王维

（西安石油大学石油工程学院，西安710065）

近年来，随着油田钻井深度和位移不断增加，钻遇地层日益复杂，钻井难度愈发增加，油气层保护形势愈发严峻，对钻井液性能指标要求也更加严格。随着现场对钻井液性能指标要求更加精细，钻井液固相含量控制水平对于钻井工程影响也日益凸显，比如钻井施工过程中极易出现钻井液稳定性差、钻具黏卡、油气层保护差、测完井时效长、机械钻速低等影响钻完井质量的情况[1-4]。此类问题的发生与固控设备的配备和固相控制工艺技术的应用紧密相关，目前固相控制方面存在的问题有：①固控设备配套复杂多样而不标准；②配套的4级固控设备没有完全实现其价值，大多数振动筛筛目偏低，一级固控效果比较差，除泥器、离心机利用率不高，钻井液中低密度有害固相含量高，尤其是在钻井液密度大于1.35 g/cm3的区块达到60%以上；③受地质和工程双重因素的影响，钻井液中固相含量和膨润土含量指标偏高，控制难度相对较大。因此，在分析钻井液固相控制现状和现有固相控制方法的基础上，结合冀东油田地层特点，通过室内实验研究和现场实践，提出了合理的固相控制指标和固相控制工艺技术。

1 固相控制和固控设备现状

1.1 钻井液固相含量及膨润土含量现状

冀东油田近2年各钻井区块的固相含量和膨润土含量见表1和表2。

表1 冀东油田各区块储层钻井液密度对应固相含量

对于固相含量，其趋势主要表现在钻井液密度越高对应钻井液固相含量越高，聚磺钻井液和抗高温钻井液相较KCl成膜封堵低侵入钻井液体系固相含量要高。对于膨润土含量，主要表现在高尚堡区块膨润土含量偏高，南堡区块KCl成膜封堵低侵入钻井液体系同样较高，仅有抗高温体系膨润土含量控制在50 g/L以内。

表2 冀东油田各区块储层钻井液膨润土含量

1.2 固控设备配套现状

目前油田配备的4级固控设备[5-6]主要有振动筛、除砂器、除泥器、除砂除泥一体机、低速离心机、中速离心机和高速离心机。

1）振动筛。使用的振动筛型号多达10多种，配备2～4台不等，以3台居多，由于其生产参数、设备老化等因素影响，振动筛筛目使用范围为60～180目。使用范围最广、具有代表性的主要为S250-2型、RSD系列和ZHZS540*700/6ZQ。①S250-2型振动筛运动轨迹为平动椭圆，筛网总面积为2.52 m2（3块筛布）/3.36 m2（4块筛布）， 振幅为 6.3 mm， 抛掷指数为 6.4， 激振力为66.68 kN， 转速为 1 500 r/min， 在φ215.9 mm 井眼中可用孔径为0.125 mm的筛布；②RSD系列包括RSD2008B和RSD2008P/B等型号振动筛，其运动轨迹为平动椭圆， 筛网总面积为2.948 m2（RSD2008B）/3.53 m2（RSD2008P/B）， 振幅为6 mm， 抛掷指数为8.13，激振力为76 kN，转速为1 410 r/min，在φ215.9 mm井眼中可用孔径为0.098～0.100 mm的筛布；③作为新配备的振动筛，ZHZS540*700/6ZQ的运动轨迹为直线椭圆，分上下层共5块筛布，筛网总面积为3.36 m2，振幅为6 mm，抛掷指数为8，激振力为76 kN，转速为1 450 r/min，在φ215.9 mm井眼可用孔径小于0.100 mm的筛布。

2）除砂器、除泥器和除砂除泥一体机。油田目前在用的旋流器型号有多种，但设计参数大致相同，主要是在数量的配备上有所不同，其中同时配备除砂器、除泥器的井队占46%，配备2台除砂器的井队占32%，配备一体机的井队占22%。

3）离心机。油田目前离心机配备数量均为2台，但仅有50%井队配备了中速离心机和高速离心机，其余以同时配备2台中速离心机为主，个别井队配备2台低速离心机。配备型号较多、设计参数各不相同，转速为1 400～3 400 r/min，分离因素为500～3 200，处理量为30～60 m3/h，最小分离点为 2～7 μm。

1.3 固控设备使用现状

固控设备的使用与钻井区块、层位、排量、钻井液密度和固控设备的处理量密切相关，因此主要分为2种情况。

1）φ311.1 mm及以上尺寸大井眼，明化镇、馆陶组非目的层段，岩性以砂泥岩互层为主，钻井液密度一般小于1.20 g/cm3。钻井排量达到60 L/s，同时并联开启2～3台振动筛，选择孔径为0.154～0.180 mm筛布，个别井队仅能用到孔径为0.280～0.450 mm的筛布；地层造浆严重，密度上升快，除砂器和中速离心机（1台）全开。

2）φ215.9 mm及以下尺寸井眼钻进，层位为目的层段，钻井液排量不大于30 L/s时，根据钻井液密度选择使用。①钻井液密度小于1.20 g/cm3，主要地质区块、层位为南堡4#构造馆陶组、唐海周边潜山、高尚堡馆陶组、南堡潜山，钻井排量相对较小，同时并联开启2～3台振动筛，选择孔径小于0.125 mm的筛布，除砂器和中速离心机（1台）全开。②钻井液密度为1.20～1.25 g/cm3，主要地质区块、层位为南堡2#、南堡3#人工岛、南堡3-2平台馆陶组、东营组东一段地层，同时并联开启2～3台振动筛，选择孔径小于0.125 mm的筛布，除砂器全开，钻井液需要加重，离心机使用与③中开启方法相同。③钻井液密度大于1.25 g/cm3，主要地质区块、层位为高尚堡、柳赞、南堡东营组东二段及以下地层，钻井液需要加重，振动筛并联开启1～2台，选择孔径为0.090～0.125 mm筛布，除砂器全开，除泥器开启率为50%，离心机开启原则是有2种情况：常规情况下，在进行钻井液加重前、短程起下钻后、起下钻后开启2～3循环周；钻进过程中，一部分采取每日开启8 h，并控制进液量，另一部分根据进尺快慢、性能变化等情况开启，钻井液密度越高，开启时间越少。

2 固相控制工艺技术

2.1 影响钻井液固相控制的因素

2.1.1 地层特性

南堡油田1#构造泥岩黏土矿物的纵向分布类型为蒙皂石向伊利石正常转化型，地层分布自上而下为：明化镇、馆陶组、东营组和沙河街组地层。各层位地层特性及对钻井液固相控制的影响主要表现如下。

1）钻遇上部明化镇和馆陶组地层时，黏土矿物以高岭石和蒙脱石为主，其次是绿泥石和伊利石，其中高岭石相对含量为7%～17%，蒙脱石相对含量为74%～84%，由于上部地层为大段砂泥岩互层，砂岩疏松，泥岩回收率较低、水化分散能力强，造浆能力强，且上部井段设计井眼尺寸大、钻速快，返出岩屑多，极易堵塞振动筛筛孔，为了防止跑浆现场更换小目数筛布，且钻井液中分散的蒙脱石、高岭石粒径中值极小，固控设备不能完全处理返出钻井液，导致钻井液中固相含量控制困难，同时，分散后的黏土矿物表面积增加，对应的吸附亚甲基蓝量增加，表现为钻进过程中膨润土含量急剧增加。

2）东一段、东二段地层黏土矿物以伊/蒙间层、高岭石为主，其次是绿泥石、伊利石，其中高岭石相对含量为9%～11%，伊/蒙间层相对含量为77%～83%，此段地层为砂泥岩互层，井眼尺寸相对较小、钻速快，泥岩回收率低、水化分散能力强，固控设备能较好地处理返出的钻井液，此井段固相控制相对较容易。

3）进入东三段和沙河街地层之后，黏土矿物以伊利石和伊/蒙间层为主，其次为绿泥石和高岭石，其中伊利石含量为21%～48%，伊/蒙间层相对含量为50%～84%，此段地层井眼尺寸较小，岩石压实程度强，机械钻速慢，泥岩清水回收率平均在80%以上，表现为水化分散能力弱，钻进过程中钻头破岩产生的泥岩钻屑颗粒虽然较大，但由于该井段平均钻井液密度较高，固控设备尤其是除泥器、离心机等能分离细颗粒的设备使用受限，钻井液中的固相含量受钻头重复研磨，发生细分散，同时，泥岩钻屑中的黏土颗粒经过长时间地浸泡被充分水化分散，导致钻井液中固控设备难以清除的黏土颗粒含量增加，表现为低密度固相含量增加和吸附亚甲基蓝量增加。

2.1.2 钻井液体系

冀东油田广泛采用聚合物钻井液体系，在南堡区块增加KCl，提高钻井液的抑制性，在深部地层增加抗高温降滤失剂、封堵剂，提高钻井液的抗温能力。主要使用的钻井液配方如下。其中加重剂、润滑剂、pH调节剂根据需要加入。

1#（聚合物钻井液） 3%膨润土+1%铵盐+0.5%PMHA-Ⅱ+2%磺化沥青+2%超低渗处理剂+润滑剂+加重剂+pH调节剂

2#（KCl成膜封堵低侵入钻井液） 3%膨润土+0.4%PMHA-II +3%SMP+2%降滤失剂+2%超低渗+2%超细钙+2%磺化沥青+（3%～5%）KCl+润滑剂+加重剂+pH调节剂

3#（聚磺钻井液） 3%膨润土+0.3%PMHA-Ⅱ+2%SMP+2%SMC+2%磺化沥青+2%超低渗处理剂+润滑剂+加重剂+pH调节剂

4#（KCl抗高温钻井液） （3%～4%）膨润土浆+0.8%DSP-2+（4%～6%）SPNH+（2%～3%）SMP+（0.5%～1%）SMT+0.5%聚胺+2%FT3000+（5%～8%）KCl+0.8%Na2SO3+0.1%ABSN+0.1%A-20+润滑剂+加重剂+pH调节剂

根据实钻情况分析，当前聚合物钻井液体系具有一定包被、抑制钻屑分散的能力，能够较好地保证钻屑被清除，但是其对造浆严重地层抑制效果有限，而在钻井液体系中随着KCl的加入及其含量增加，使得钻井液的抑制性明显增强，可抑制岩屑在钻井液中的水化分散，在该类型钻井液体系中膨润土含量明显较低；其中聚合物钻井液体系和KCl成膜封堵低侵入钻井液体系通常为低密度体系，固相含量控制较低。聚磺钻井液体系和KCl抗高温钻井液通常为高密度体系，固相含量较高。总之，钻井液中不论是膨润土含量还是固相含量的控制，机械固控能力不足则仍然会导致其增高，使得钻井液稳定性变差。

2.1.3 固控设备配备和使用

油田各种钻机基本配备齐全四级固控设备：振动筛2～4台、旋流器包括除砂器、除泥器、一体机、离心机2台。固控设备的工作流程为经井底循环返回的钻井液中含有较大的钻屑， 含屑钻井液经连接管进入振动筛， 较大固相颗粒及其携带的部分钻井液排出到泥浆池， 净化后的钻井液进入锥形罐， 完成一级净化， 一级净化为全处理。从锥形罐溢流出的钻井液经过泥浆槽进入除砂舱， 经除砂器处理后的钻井液进入除泥舱， 经除泥器处理后的钻井液进入临近的离心机舱， 通过离心机处理， 依次完成二级和三级净化， 其中，二级和三级净化为非全处理。

2.2 制定固相控制指标和措施

2.2.1 固相控制指标

1）固相含量的指标确定。密度小于1.20 g/cm3，固相含量控制在10%以内；密度为1.20～1.30 g/cm3， 固相含量控制在15%以内；密度为1.30～1.40 g/cm3，固相含量控制在20%以内；密度大于1.40 g/cm3，固相含量控制在25%。

2）膨润土含量的指标确定。对于淡水钻井液体系（包括聚合物体系和聚磺体系），密度小于1.25 g/cm3，膨润土含量小于60 g/L；密度大于1.25 g/cm3，膨润土含量小于70 g/L。对于KCl成膜封堵低侵入钻井液体系，膨润土含量小于50 g/L。对于KCl抗高温钻井液、低自由水体系，膨润土含量小于40 g/L。

2.2.2 固相控制措施

结合目前油田对固相含量及膨润土含量的控制现状，及深入分析地层造浆原理，针对固相含量控制制定的措施如下。

1）三开钻井液的配制及转换。①放掉地面老浆，彻底清理地面循环系统。放入所需配浆清水，根据钻井液配方按顺序依次加入处理剂（加重至设计密度后地面钻井液总量约为130 m3）；②在振动筛筛床上铺防渗布，下钻过程中，井内返出老浆通过振动筛筛面放入沉砂池；③根据井内老浆膨润土含量，确定井内老浆的去留情况，混合后测定钻井液膨润土含量不大于30 g/L，使用老浆量不超过20%。

2）钻进过程中固相含量控制。①钻进过程中，胶液罐中补充大分子包被剂（分子量大于600万），维持其含量不低于0.3%，抑制钻屑的分散，把钻井液固相含量控制在较低的水平；②钻井过程中，增加钾、铵、醇类处理剂用量，提高钻井液的抑制性，抑制泥页岩的水化膨胀和分散。

3）规范固控设备使用。①三开开钻后振动筛孔径不大于0.100 mm，如设备条件允许可使用孔径为0.090 mm筛布（若设备不允许，则使用以不跑浆为原则的最高目数，但不能大于0.125 mm）。振动筛上翘角度不宜超过5°，同一振动筛筛布要使用相同的目数，要勤检查，勤维护，钻井液要到筛布外沿的10 cm处，逐步提高筛布的目数。三开钻进过程中，24 h满负荷运转并保证除砂效果良好；②除砂器24 h满负荷运转并保证使用效果良好，除泥器根据实钻情况确保开动率达到80%；③在钻进过程中离心机每天开启不小于8 h；④配备高速离心机的队，按照使用规程使用率不低于80%。二开加强使用低速离心机，三开使用好高速离心机，如果有问题及时报厂家检修。

3 现场造浆机理和固控技术应用

3.1 地层造浆机理

通过对现场膨润土含量变化规律总结，对比返出的岩屑和钻井液性能变化，高尚堡高深区块三开井段主要造浆地层为Ed3、Es1、Es31亚段（斜深为2 600～3 200 m），岩性为灰色泥岩。 实验方法为室内选用该层段钻进时振动筛返出的岩屑，用清水清洗表面附着物，自然晾干备用，取50 g过100目筛网的岩屑，混入现场聚磺钻井液中，充分搅拌后进行实验。实验中取沙一段岩屑进行滚动回收率实验，常温测定钻井液膨润土含量为42 g/L，选取的岩屑混入钻井液中充分搅拌后，在热滚炉中于100 ℃下热滚16 h，然后过滤、烘干测定回收岩屑32.28 g，钻井液膨润土含量为50 g/L。数据对比显示，所取岩屑在聚磺钻井液中热滚后水化分散严重，且水化分散后细黏土颗粒进一步吸附亚甲基蓝，导致钻井液中膨润土含量增加。

进行了钻屑连续滚动回收实验。取一定量筛滤后的岩屑，在热滚炉中按一定条件热滚一定时间，然后烘干测定回收岩屑及膨润土含量，见图1、图2。

图1 膨润土含量随热滚时间的变化

图2 岩屑回收率随热滚时间的变化

图1 、图2结果表明，随着时间的增加，可回收的岩屑数量逐渐减小，钻井液中膨润土含量逐渐增大，最后均趋于平稳。

根据X衍射和扫描电镜资料分析，高尚堡深层黏土矿物主要有伊/蒙混层、绿泥石、高岭石、伊利石，其中以绿泥石及伊/蒙混层为主，约占20%～90%，其次是高岭石，约占57%，伊利石含量最小，约为1%～14%。结合黏土矿物特性及实验数据，可以得出高尚堡深部地层造浆机理为：①岩屑脱离井底进入钻井液中的前4 h，可以将一定量的泥岩分散到钻井液中，造成岩屑含量降低，但是钻井液吸附亚甲基蓝量不增加，第一个循环周对返出岩屑的清除至关重要；②岩屑继续在钻井液中浸泡，回收岩屑量在减少的同时，钻井液吸附亚甲基蓝量逐渐增加。表现为固控设备未清除的有害固相颗粒，在钻井液中水化分散，低密度固相中泥质颗粒吸附亚甲基蓝；③岩屑继续在钻井液中浸泡到一定程度后，回收岩屑量不再减少，膨润土含量继续增加，最终吸附亚甲基蓝量也趋于稳定。表现为通过大分子包被处理、 固控设备清除， 未清除的泥质颗粒经井底继续破碎， 细分散为不能被固控设备清除的黏土颗粒，此时岩屑的水化分散达到最大化，岩屑量不再减少，而黏土颗粒继续水化分散表面积增大，吸附亚甲基蓝量逐渐增大，最终趋于平稳。

3.2 固控技术应用效果分析

该技术在高尚堡区块应用7口井，这7口井井深范围为3 070～3 316 m，三开裸眼段长为737～1 062 m，钻遇层位为东营组和沙河街组地层，通过对钻井过程中钻井液配制、大分子处理剂加量和固控设备的使用分析（见表3），G76-65和G76-61井，膨润土含量从新配浆的28～46.3 g/L上升至完钻时的57～64.1 g/L，而且测井无遇阻卡情况。

表3 高尚堡区块膨润土含量控制

分析G76-79和G76-78井遇阻卡的原因为，G76-79井钻井液配制、大分子处理剂使用和振动筛、除砂器使用合理，离心机利用率较低，所以膨润土含量上涨较快，完钻时达到74.8 g/L，钻井液API滤失量最高时为6.8 mL，测井遇阻井深为2 502 m，该井段井斜为25.73°，狗腿度为0.49°/30 m，井径由248 mm降至216 mm，主要原因是井径缩径造成的测井遇阻；G76-78井钻井液配制不合理，大分子处理剂使用和固控设备使用合理，膨润土含量变化范围为69～114 g/L，钻井液API滤失量为 2.6～3.8 mL， 遇阻、 遇卡井段为 3 016～3 030 m，该井段井斜为37.15°，狗腿度为0.42°/30 m，井径规则，遇阻卡原因为膨润土含量高，泥饼虚厚。

4 结论与认识

1. 总结了油田各区块固相含量和膨润土含量，表明目前对于钻井液固相含量和膨润土含量参数控制不能满足油田钻井技术要求。

2. 对油田在用固控设备的配备和使用情况进行分析表明，固控设备数量和技术参数满足钻井需求，但各钻井队配备数量各异，使用方法均不统一。

3. 制定的固相控制工艺技术有利于降低钻井液中固相含量和膨润土含量，提高钻完井质量。

4. 下步应按照制定的固相控制指标及固相控制措施，加大对油田范围内钻井液固相含量和膨润土含量进行控制，从而提高钻井速度、降低钻井成本、预防井下事故、保护油气层。

参 考 文 献

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