義171-斜15VF井鉆井液技術

邱春陽，周建民，亢德峰，溫守云

(1.中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工程技術公司；2.中國石化勝利石油工程有限公司渤海鉆井二公司：山東東營 257064)

義171-斜15VF井位于濟陽凹陷沾化凹陷渤南洼陷中部斷階帶，目的層為新生界沙河街組，鉆探的目的是進一步開發渤南油田義171-1塊沙四段油藏。義171-斜15VF井設計井深3 999.11 m，采用三開制井身結構，井身軌跡為直-增-穩型，一開φ444.5 mm鉆頭鉆深201.50 m，φ339.7 mm套管下深201.5 m；二開φ311.2 mm鉆頭鉆深2 952 m，φ244.5 mm套管下深2 950.69 mm;三開φ215.9 mm鉆頭鉆深3 979.00 m完鉆，井底垂深3 880.28 m，水平位移409.01 m，最大井斜35.6°，φ139.7 mm油層套管下深3 974.95 m完井，鉆井周期33.04 d，完井周期40.46 d。該區塊地質構造復雜，上部大井眼造漿嚴重，沙河街組存在異常高壓及大段鹽膏層，易導致井壁失穩。通過使用強抑制聚合物鉆井液體系和強抑制胺基聚磺潤滑防塌鉆井液體系，保證了該井的順利施工，平均機械鉆速9.98 m/h，達到了優快鉆井的目的。

1　地質概況及鉆井液技術難點

義171-斜15VF井自上而下鉆遇地層為平原組、明化鎮組、館陶組、東營組和沙河街組，地層巖性復雜，施工中鉆井液技術難度大，具體有以下幾點：

1)上部地層發育較厚，館陶組以上地層成巖性差，水敏性強，巖屑易分散在鉆井液中，導致鉆井液體系黏切增大，流變性變差。采用φ311.2 mm鉆頭鉆進時，機械鉆速快，產屑量大，大井眼環空返速低，井眼凈化效果差，易導致起下鉆遇阻，嚴重者卡鉆。φ311.2 mm井眼鉆深2 952 m，裸眼段長達2 700 m，井壁穩定難度大。

2)沙三段中部為深灰色泥巖、灰質泥巖、油泥巖與灰色細砂巖不等厚互層；下部以深灰色、灰褐色油泥巖、油頁巖不等厚互層夾砂巖和灰質砂巖。油泥巖水敏性強，吸水膨脹后強度降低，易導致其上支撐的泥巖垮塌；油頁巖頁理發育，當鉆井液濾液侵入后成薄片狀脫落，易形成大肚子井眼，導致起下鉆及電測遇阻，給完井作業帶來困難。

3)沙四段上部為灰色泥巖、膏泥巖與灰色灰巖、膏白云巖不等厚互層；下部為灰色砂質泥巖與灰色細砂巖、含砂礫巖不等厚互層。膏泥巖較軟，斜井段鉆進過程中僅靠鉆井液液柱壓力支撐上井壁，易導致縮徑卡鉆；灰巖地層裂縫發育，易導致井漏，鄰井從3 527～3 965 m漏失鉆井液724 m3。

4)實鉆資料表明，渤南洼陷地層超壓現象很普遍[1]，從沙三段開始普遍發育異常高壓，在沙河街組沙四段又趨于正常壓實。為平衡地層壓力，必須使用高密度鉆井液鉆進，沙四段漏層的存在給鉆井液密度控制帶來一定難度。

5)該井最大井斜35.6°，定向過程中鉆具緊貼井壁前進，摩阻和扭矩增大，潤滑防卡難度大；巖屑易沉積在下井壁形成巖屑床，不易清除，造成定向過程中摩阻和扭矩增加，嚴重者形成“托壓”現象，井眼凈化及潤滑防卡難度大。

2　鉆井液體系選擇

通過調研國內水平井及大位移井鉆井液施工情況[2-6]，針對該井地層特點以及施工中的技術難點，確定二開使用強抑制聚合物鉆井液體系，三開使用強抑制胺基聚磺潤滑防塌鉆井液體系。

強抑制聚合物鉆井液體系的基本配方：小循環井漿+(0.4%～0.6%)聚丙烯酰胺PAM+(2%～4%)改性銨鹽FH-J24+(2%～3%)抗溫抗鹽防塌降濾失劑KFT+(2%～3%)磺化酚醛樹脂SMP-1+(0.5%～1.0%)胺基聚醇AP-1+(2%～3%)膠乳瀝青+(1%～2%)多功能屏蔽暫堵劑PB-1。

強抑制胺基聚磺潤滑鉆井液體系基本配方：二開井漿+(0.2%～0.4%)NaOH+(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺PAM+(0.5%～1%)胺基聚醇AP-1+(2%～3%)抗溫抗鹽防塌降濾失劑KFT+(3%～5%)磺化酚醛樹脂SMP-1+(0.5%～1.5%)雙膜承壓劑SY-20+(2%～4%)膠乳瀝青+(4%～6%)原油+(3%～5%)油基潤滑劑 +(2%～3%)硅氟穩定劑+(1%～2%)硅氟降黏劑SF-1+(2%～4%)隨鉆堵漏劑。

3　鉆井液體系作用機理

胺基聚醇中的胺基具有獨特的分子結構，使其能鑲嵌在黏土晶層間，將黏土層緊密結合在一起，抑制黏土的水化作用；胺基聚醇具有弱堿性及弱離解性，使有機胺作用濃度始終處于平衡狀態，能長效保持濃度平衡，抑制作用具有長效性；胺基聚醇吸附在黏土顆粒表面，產生潤濕反轉，使鉆具表面由親水轉變為親油，降低鉆頭泥包的可能性[7]。體系中的膠乳瀝青通過分子鏈與井壁巖石產生強烈的物理吸附，在井壁巖石表面形成一層牢固的瀝青薄膜，阻止鉆井液中的自由水向地層滲透，并使井壁免受鉆井液流體的沖刷；此外，膠乳瀝青本身具有黏性和彈性，在液柱壓力下產生形變，封堵泥餅中的孔隙，使鉆井液在井壁上形成薄、韌、致密的泥餅，有效封堵地層，維護井壁穩定[8]。雙膜承壓劑的加入使得鉆井液能夠在井壁上形成薄膜[9]，封堵地層孔隙及微細裂縫，有效阻緩壓力傳遞，提高泥頁巖的膜效率，為鉆井液對井壁產生有效力學支撐提供保證。硅氟穩定劑以Si-O-Si為橋梁，利用聚硅氧烷和碳氟聚合鏈段的低界面張力和高表面活性的協同效應，吸附于黏土膠體端面上，徹底改變黏土的表面能，從而拆散黏土顆粒形成的網狀結構，釋放出自由水，使體系更加穩定[10]。

4　現場鉆井液技術

4.1　二開鉆井液技術

二開鉆井液技術措施如下：

1)利用一開鉆井液小循環開鉆，小鉆壓鉆穿水泥塞，加入適量純堿以消除Ca2+污染，吊打出鉆鋌，保證井口打直及套管鞋處井徑擴大率小，防止出現復雜事故。

2)鉆至430.00 m后改為大循環清水快速鉆進，利用大分子聚合物PAM膠液絮凝有害固相，使鉆井液中的劣質固相處于弱分散狀態，提高機械鉆速。

3)鉆至1 200 m后改為小循環，加入2%的改性銨鹽FH-J24，適當控制中壓濾失量，逐漸補充改性銨鹽FH-J24、抗高溫抗鹽防塌降濾失劑KFT和磺化酚醛樹脂SMP-1，鉆至東營組底部時，將鉆井液的中壓濾失量逐漸控制在<5 mL，減輕鉆井液濾液向地層的滲透，防止沙河街地層坍塌。

4)小循環后繼續補充大分子聚合物，保證聚合物PAM的含量>0.5%，使之有效包被巖屑，防止其在上返過程中分散在鉆井液中。加入1.0%的胺基聚醇AP-1，以增強鉆井液的抑制性，防止水敏性泥巖垮塌。

5)小循環后控制鉆井液的漏斗黏度約為45 s，使鉆井液處于低黏、低切和低固相狀態，有效釋放鉆頭水馬力，適當沖刷井壁，防止形成虛厚泥餅。鉆至東營組底部時，提高鉆井液的漏斗黏度至55 s，同時提高鉆井液的黏切，由適當沖刷井壁變為護壁防塌；中完時將漏斗黏度提高至60 s，以提高鉆井液的懸浮攜帶能力，凈化井眼。

6)鉆至東營組底部時，在鉆井液中加入2%的多功能屏蔽暫堵劑PB-1和2%的膠乳瀝青，封閉上部疏松砂巖地層和沙河街組層理性泥頁巖，提高上部地層的承壓能力，同時防止沙河街組井壁失穩。

7)小循環后開啟四級固控設備，保證鉆井液清潔，控制鉆井液密度<1.10 g/cm3，提高機械鉆速。鉆至東營組底部時，提高鉆井液密度至1.20 g/cm3，進入沙河街組后根據實鉆情況逐漸調整，使鉆井液液柱壓力平衡地層坍塌壓力，利于井壁穩定。

8)工程上在改為小循環后每鉆進150～200 m進行一次短起下鉆，配合長起下鉆，刮掉粘附在井壁上的鉆屑和虛厚泥餅，暢通井眼。下鉆到底后增大排量，提高巖屑的上返速度，并配制漏斗黏度>80 s的稠漿清掃井眼，提高井眼凈化效果。

9)中完后進行短起下鉆，充分循環，待振動篩無返砂后，用2%的油基潤滑劑和高黏羧甲基纖維素鈉(HV-CMC)配置漏斗黏度為80 s的潤滑封井漿封井，保證電測到底；下套管前用1.5%的塑料小球和HV-CMC配置漏斗黏度>80 s的稠漿封井，確保套管下至井底。

4.2　三開鉆井液技術

4.2.1井壁穩定技術

井壁穩定技術措施如下：

1)加入1.0%的胺基聚醇AP-1，配合大分子聚合物PAM，提高鉆井液的抑制防塌能力，有效抑制泥頁巖水化。

2)使用3%的膠乳瀝青和1%的雙膜承壓劑，使之在井壁上形成薄而致密的泥餅，提高地層的防塌能力。

3)控制直井段的中壓濾失量<4 mL，高溫高壓濾失量<15 mL；控制斜井段的中壓濾失量<3 mL，高溫高壓濾失量<10 mL，降低泥頁巖的水化趨勢。

4)加入硅氟類穩定劑，穩定鉆井液性能，防止油氣侵入，同時提高井壁的穩定性。

5)在直井段將鉆井液的密度控制在設計下限，在斜井段根據地層壓力監測情況實時調整鉆井液的密度，保證井壁穩定。特別是在沙四段底膏泥巖段，必須保證鉆井液液柱壓力對地層的正壓差，依靠液柱壓力支撐大段膏泥巖，防止其縮徑卡鉆。

6)在沙三段底部鉆進過程中，加入2%的隨鉆堵漏劑，封堵地層大的裂縫，提高地層的承壓能力，防止井漏。

4.2.2井眼凈化技術

井眼凈化技術措施如下：

1)工程上保證有足夠的泵排量，提高巖屑的環空上返速度，使鉆井液能夠將鉆屑充分攜帶到地面。

2)控制鉆井液的動塑比為0.4～0.5，保證鉆井液在環空進行平板型層流，提高鉆井液的攜巖效果。

3)加強短起下鉆措施，在斜井段更要加密短起下鉆次數，擾動并破壞巖屑床；下鉆到底后配制漏斗黏度>150 s的稠漿清掃井眼。

4)鉆進過程中采用定向鉆進和復合鉆進的方式，將新形成的巖屑床破除，降低巖屑床形成的幾率。

4.2.3潤滑防卡技術

潤滑防卡技術措施如下：

1)通過加入膠乳瀝青、隨鉆堵漏劑和雙膜承壓劑對地層進行有效封堵，使鉆井液在井壁或近井壁地帶形成低滲透的泥餅，阻止液體壓力向地層傳遞，從而提高井壁的穩定性，降低黏卡的幾率。

2)定向后保證原油含量約為4%，油基潤滑劑的含量約為3%，配合乳化劑，保持鉆井液的潤滑性；隨著斜井段的加長，逐漸補充原油和油基潤滑劑，增強鉆井液的潤滑性。

3)每趟鉆起鉆前，用SMP-1、膠乳瀝青和油基潤滑劑封井，以提高鉆井液的潤滑防卡能力。

4)在保證鉆井液攜巖能力的前提下，控制鉆井液的黏切，降低環空壓耗，配合工程上的短程起下鉆措施，避免巖屑床的形成。

5)完鉆后進行短起下鉆，下鉆到底后充分循環，待振動篩上無返砂后，用2%的SMP-1、1.0%的雙膜承壓劑和2%的油基潤滑劑封井，確保電測順利到底；下套管前用1.5%的塑料小球、1%的雙膜承壓劑和3%的油基潤滑劑封井，確保油層套管順利下到底。

5　復雜情況處理

鉆進至井深3 560 m時，鉆井液的黏切增大，流變性變差，鉆井液的性能變化如表1所示。

表1　出現復雜情況前后鉆井液的性能

對鉆井液濾液進行分析，測得HCO3-的質量濃度為7 694 mg/L，其他離子的質量濃度正常，表明鉆井液被HCO3-污染。

根據HCO3-和Ca2+在堿性條件下生成CaCO3沉淀，現場加入CaO，CaO溶解后會提高pH，促進HCO3-自動分解為CO32-。為防止CaO加量過多造成Ca2+污染，采用膠液形式按照循環周少量多次加入。

第1次處理：配置10 m3膠液，加入2%CaO和1.5%硅氟降黏劑SF-1，按照循環周緩慢加入鉆井液中，效果明顯。

第2次處理：鉆進至井深3 800 m時，配置10 m3膠液，加入2.5%CaO和1.0%硅氟降黏劑SF-1，按照循環周緩慢加入鉆井液中，效果明顯。處理后鉆井液的性能見表2。經過2次處理后鉆井液的流變性恢復正常，一直鉆進至完井。

表2　處理后鉆井液的性能

6　結論及建議

1)通過使用強抑制聚合物鉆井液體系和強抑制胺基聚磺潤滑防塌鉆井液體系，解決了上部地層易水化造漿及沙河街組定向過程中易出現的井壁失穩、井眼凈化及潤滑防卡等難題，施工中井壁穩定，井下安全，全井電測順利，下套管順利到底。

2)強抑制胺基聚磺潤滑防塌鉆井液體系的潤滑性好，攜巖能力強，滿足三開定向鉆進的要求，施工中井眼凈化程度好，鉆井液體系摩阻系數控制在<0.07，定向中傳壓順暢，無“拖壓”現象。

3)全井機械鉆速為9.98 m/h，比預計提高了10%以上，達到了優快鉆井的目的。該井鉆井周期僅為33.04 d，完井周期40.46 d，和其他同區塊同類型同井深已完鉆井相比，鉆井時效和完井時效明顯提高，綜合效益突出。

4)該區塊沙河街組油氣顯示活躍，易導致井噴；沙二段存在大的裂縫，易導致井漏。因此在鉆進過程中必須合理控制鉆井液密度，防止復雜情況發生。

5)該區塊碳酸根污染嚴重，必須采用合適的方式處理，宜將CaO配制成膠液，并配合降黏劑，逐漸加入鉆井液中，防止加量過多造成Ca2+污染。

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