切克里克钻井液技术优化及应用

殷永兵 ,李刚,韦西海,于刘军 ,马福春,王斐,王海金

摘要：由于切克里克区块地层复杂在钻井施工中易发生油气水侵、井壁失稳、井塌、卡钻等复杂事故。针对该区块N22、N21和N1井段复杂进行梳理，通过室内研究对盐水聚磺钻井液体系进行优化，现场采用针对性的维护手段和处理措施，现场应用表明优化后的体系具有良好的携岩性、造壁封堵、润滑防卡，很好的满足了该区块钻井施工，为后续该区块深探井的钻探提供有力保障。

关键词：盐水聚磺钻井液、抗污染、井壁稳定、润滑防卡

一、地质工程简况

1、地质简况

切克里克凹陷位于昆北断层下盘，扎哈泉南部，受西部铁木里克物源控制，N1主要发育滨浅湖沉积，共沉积九套地层。N1主力层系为Ⅳ砂组，储层以中细砂岩为主，原生粒间孔发育，中-大孔为主，有效储层孔隙度主要分布在5-16.1%之间，渗透率主要集中在0.5-255.3mD，孔渗相关性较好；N22地层存在较多的水层，N21地层富含白色膏泥岩，易造成部分井段缩径，在N1地层下部含有高压盐水层，存在较高的井控风险。

2、工程简况

为评价和扩大切克里克凹陷N1油藏开发的潜力，青海油田部署了多口垂深大于4900m的开发井，其中水平井1口。设计井一开使用φ444.5mm钻头钻至2000m后下入339.7mm表层套管；二开使用φ311.15mm钻头钻至4500m左右钻穿N21后下入244.5mm技术套管；三开使用φ215.9mm钻头钻至设计井深后下入139.7mm油层套管固完井。

二、钻井液技术难点及解决方案

1、技术难点

1）上油砂山组N22岩性分散严重，易吸水膨胀缩径，造成起下钻遇阻卡。

2）下油砂山组N21水层发育，地下水层中富含Cl-、HCO32-，钻井液性能变化大易受到污染。

3）上干柴沟组N1水层干层交杂，孔隙压力变化大，受钻井液密度和润滑性影响易发生压差卡钻。

4）上油砂山组（N21）和上油砂山组（N22），其岩性交杂，受地层应力影响，掉块严重，对钻井液封堵护壁防塌性能要求高。

2、钻井液体系优选思路及现场解决方案

在分析井壁失稳机理的基础上，通过调研国内深井钻井液施工经验，为保证上油砂山组（N22）和上油砂山组（N22）井壁稳定，N1上部防止压差卡钻事故，钻井液性能必须满足如下条件：

1）加强钻井液封堵性，通过封堵填充减少钻井液渗入地层，降低地层岩性水敏效应防止井壁失稳；

2）通过加强钻井液抑制性，抑制泥页岩及裂缝内黏土矿物的水化，维持泥页岩的原始强度及层间的胶结强度预防井壁失稳。

3）钻井液维持较好的流变性兼具较大的溶水限，预防钻遇到未知的油气水侵时能应对大幅钻井液密度调整。

4）维持较强润滑性以降低施工中钻具的磨阻和扭矩，防止压差卡钻事故。

5）具有较强的抗污染能力。

四、钻井液配方及主要性能评价

1、钻井液配方：

通过已成熟应用的钻井液配方在实验室内对现场可能出现的复杂情况进行实验，通过加入不同软化点的沥青和刚性材料进行封堵；采用SMP-2和REDU-1复配作为降失剂，控制体系的滤失量；以PGCS-1作为润滑剂得出优化配方：

盐水聚磺钻井液配方：（4-6）%膨润土+(0.15-0.2)%NaOH+NaCO3(土粉量+（1-1.5）%REDU-1+（1.5-2）%SMP-2+（1-1.5）%SPNH+（1-1.5）%FT-401+（1.5-2）%SFT+（2-3）%PGCS-1+（0.3-0.5）%IND-30+(0.8-1)%LH-YZJ+（3-5）%超细碳酸钙（500-1000目）+（25-30）%NaCl。

2、室内实验

1）聚磺盐水钻井液性能

表1  实验配方不同密度下的常规性能

序号	密度	AV mPa.s	PV mPa.s	YP Pa	G′/G″ Pa/Pa	API FL mL	HTHP/T mL/℃	pH值
1	1.45	39	31	8	1/3	2	8/150	9
2	2.20	83	68	15	2.5/6	1.5	10/150	9

2）抑制性能评价

通过清水、聚磺钻井液和配方钻井液对N21红色泥岩岩屑进行滚动回收率实验，评价体系的抑制性。

表2  实验数据

实验介质	回收率，%	8h页岩膨胀高度/mm
清水	9.40
聚磺钻井液	74.50	4.56
盐水聚磺钻井液	87.00	2.13

表2结果表明：150℃热滚16小时后钻屑清水回收率仅为9.4%，盐水聚磺水基钻井液体系回收率可达87%，说明优化的盐水聚磺钻井液具有较强的抑制性，能够防止泥页岩水化，保持井壁稳定。

3）封堵性能评价

表3 封堵性能评价

实验介质	30min砂床侵入深度/cm	高温高压砂床滤失量
聚磺钻井液	4.54	18
盐水聚磺钻井液	2.87	12

表3表明，中压条件下，盐水聚磺钻井液侵入砂床的深度为2.87cm，高温高压砂床滤失量低于聚磺钻井液，说明优化的盐水聚磺钻井液封堵能力较强。

4）抗污染能力评价

按配方配制钻井液3份，分别向钻井液内混入1%、2%和3%的岩屑粉（取自N

21红色岩屑，干燥后粉碎，取100目标准筛均匀岩屑粉末），搅拌均匀后，置150℃高温滚子炉中，热滚16h，冷却至50℃，测量流变性和150℃高温高压滤失量。

 表4 抗岩屑污染评价

岩屑加量 %	PV mPa•s	YP Pa	Gel Pa/Pa	FLAPI mL	FLHTHP mL	备注
0	80	23	2.5/7	2	11	无沉淀
1	102	27	3/8	2.6	11.2	无沉淀
2	110	31	5/10	3.4	12.4	无沉淀
3	121	36	8/18	4.2	13.6	无沉淀

按配方配制钻井液3份，分别向钻井液内混入0.3%、0.5%和0.7%的CaSO4,搅拌均匀后，置150℃高温滚子炉中，热滚16h，冷却至50℃，测量流变性150℃高温高压滤失量，实验结果如表6所示。

表5抗CaSO4污染评价

CaSO4加量 %	PV mPa•s	YP Pa	Gel Pa/Pa	FLAPI mL	FLHTHP mL	备注
0	80	23	2.5/7	2	11.0	无沉淀
0.3	98	25	4/9	2.4	11.0	无沉淀
0.5	106	29	5/14	3.0	11.2	无沉淀
0.7	114	32	6/19	3.8	11.8	无沉淀

随着岩屑粉和CaSO4的侵入，对体系的流变性和滤失量有一定的影响，但是影响不大，体系的性能变化均在可控制范围内，表明体系具有较好的抗岩屑和抗钙污染能力。

五、现场应用及评价

切203井、切204井和切克H3-2井使用盐水聚磺钻井液体系，采用高坂含、强包被、強抑制及强封堵钻进。施工过程中通过严封堵-强抑制-高润滑等措施钻井液流变形好，无掉块现象，起下钻无遇阻卡，钻进至N1层后，接单根正常，无粘卡现象，彻底解决了该区块三开井壁失稳的难题，总结出了一套切克里克区块三开安全钻井的钻井液技术。

4、应用效果对比评价

表6  钻井实钻情况对比

井号	体系	现场施工情况
切201井	聚磺	钻井液易污染，性能不稳定，起下钻遇阻卡严重
切36井	聚磺	掉块严重，性能不稳定，起下钻遇阻卡严重
切克H1-5井	盐水聚磺	性能稳定，含极少量掉块，起下钻有轻微阻卡
切203井	优化盐水聚磺	性能稳定，含极少量掉块，起下钻几乎无阻卡

切201井和切36井下油砂山组、上干柴沟组施工过程中，由于N21上部地层岩性交杂，受地层应力影响掉块严重，起下钻遇阻卡严重；实钻过程中采用优化的盐水聚磺钻井液体系在该区块井壁稳定性好，采取强抑制-化学封堵-合理密度支撑技术，保证了施工中的井壁稳定，无掉块，顺利钻达目的层；与同区块其他已完钻井相比，井身质量良好，平均井径扩大率小，达到了设计井径扩大率的要求。

六、结论及认识

1、通过分析切克里克区块井壁失稳机理，优化盐水聚磺钻井液体系钻井液配方，优化体系在切克里克区块抑制性强、封堵性好、润滑性好，形成了该区块井壁稳定钻井液技术。

2、优化盐水聚磺钻井液技术在切203井、切204井和切克H3-2井应用，施工中井壁稳定，井身质量良好，起下钻顺畅。

3、不同井段合理的转换为与之相适应的钻井液体系可以有效的减少井下复杂事故的发生。

参考文献

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