海南朝阳区块钻井液的应用

刘鸿章

摘要：朝阳区块井深结构复杂，目的层在流沙港组，容易垮塌，易剥落掉块，造成井下复杂，同时井深结构复杂，井斜大、水平位移大，摩阻大，该区块钻井液采用复合有机盐钻井液体系，提高抑制、润滑性和防塌性能，保证井下正常。

关键词：朝阳 ； 垮塌  ； 流沙港组

海南福山朝阳区块井深结构复杂，流沙港组地层容易垮塌、剥落、掉块，造成井下复杂，同时井斜大、水平位移大，摩阻大，采用复合有机盐钻井液体系施工，在朝16x、朝701x井施工中细化钻井液体系，优化配方，保证钻井顺利生产。

1、工程概况

朝16x、朝701x位于海南福山凹陷朝阳构造带博厚断层下降盘、朝6断块西部北东走向断阶带南段，均是定向预探井，三开井制。

朝16x井井身结构为Ф444.5mm×201m＋Ф311mm×2202m＋Ф216mm×3742m，钻探目的：预探圈闭涠三段、流一段含油气情况。该井最大井斜52.63度，水平位移2302.2米，完钻层位：流一段。

朝701x井井身结构为Ф444.5mm×211m＋Ф311mm×2142m＋Ф216mm×3932m。钻探目的：预探圈闭涠三段、流一段、流二段含油气情况。该井最大井斜53.92度，水平位移2031.87米，完钻层位：流二段。

流沙港组是钻井的难点所在，了解该地层是解决难点的首要问题。

流沙港组地质岩性由上到下：

流一段:上部深灰色泥岩夹深灰色砂质泥岩、灰色粉砂岩薄层；中部褐灰色泥岩夹灰色荧光含砾细砂岩、细砂岩、灰色油迹含砾细砂岩、灰褐油斑细砂岩、粉砂岩；下部褐灰、深灰色泥岩。

流二段：巨厚层灰黑色泥岩与浅灰色、灰色安山岩、黑灰色辉长岩。下部深灰色泥岩夹浅灰色灰白色荧光细砂岩、粉砂岩、砾状砂岩、油迹细砂岩。

2、钻井液施工难点

2.1、该平台井摩阻力极难控制，均为多段制井，平均井斜达53度，平均井底位移大，裸眼段长，井深结构复杂等情况造成该平台井摩阻大，难控制。

2.2、从的轨迹来看，造成了钻井液携砂困难，钻屑不易被带出而重复碾磨变细，不易从钻井液中分离，造成固相污染，流变性能不易控制。

2.3、该井目的层在流沙港组流一段、流二段，该地层易垮塌、剥落掉块。

2.4、本井后期泵压高，排量相对较小，携砂及井眼清洁问题突出易造成憋泵。

3、钻井液施工技术措施

3.1一开 主要考虑钻井液的携砂性和悬浮性。

坂土浆开钻，在进尺打完后充分循环钻井液，清洁井眼做好井眼准备工作，以便下套管顺利。

3.2二开钻进

3.2.1二开开始的快速钻进是提速提效的关键阶段，为保障在这一段的快速钻进，日上1200米。钻井液方面主要工作是钻井液的造壁和悬浮携砂性能。向钻井液中加入适量Na2CO3，防止水泥浆污染钻井液。保持MBT不小于50g/l，漏斗粘度保持在50-60s之间，初切力2-3，终切力7-14. 根据钻进进尺，及时补充FA-367胶液,保证足够的泥浆量的同时还要有足够的悬浮携砂能力。使用PAC控制API中压失水小于7ml，以便形成薄而坚韧的泥饼，确保这一段地层稳定。加强四级净化工作，加强对离心机的使用尽量降低钻井液的有害固相含量和钻井液密度。

3.2.2快速钻进完成后进入涠洲组红色泥岩阶段。针对该段地层的提速提效制定以下措施来保障钻进的顺利。

3.2.3使用新的218毫米PDC钻头。保证红色泥岩井段的井径扩大率。

3.2.4调整好钻井液性能，进入该段地层前控制好钻井液失水低于5毫升，维持漏斗粘度在45—55秒，初切3~5，终切6~10.再能有效携带的前提下，增加钻井液的冲刷能力。

3.3流砂港组钻进中钻井液措施

（1）、三开前先清除罐内沉砂，检修净化设备、罐内搅拌器及储备相关易损配件，用淡水补充二开所剩余的钻井液，进行大排量循环，循环一至两周后加入纯碱开始钻水泥塞，使用好净化设备，彻底清除水泥塞对钻井液的污染。

（2）、三开后进行有机盐泥浆转换，将循环罐内钻井液部分放掉，清除循环罐内的沉砂，打入清水。三开开钻后大量补充IND-10，浓度达到0.2%，同时配合REDIU，调整好失水，加入有机盐、白沥青和固体聚合醇。配方如下：按膨润土含量25g/L+0.2%IND-10+1.5%REDIU+12%weight2+2%NFA-25+2%PGCS-1。

（3）、随着井深的增加，井斜的增加，位移的增加，井身结构复杂，防止井壁垮塌和控制摩擦阻力，防止粘卡成了重中之重。持续补充钻井液抑制剂，提高有机盐的含量，防塌剂采用白沥青补充保证井壁稳定。定期补充润滑剂，采用极压润滑剂、固体聚合醇润滑材料复配，固体液体结合方式保证钻井液的润滑性能。

（4）、该井段钻井液按密度上限施工，根据短起下情况，如果出现起钻挂卡严重，下钻遇阻划眼困难，循环时出现大量的细砂和灰色泥页岩薄片，应及时向甲方提出提密度申请，以平衡地层压力，保证井壁稳定。

（5）、流沙港组地层钻进时加入抑制防塌剂、润滑材料，形成良好的内泥饼，增强钻井液的封堵防塌、润滑能力，有效防止滤液进入地层裂缝导致岩石强度下降而造成地层的剥落、坍塌。控制API失水<4.0mL，高温高压失水<12mL，MBT<30g/L。油气层砂岩比较发育，泥岩微裂缝渗透性好，在该层位钻进时加入1%的白沥青、聚合醇以及2%的无渗透、0.5%的纳米封堵剂等材料加强对地层的暂堵，既有利于形成致密的泥饼，有可实现对油气层的保护。

3.4完井电测措施

3.4.1完钻后充分循环钻井液，搞好短起下后再起钻换牙轮钻头通井。

3.4.2牙轮钻头下到底后，借助钻井液静止后产生的较大切力来携带起下钻过程中拉松的钻屑，清洁井眼。循环好后再搞一个短的短起下。短起下倒底后调整钻井液性能后打封闭钻井液起钻。

3.4.3经过多口井的实践，封闭钻井液中7%极压润滑剂+1-1.5%塑料小球的含量，对防粘和降低摩擦阻力有很好的效果。

4、朝16x井井下情况分析

4.1、起下钻遇阻井段岩性

朝16x井流沙港组起下钻遇阻划眼困难，该井段表现在2个方面：①砂泥岩互层胶结薄弱、②大段深灰色硬脆性泥岩。

起下钻遇阻井段泥岩矿物组分

通过朝16x井泥岩掉块（2500m-2600m）矿物组分分析：泥岩矿物主要为土矿物与石英，粘土矿物含量高达48.8%；粘土相对含量以伊蒙混层（46%）、高岭石为（35%）主，其次是伊利石（12%），较高的混层比（60%）。

矿物组分可以知道：朝16x井流沙港组泥岩具有强水化膨胀、弱分散性，典型的硬脆性泥岩（见下图1），且泥岩层理较为发育，宏观、微观状态下均可见微裂隙（见图2-图4），受钻井液滤液侵入浸泡使用近井壁地层泥岩发生局部应力改变、以及井底钻头、钻具外力的扰动很容易发生剥蚀、掉块，从而造成井壁失稳引起起下钻遇阻。

表1.全岩矿物X-射线衍射分析（2500m-2600m）

井号	井深 m	矿 物 含 量（%）
		石  英	钾长石	斜长石	菱铁矿	黄铁矿	粘土矿物
朝16x	2500-2600	44.8	1.4	1.5	2.6	0.9	48.8

表2.黏土矿物X-射线衍射分析（2500m-2600m）

井号	井深 m	粘土矿物相对含量（%）						混层比（%S）
		S	I/S	It	Kao	C	C/S	I/S	C/S
朝16x	2500-2600	/	46	12	35	7	/	60	/
S:蒙皂石类,I/S：伊蒙混层,I：伊利石,K：高岭石,C：绿泥石, C/S：绿蒙混层.

   

图1.地层掉块，微观可见清晰纹理、微裂隙（电镜扫描）

4.2、井眼轨迹

本井原设计井眼轨迹：采用“直-增-稳-降-稳-降-稳”七段制轨迹，以井斜（30.6°）入靶点1、靶点2；朝16x井修改后井眼轨迹：采用“直-增-稳-降-稳-降-稳-增-稳”九段制轨迹，以斜井（43.79°）入靶点3、靶点4。

朝16x井井眼裸眼段长（2197m-3742m），裸眼段长1545m，井眼轨迹设计复杂，井眼易形成岩屑床，若井壁局部失稳产生泥岩掉块，产生“大肚子”井眼，则大的泥岩掉块不能轻易返出井口或者钻头下钻时很难将大的掉块泥岩推送到到井底，很容易造成局部井段起下钻遇阻卡。

4.3、钻井液原因分析

（1）、PPA封堵性能

起下钻划眼困难井段多为砂泥互层薄弱胶结面处，如果钻井液渗透性封堵（砂岩）效果不好，井底下则表现在砂岩层易失水，造成附近连接层泥岩吸水膨胀而产生应力释放，造成大小井眼，泥岩掉块，引起起下钻遇阻卡。

（2）、膨润土含量高

由于泥岩含粘土矿物高，钻井液的膨润土含量一直居高不下，现场使用清洁钻井液置换的办法也未能很好的控制钻井液的膨润土含量。同时膨润土含量高不利于优质泥饼的形成，对钻井液的防塌性造成坏的影响。

（3）、劣质固相含量较高

在钻进过程中对该井身轨迹产生的岩削形状认识不足，在这种井深轨迹下钻削未能及时带出井口，被钻具研磨的非常细，后期由于筛布到货慢没有及时更换更高目数的振动筛筛布，钻削被重复研磨使得钻井液中亚微粒子含量增加，钻井液性能极难控制。

（4）、泥饼质量

钻井液外泥饼虚浮容易引起岩削附着，更易形成岩削床，引起起下钻困难，造成划眼等井下复杂。

（5）、钻井液的携带效率不足

钻井液的携带效率不足，在钻进过程中，井筒内滞留了较多岩削，使得起下钻困难，造成划眼过程中憋泵，憋顶驱，划眼进度慢。

5、朝701x井的应用效果

朝701x井在朝16x井同一区块的应用，在朝16x井中工程和泥浆方面吸取经验，施工朝701x井。

工程措施如下：合理的井身结构；合理的泵排量；根据进尺适当地搞长、短起下钻，修复井壁，保证井眼清洁；控制好速度，减少抽吸、激动压力对井壁的影响；减少钻具对井壁的撞击；开泵缓慢，防止憋泵；禁止在容易垮塌地层开泵大排量循环等。

泥浆措施如下：

配方：膨润土含量20g/L+0.3%IND-10+1%REDU1+1.5%REDUSH+15%weight2+

3%NFA-25+2%PGCS-1。其中钻井液降低中压失水为≤3ml和高温高压失水≤10ml，引用新的降失水剂ReduSH，增强井壁的封堵性，降低滤失量，形成薄而致密、有韧性的泥饼。固体润滑剂和液体润滑剂复配使用，增强钻井液和井壁的润滑性，加强和提高固控设备使用率，特别是提高离心机的使用率，降低钻井液中无用固相，控制钻井液的土粉含量，增强钻井液的抑制性，使钻井液具备良好的流变性，使其达到满足了钻井要求。

钻井液性能方面--室内测试如下：

5.1 、流变性能

朝701x井有机盐钻井液（井深：3286m，温度120℃）具有高粘切的特点，120℃高温高压滤失量（7.2ml）、API滤失量（2.4ml）都较低，高温高压滤失泥饼厚度2.0mm（实泥饼）、API滤失量滤失泥饼厚度0.5mm（实泥饼），泥饼较致密，但附着力略差，泥饼容易脱落。

表3.钻井液流变性能

热滚 前后	测试 温度	密度 g/cm3	φ600 /φ300	φ200 /φ100	φ6/φ3	初切 /终切 Pa/Pa	AV mPa.s	PV mPa.s	YP Pa	FLAPI ml	FLHTHP ml
滚前	50℃	1.45	178/118	94/64	22/18	11/23	89	60	29	2.4	7.2
	60℃	1.45	154/104	82/58	22/18	11/23	77	50	27
120℃	50℃	1.45	188/124	96/64	18/14	8.5/18	94	64	30	2.6	7.8
	60℃	1.45	160/106	82/55	17/14	8.5/18	80	54	26

5.2 、抑制性能

有机盐钻井液抑制性能表现良好。

表4  钻井液抑制性能

样品	16h滚动回收率/%	16h线性膨胀率/%
清水	52.84	26.67
3286m钻井液	94.87	3.68

 注：抑制性钻屑取自现场朝16x井2500-2600m，层位流一段泥岩。

5.3 、封堵性能

5.3.1 小孔喉砂盘

朝701x井有机盐钻井液（热滚120℃前、后）对0.02mm～0.06mm小孔喉封堵性能表现良好，PPT滤失量在7.8-10.2mL之间，PPT滤失量控制在10.0ml左右。

表5.  钻井液PPT封堵实验

样品	砂盘型号/孔喉直径	压力/MPa	7.0							PPT滤失/mL
		时间/min	1	2.5	5	7.5	15	25	30
热滚前	2D/0.02mm	滤失量/mL	1.4	2.0	2.7	3.2	4.0	4.7	5.1	10.2
	20D/0.06mm	滤失量/mL	2.0	2.5	3.0	3.5	4.0	4.6	5.0	10.0
热滚后	2D/0.02mm	滤失量/mL	1.2	1.6	2.0	2.3	2.7	3.3	3.6	7.8
	20D/0.06mm	滤失量/mL	1.8	2.4	2.8	3.2	3.8	4.3	4.7	9.4

5.3.2 大孔喉砂盘

朝701x井有机盐钻井液（120℃）对0.09mm～0.12mmda孔喉封堵性能表现良好，对0.15mm～0.16mm孔喉封堵表现较差。

表6.  钻井液PPT封堵实验

砂盘型号/孔喉直径	压力/MPa	7.0							PPT滤失/mL
	时间/min	1	2.5	5	7.5	15	25	30
100D/0.09mm～0.12mm	滤失量/mL	7.5	7.8	8.2	8.3	8.3	8.4	8.4	16.8
180D/0.15mm～0.16mm	滤失量/mL	全失							全失

6.结论

1、朝701x井钻井液泥饼附着力略差，提高成膜封堵剂加量。

2、朝701x井的钻井液对≤0.12mm左右小孔喉封堵性能良好，对≥0.15mm孔喉封堵表现较差，考虑到地层微裂隙发育，需提高稍大孔缝的封堵。

3、适当提高钻井液粘切：漏斗粘度90-140，表观粘度60~100mPa.s，塑性粘度40~80mPa.s，动切力15-30Pa,n值0.4~0.7，K值1.1~1.8；有效提高钻井液的携带效率。

4、严格控制钻井液劣质固相含量，MBT≤45g/l，含砂≤0.2%。

5、针对大井斜大位移深井，要增强复合有机盐泥浆体系的润滑性能和携砂性能至关重要，配合工程长、短起下钻，以保证井眼的清洁。固体、液体润滑剂复配的方式能够起到较好的润滑效果。

6、加强四级净化固控设备的使用效果，特别离心机的使用，及时清除钻井液中有害固相对于钻井液性能的稳定、优化至关重要。施工过程中必须强调筛布的检查。

7、打开油气层后，任何时候都不能降低井内液柱压力 [1]。

7、参考文献

[1]. 刘汝山 ,曾义金主编.中国石化出版社，2005:8-9.