高密度钻井液工艺技术

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1、1高密度钻井液工艺技术刘有成1 王祥武2 逯登智3 徐珍焱4（青海油田井筒服务公司油化分公司 甘肃敦煌）摘要摘要；青海油田柴达木盆地冷湖七号构造、红沟子构造和狮子沟构造地层极为复杂， 地应力大，地层破碎，地层裂缝发育，极易发生井漏和井下出盐水。钻遇盐岩、盐膏层、 易塌页岩、大倾角易破碎地层时，井塌严重，造成多次卡钻，严重时解卡无效，被迫采用 侧钻。由于钻井过程中漏、塌、斜、涌等复杂情况频繁发生，严重制约了钻井生产的进行。冷七 2 井、狮 25-1 井和沟六井是布置在三个构造上的重点科学探井，对这三口井进行 钻井液技术研究，建立适合地层特点的钻井液体系，最大限度地减少对储层的污染，有效 防止复杂

2、事故的发生，对柴达木盆地安全钻井有重要意义。 本文通过对各区块钻井的调查，依据地层特点，并从技术难点入手，认真分析井壁不 稳定、井漏和钻井液污染的原因，探讨使用聚磺防塌钻井液体系、聚磺饱和盐水钻井液。 在室内配方研究的基础上应用于现场，安全地钻穿了复杂地层，成功地解决了井塌、井漏、 钻井液污染等复杂问题。 经过现场应用，证明聚磺防塌钻井液体系具有较强的防塌能力，热稳定性高，抗污染 能力强、防卡效果好，钻井液性能易维护处理等优点。为青海油田在深井钻井液技术方面 积累了成功的经验。 主题词主题词 聚磺钻井液、高密度、井眼清洁、井壁稳定、抗污染、油气层保护一、地质工程简况一、地质工程简况1.地质简况

3、沟六井是青海油田尕斯-英雄岭油气勘探项目的一口重点预探井。其目的是为了进一步探明沟五井西断块 E32油藏含油气情况。狮子沟组（N23） ，以灰色、棕黄色泥岩、砂质泥岩为主；油砂山组（N22） ，以泥质粉砂岩与灰色泥岩互层为主；干柴沟组（E32） ，深灰色泥岩、砂质泥岩、钙质泥岩为主。 冷七 2 井是冷湖构造上的一口垂深最深的重点深井。该地区油砂山组上部岩性软，以 棕黄色、灰绿色砂质泥岩为主。钻遇的地层胶结性较差，可塑性强。加之该井出现较多的 逆断层，且含混合灰岩地层，局部形成次生孔隙带，极易发生井漏、井塌等复杂事故。 狮 25-1 水平井是青海油田柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟油砂山背

4、斜 带一个三级构造上的一口高密度水平井。该井深层岩性主要为各种不纯的碳酸盐岩，硭硝、 石膏等盐岩层。储层类型以裂缝孔隙型为主。裂缝的发育程度受断层、岩性及构造等因素 的控制。裂缝既是储油空间又是渗透通道，平均裂缝宽度范围为 1-20m，兼有大量溶孔， 其粘土矿物以伊利石、绿泥石为主，盐类矿物以硫酸盐为主，地层水矿化度达 32 万 ppm。2.工程简况沟六、冷七 2 井一开均为 444.5mm 钻头钻至设计井深，下入 339.7mm 表层套管。二开用 311.15 钻头钻至设计井深，下入 244.5mm 技术套管。三开用 215.9mm 钻头钻2至设计井深，沟六井下入 177.8mm 尾管，封固

5、高压盐水层。四开分别用149.25mm、165.1mm 钻头，钻达设计井深 4400m、5304.8 米完钻。沟六井挂 127.0mm尾管完井，采用近平衡法固井完井。冷七 2 井未钻达设计井深 5500 米而提前完钻。 狮 25-1 水平井是利用狮 25 井 215.9 井眼从 3941.92m 处进行裸眼定向侧钻的一口中 曲率半径水平井，经修复套管，打水泥塞封固裸眼井段后，开窗侧钻，完钻井深 4431.63m，垂深 4138.90m，水平位移 378.63m，水平井段长 178.63m，最大井斜角 890，钻 井周期 97 天 21 小时。二、技术难点二、技术难点1、对于以灰色泥岩、砂质泥岩

6、为主、夹泥质粉砂岩，成岩性差这样的地层，钻井液抑制性是关键；2、钻井液受地层 CL-、Ca2+、Mg2+严重污染，提高钻井液的抗污染能力是关键；3、封堵高压盐水层，平衡地层压力是钻井液技术的难点4、由于特殊的井身结构，钻井液上返速度低（0.1m/s） ，提高钻井液携带能力是关键。5、为保护井壁的稳定，防止浅部地层在钻进过程中井漏、井塌和井眼缩径是一个技术难点。6、解决好深井高密度钻井液的抗温性能和热稳定性是一个技术难点。7、解决好高密度水平井钻井液的防卡润滑性是一个技术难点。三、室内实验三、室内实验针对三口井钻开高压盐水层，井底温度 160情况下使用 2.10 g/cm3以上的钻井液的实际情况

7、，实验室内进行了加重实验，用重晶石粉将井浆分别加重至 2.10 g/cm3和 2.20 g/cm3以及用铁矿粉（密度：4.8g/cm3）将井浆分别加重至 2.20 g/cm3和 2.30 g/cm3在160下热滚 16h，降低至 40后测量性能。确定提高钻井液比重时所使用的加重剂。表 1 用重晶石粉及用铁矿提高钻井液比重的性能配 方密度 g/cm3粘度 S塑性粘度 mPaS动切力 PaAPI 滤失 量 ml高温高压滤失 量 mlPH 值井浆 +重晶石粉2.1010538155.5149井浆 +重晶石粉2.2015542225.2129井浆+铁矿粉2.208926195.6129井浆+铁矿粉2.

8、309636185.6129通过实验可以看出：使用铁矿粉加重钻井液流变性易控制。 1、主聚合物的优选 聚合物钻井液抑制造浆能力的强弱，主要取决于高分子主聚物的抑制包被能力。 、抑制性试验将钻屑加入钻井液中，在 120下热滚 16 小时后测定回收率，结果如下；3（表 2） 不同钻井液中的钻屑回收率序号钻井液类型回收率%1阳离子钻井液59.402甲酸盐钻井液87.23聚合物钻井液78.04清水8.2由表 2 可以看出：聚合物钻井液抑制泥页岩膨胀分散能力较阳离子钻井液及清水强， 较甲酸盐钻井液弱。考虑综合因素选用聚合物钻井液体系。、膨胀量称取 10g 膨润土粉在 105下烘 2 小时，压模，用 HT

9、P-1 型高温高压页岩膨胀仪，测 其 8 小时的线性膨胀量，结果如下； 表 3 聚合物钻井液与阳离子钻井液、清水膨胀量对比钻井液类型膨胀量，mm清水6.56聚合物钻井液2.62阳离子钻井液2.80由上表可知，加了聚合物钻井液的岩心膨胀量较小，抑制性泥页岩有明显的优势。 、润滑剂的优选 由于这几口井裸眼井段长（2000 米左右） ，同时有高压水层，导致钻井液密度高（最高达到 2.17gcm3） ，粘切大，泥饼磨阻增加。通过室内荧光级别、润滑性和钻井液配伍性评价的对比试验，优选了适合深井钻井液和水平井钻井液使用的低荧光防塌润滑剂。表 4 室内实验对比试验项目低荧光润滑剂聚合醇润滑剂GD11-5粘滞

10、系数降低率%65. 865.864.8润滑系数降低率%48.937.748.12、配方优选 通过对体系抑制性、流变性及抗污染能力的室内对比试验和评价，经现场的不断改进，确定聚磺钻井液体系配方如下：基浆（密度为 1.05gcm3）十 0.2%-0.3%FA-367（B-21）0.3%-0.4%JT8880.3%-0.45% K-NH4-HPAN0.3%-0.4%PX+2%-3%HJ-3+1%-1.5%SMC4四、现场钻井液技术四、现场钻井液技术1、一开携砂、防止浅部地层裂缝和微小孔洞造成的井漏、井塌和井眼缩径是钻井液维护处理的技术难点。在钻进过程中，钻井液受到来自地层的 CL-、Ca2+、Mg2

11、+离子的不断污染，钻井液性能持续严重污染。为保证钻井液强的抑制性和各项性能满足施工需要，及时补充包被剂 B-21 和广谱钻井剂；同时补充 NaOH，并复配护胶剂维护处理。利用固控设备及时清除钻井液中的有害固相，保证了钻井液良好的性能和电测、下套管的顺利施工。钻井液性能如下： 表 5 冷七 2 井钻井液性能井深m密度g/cm3表观粘度s塑性粘度 mPaS动切力PaGel Pa/Pa滤失量mLPH 值含砂量%5001.22-1.2441-5420-21211-2/3-75-790.38001.32-1.3643-4718-20222-3/4-86-890.512001.55-1.6249-6321

12、-25233-4/8-115-690.52、二开二开钻井液在一开井浆基础上，加入 0.3%抑制性材料和 0.5%护胶剂，同时降低钻井液粘度至 40-45s，切力 2-4Pa 后二开。 二开井段地层成岩性差，井壁极不稳定，易破碎剥落掉块，且不易被包被。针对地层 岩性特点，在钻进过程中及时补充井壁稳定剂W-11和钻井液包被剂B-21以及广谱钻井剂 JFmg-16，以增强钻井液的抑制、防塌能力。防止因泥岩水化膨胀和剥蚀掉块而引起的井下 复杂。够六井因钻井液不断受盐污染的加重，pH值下降极快，在维护处理过程中加大NaOH 用量，保持PH质在10左右，同时加入抗盐钙降滤失剂，抗高温材料HJ-3等（电测井

13、底温度 158） ，将聚合物钻井液体系转化为聚磺钻井液体系，较好地改善了钻井液性能和流变性， 增强了钻井液的抗污染能力，以保证在高矿化度（测CL-：68989mg/l）下良好的钻井液 性能如下;表 6 沟 6 井钻进过程 CL-、Ca2+、Mg2+离子污染及钻井液性能井深 m密度 g/cm3粘度 s表观粘度 mPa.s塑性粘度 mPa.s动切力 PaPH 值含砂量 %CL- mg/lGa2+ mg/lMg2+ mg/l10s 切 力 Pa10min 切力 Pa滤失量 ml泥饼 mm14551.224119109100.315952204012162550.320701.234321111010

14、0.331841112234662550.331001.264522148100.2406862550.3由于沟六井地下高压水层发育，钻进过程中钻穿了大小不等的几个高压水层，钻井液5密度平均在 l.971.98gcm3，FV：60-70s，最高达到 2.10gcm3。为保证钻井液不受污染和钻井施工作业的安全、快速、有效进行，对钻井液性能进行了调整和维护。 表7 冷七2井钻井液性能合适的钻井液密度是保证井壁稳定，平衡地层压力的关键因素。狮 25-1 水平井钻井液 矿化度 20-25 万 mg/l，钻井液密度为 2.10-2.13g/cm3，而岩屑的密度为 2.40g/cm3左右， 岩屑在高的钻井

15、液密度条件下，受到较大的浮力作用，加之较高的返速，良好的流变性， 基本上未形成岩屑床，即使有较大的掉块也容易被清除。3、三开三开钻井液在二开井浆基础上，为了更好的抗钙镁污染补充抗盐处理剂，调整钻井液性能：初终切：1/3 Pa；滤失量8mL；粘度 45s， pH 值 10 后三开。沟 6 井在该井段钻井中由于钻遇高压盐水层并夹有少量的天然气，当量密度由 1.30 g/cm3提高到 2.15 g/cm3以上才能平稳。每次下完钻有明现后效，钻井液滤失量从 6mL 上升到 115mL。具体情况如下：井涌情况及处理措施钻至井深 3482.19 米气测异常，循环钻井液性能:r:1.321.301.32,u

16、:43s47s45s,池面上涨 4.6m3。平均溢速 1.7 m3/小时。当时求得钻井液当量密度为 2.15gcm；将钻井液密度由：1.671.91 gcm2.00 gcm,粘度 70-82s，停泵观察期间,发生间断性溢流, 溢量 0.20m3,溢速 0.20m3/h.溢出物钻井液及少量气泡,.测氯离子 88448mg/l。 继续循环加重,比重 2.002.17 gcm,粘度 80-96s, 至此，井口平稳，基本恢复正常。发生溢流与钻井液密度的关系如表 8 及下图 1 所示：井深m密度g/cm3表观粘 度 s塑性粘 度 mPaS动 切 力PaGel Pa/Pa滤失 量 mL泥饼mmpH 值含砂 量%磨阻 系数15001.73- 1.9544-5818-21203-4/8-136-180.4- 1.58-90.50.012520001.87- 1.9350-5622-242211-25/13- 3510- 170.4- 1.59-100.