了能够更好地开发Syl气田，B国国家天然气田有限公司与中国石油化工集团公司合作，在Syl气田布井4口，Syl25井是合作的第一口井。经过前期的精心调研论证，制定详细的施工方案，并在钻井施工过程中，根据现场实钻情况，及时调整各项参数，并转换钻井液体系，成功克服了甲方资料保密导致的资料匮乏、长达2 000 m的粉砂岩跑浆钻进、地层砂岩瞬间小井眼、页岩垮塌卡钻等复杂，完成了该井的设计施工。同时在设计的基础上，继续加深钻进360 m，加深井段是B国钻井史上从未钻探地层，获得了该井段地质岩性资料，并在该井段发现多套高产气层[8-17]。

1 地质工程概况

Syl区块地层岩性属河流性沉积，井深1 300 m以上砂岩粒径为0.01～0.1 mm，属粉砂岩范畴。1 300～2 000 m井段为砂岩与泥岩不等厚互层，泥岩发育欠压实，成岩性差，易造浆；砂岩为0.01～0.1 mm的粉砂岩夹0.1～0.25 mm的细砂岩发育[1]，实测压力系数为0.99。2 000～3 560 m井段为灰色细砂岩、粉砂岩与深灰色、灰色页岩不等厚互层，页岩发育硬脆，坍塌周期短，极易水化膨胀；2 000～3 470 m井段的砂岩为低压高产气层，实测压力系数为1.02，3 470～3 550 m井段为新发现高压高产气层，实测压力系数为1.25。

Syl25井井身结构如表1所示。

表1 Syl25井井身结构

2 难点分析及体系选择

施工前期，甲方提供资料为Syl17、Syl18和 Syl27井3口井电测曲线，附带少量地质、工程资料。分析测井曲线，结合地质资料及现场调研，分析Syl区块钻井施工过程中难点，并以实验室为依托，针对难点选择体系。

2.1 三开井段

三开井段从井径曲线显示，套管鞋至2 000 m井段井眼扩大率负数，已钻井中有4口井在该层段发生卡钻，2 000～2 600 m井段多处出现“糖葫芦”井眼，井径扩大率较大，Syl27井三开井段井径曲线、地质资料、伽马等电测曲线显示，套管鞋至2 000 m以砂岩发育为主，卡钻点均为砂岩岩性。2 000～2 600 m井段砂泥岩不等厚薄层，页岩增多。

三开井段难点主要体现在：①开钻前，提供参考资料有限，仅显示1 300～2 000 m井段发生多次卡钻，且无法提供卡钻原因；②从二开实钻资料显示，Syl25井地层与已钻井资料差别较大，无邻井资料参考；③从一开、二开实钻过程中钻遇大段粉砂岩情况判断，三开钻进过程中，预计粉砂岩依旧存在；④三开井段下部预计含有大段页岩，页岩段井壁稳定性差，对钻井液防塌能力提出更高要求。

综上所述，鉴于大量未知因素，计划三开段砂岩采用聚合物钻井液体系，出现泥岩、细砂岩或页岩后，转化为聚磺防塌钻井液体系。

2.2 四开井段

四开井段难点主要体现在：①邻井卡钻严重，持续半年尚未解卡，且受限于技术保密，卡钻原因不明；②从三开电测曲线判断，四开段砂岩与页岩不等厚互层发育，井壁稳定性差，垮塌周期短，给钻井施工及完井作业带来巨大的困难；③材料选择范围小，当地无法采购材料，沥青类防塌剂软化点与井底温度不匹配；④地层压力系数未知，3 200 m以下无钻探记录，无资料参考；⑤从电测队得到信息，四开段电测成功率低，电测卡电缆、仪器频繁发生。

综上所述，计划四开段采用防塌抑制能力较强的胺基聚醇钻井液体系，并控制高黏度高切力以增强钻井安全系数。

3 现场钻井液技术

3.1 一开（0～196 m）

一开采用预水化好、浓度为10%的膨润土浆开钻，并保持钻井液黏度不低于60 s钻进，以保证上部流砂地层的安全钻进。完钻后，用10%的高浓度膨润土浆封井，保证套管顺利到位。

3.2 二开（196～956.6m）

二开540 m后开始出现泥岩夹层，920 m后为纯泥岩。

二开选用聚合物钻井液体系，基本配方为：（5%～7%）膨润土+（0.2%～0.3%）纯碱+（0.2%～0.3%）烧碱+（0.3%～0.5%）聚丙烯酰胺+（2%～3%）淀粉。采用一开黏度较高的膨润土浆开钻，以保证套管鞋处安全。随着井深的增加，逐步转换为聚合物钻井液体系，发现泥岩后，开始调控滤失量，将中压滤失量降至10 mL，并将黏度控制在45～50 s，以保证井下安全，并加大聚合物含量至0.4%～0.5%，以有效控制地层造浆。控制密度为1.12～1.13 g/cm3，以保证体系清洁。

二开井段钻遇大段粉砂岩，粒径为0.01～0.1 mm，堵塞0.125～0.18 mm筛布孔隙，振动筛跑浆严重。现场通过提高膨润土含量至70 g/L及增大聚合物含量至0.5%的方式，对粉砂岩颗粒及时包裹，以增大粉砂岩颗粒直径，有效解决了粉砂岩井段钻井过程中跑浆问题，并保证了钻井液清洁。

3.3 三开（956.6～2 600 m）

三开钻遇地层为Upper marine shale、Bokabil和Bhuban，套管鞋至1350 m井段砂岩发育，砂岩以粉砂岩及细砂岩发育为主，跑浆严重。1 350～2 593 m井段砂泥岩互层发育，泥岩偏软，随着井深的增加，泥岩逐渐变硬，砂岩颗粒发育逐渐变大，2 250 m至井底砂岩夹层颗粒达到细砂岩级别，泥岩发育为页岩。

三开选用聚磺防塌钻井液体系，基本配方为：（5%～7%）膨润土+（0.2%～0.3%）纯碱+（0.2%～0.3%）NaOH+（0.3%～0.5%）PAM+1%PAC-LV+ 0.5%聚合物降滤失剂JZC+2%SMP-1+3%FT-1+（3%～5%）QS-2。三开粉砂岩段钻进，采用二开方式，采取高膨润土含量、高聚合物含量钻井液钻进，经钻井液有效包裹后，粉砂岩颗粒变大，解决了粉砂岩跑浆问题。

钻进至井深1 362 m时，钻时1～2 min/m，日补充量为40～50 m3/d，通过岩屑录井及电阻率值实时监测，地层岩性为大段粉砂岩，主要成分为石英，含少量长石及暗色矿物。接立柱前倒划眼至井深 1 357 m时憋停顶驱，泵压未见明显异常，上提16 t遇卡，下放24 t未解卡，开泵正常，下压32 t解卡。划眼正常后接立柱，钻进至井深1 367 m，上提不到0.5 m遇阻，划眼困难。继续钻进至井深1 390 m，岩性未发生变化，新钻井眼上提遇阻，倒划眼扭矩较大，部分点划眼困难，泵入20 m3用膨润土配制的滴流高黏稠塞，返出后岩屑未见明显变化，井下未见明显改善。起钻检查钻具，钻头及满眼扶正器起出后较干净，无泥巴附着。经调查，该区块井在1 300～2 000 m井段频发卡钻，决定开始处理钻井液。处理前，钻井液密度为1.12 g/cm3，漏斗黏度为35 s，塑性黏度为6 mPa·s，动切力为2.5 Pa，静切力为1/4 Pa/Pa，滤失量为30 mL，膨润土含量为40 g/L，在保证冲刷能力不变的条件下，通过加入PAC-LV的方式，将滤失量降至15～18 mL，再将滤失量降至5 mL，井下情况未见好转改变，判断通过调整体系滤失量无法解决井下的砂岩瞬间小井眼问题。鉴于复杂地层纯砂岩发育，尝试提高封堵能力以改善泥饼质量，通过集中加入封堵材料超细碳酸钙、超低渗处理剂和单向压力封闭剂的方式封堵砂岩段孔隙，井下未见好转，通过调整体系封堵性能无法解决井下的砂岩瞬间小井眼问题。判断为地层的应力释放，可通过加入铵盐的方式，调整钻井液流型，将钻井液黏度从45 s降至35 s，动塑比从0.41降至0.22 Pa/（mPa·s），以加大对井壁冲刷，增大井眼扩大率，同时强化并加密工程划眼的方式解决井下砂岩瞬间小井眼问题。该情况持续井段1 362～2 300 m，砂岩遇阻严重，砂岩钻时为1～2 min/m,倒划眼为2～5 min/m，泥岩基本没显示，倒划眼后，短程起下钻无显示。井深2 300 m以后砂岩瞬间小井眼问题不明显。

发现页岩后，及时将体系转换为聚磺防塌钻井液体系，一次性加入2%SMP-1、3%FT-1和4%QS-Z，再用1%PAC-LV和0.5%JZC将体系滤失量控制在6 mL以内，用PAM及烧碱配制胶液，维护密度在1.14～1.15 g/cm3，黏度为50～55 s，动塑比为0.38～0.42 Pa/（mPa·s）钻进，以保证井下安全。

3.4 四开（2 600～3 560 m）

开钻地层为Bhuban，为该井目的层，地层实钻岩性为灰色细砂岩与深灰色、灰色页岩不等厚互层，页岩成岩性较好，地质标定为轻微硬脆性页岩，易垮塌，该区块四开井段卡钻频繁。

四开选用的胺基聚醇体系开钻，基本配方为：（3%～5%）膨润土+（0.2%～0.3%）NaCO3+（0.2%～0.3%）NaOH+（0.3%～0.5%）PAM+（2%～3%）SMP-1+（3%～4%）FT-1+0.5%AP-1+（0.5%～1%）铝基聚合物防塌剂DLP+1%JZC+（3%～5%）QS-Z。开钻前，在套管内处理钻井液，在三开钻井液基础上，开启离心机将膨润土含量降到32 g/L，补充1%SMP-1、 2%FT-1，再用JZC将滤失量降至3 mL以内，循环均匀后，一次性加入0.5%AP-1，转换为胺基聚醇钻井液体系，再四开钻进。钻进过程中，逐步补充水化好的膨润土浆，在提高造壁性的同时，逐步将动塑比从0.21 Pa/（mPa·s）提至0.48 Pa/（mPa·s），以保证在页岩段钻进过程中，降低钻井液对井壁的冲刷，维护井壁稳定。随着井深的增加，发现井壁掉块依旧存在，且岩屑中掉块含量未见明显减少，钻进至井深2 780 m时，再次补充3%磺化沥青和1.5%铝基聚合物防塌剂DLP，并将中压滤失量降至2 mL，高温高压滤失量降至8.6 mL（120 ℃），岩屑掉块未见明显变化。为了保证井下安全及后期施工的顺利，现场经大量小型实验验证，决定将体系转换为胺基聚醇-KCl强抑制钻井液体系，并在井深2 850 m处成功转型，一次性向体系中补充7%KCl的主处理剂，再微调流型及滤失后，振动筛掉块消失，转型后钻井液密度为1.17 g/cm3，黏度为55 s，塑性黏度为16 mPa·s，动切力为6.5 Pa，静切力为2/6 （Pa/Pa），滤失量为2.2 mL，膨润土含量为28 g/L，维护该性能钻进，及时补充材料消耗，以保证体系中主处理剂AP-1和KCl的有效含量，保证井壁稳定，顺利钻穿四开设计井段。应地质要求，继续加深钻进井深360 m，通过将超细碳酸钙加量提至6%的方式，有效的保护了油气层，顺利发现多套新储层，由于新储层压力系数较高，提钻井液密度至1.26 g/cm3，保证井控安全。完钻后，在井浆中加入2%液体润滑剂RH-3封井，电测、下套管顺利。完钻钻井液密度为1.26 g/cm3，黏度为58 s，塑性黏度为18 mPa·s，动切力为8 Pa，静切力为3/8（Pa/Pa），滤失量为2mL，膨润土含量为30 g/L。

由表2四开段井径数据可以看出，转换为胺基聚醇-KCl强抑制钻井液体系后，井径扩大率降低，井壁稳定性增强，说明胺基聚醇-KCl强抑制钻井液体系能够满足四开井段井壁稳定需求。

表2 Syl25井四开井径数据表

4 认识与建议

1.适当提高膨润土含量和包被能力，能够有效包裹粉砂岩颗粒，增大粉砂岩直径，避免粉砂岩钻进过程中振动筛大量跑浆问题。

2.保持良好的钻井液流型冲刷井壁，并辅以工程划眼，可以解决Syl区块砂岩段的砂岩瞬间小井眼问题，避免卡钻事故的发生。

3.胺基聚醇钻井液体系无法满足该区块四开井段井壁稳定要求，转换为胺基聚醇-KCl钻井液体系后，抑制能力得到增强，能够有效解决Syl区块四开井段井壁稳定问题，保证四开段施工顺利进行。

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Drilling Fluid Technology for Use in Drilling Well Sy125 in Syl Gas Field in Country B

LIU Haipeng1, WANG Benli1, ZHAO Liming1, LI Xijun1, HONG Hanghai1, WANG Wei1, WU Wanhua2
(1. Drilling Engineering Technology Branch of Shengli Petroleum Engineering Ltd.,Sinopec, Dongying, Shandong 257064; 2. Technical supervision and inspection department of Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552)

The Syl gas field located in Country B has complex geological structures. 21 wells were drilled in this gas field, nine of which have encountered pipe sticking during drilling, 7 abandoned. During drilling of the 21 wells, 23 times of various drilling troubles took place. To better develop the Syl gas field, a cooperation agreement was reached between the National Gas Field Company Ltd. of the country B and Sinopec, which proposed 4 wells in this gas field. The Well Syl-25 was the first well to be drilled, with designed depth of 3,200 m, and actual drilled depth of 3,560 m. Different drilling fluid formulation were selected for use in different intervals. To avoid the flow of drilling fluid over the shale shakers in siltstone drilling, the bentonite content of the drilling fluid was reasonably increased and the inhibitive capacity improved. Good mud rheology, which was maintained to clean the hole, accompanied by reaming operation, overcame the problem of “sudden slim hole” along the sandstone section in the Block Syl. In drilling the fourth interval, amine based poly alcohol drilling fluid was used to stabilize the borehole wall. The Well Syl-25 was finally deepened to 3,560 m with the consent from drilling and geology engineers. Drilling of the hole section from 3,200-3,560 m, which had never been performed in the past in the country B, not only helped the engineers obtain lithological data of this section, it also found 7 extra pay zones with high production rates. Completion tests of the well gave birth to 640,000 m3/day industrial gas flow.

Siltstone; Borehole collapse in shale formation; Amine based poly alcohol drilling fluid; Sudden slim hole in sandstone; Well Syl-25

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0044-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.008

刘海鹏，1979年生，高级工程师，2003年毕业于石油大学（华东）应用化学专业，现在从事钻井液的现场技术服务和室内研究工作。电话 13589449805；E-mail：haipengl@163.com。