强抑制、强封堵钻井液体系在史深100区块应用

强抑制、强封堵钻井液体系在史深100区块应用

郝海瑞

长江大学研究生院2010级郝海瑞

摘要：史深100区块位于济阳坳陷东营凹陷中央断裂背斜带，该区块平均井深在3300-3600米，具有上部松软地层易缩径、沙河街地层垮塌掉块严重、设计密度高、主力油层压力系数低易发生井漏、斜井段长易粘卡、沙三段主力油层附近含有高压盐水层等技术难点，在该区块的钻井施工中，易发生井涌井漏、起下钻遇阻、高压盐水侵、完井电测不到底、井眼扩大率高、固井质量不合格等一系列问题。在该区块的史3-9-斜71井和史3-11-斜91井的施工中，在聚磺钻井液体系的基础上完善形成了强抑制、强封堵钻井液体系，提高了井壁稳定性，提高了电测成功率，缩短了建井周期，取得了良好的经济效益。

关键词：强抑制；强封堵；史深100区块；垮塌掉块1、史深100区块的地层特点：1.1井眼缩径：本区块上部松软地层易缩径，井段在明化镇底部与馆陶组中上部地层，此井段易吸水膨胀缩径，造成起钻遇卡，下钻遇阻，沙河街组也存在多套低压砂岩，易形成厚泥饼，造成井眼缩径。

1.2、井壁稳定难题：沙河街地层垮塌掉块严重，易形成“糖葫芦”井眼，造成电测多次遇阻或遇卡，因此应采用防塌能力强的钻井液体系，控制目的层井径扩大率。

1.3、井漏、井涌：本区块主力油层压力系数低，而其上下小层压力系数高，因此采用同一密度钻开油气层时，可能会发生井漏、井涌的情况，因此施工中必须采用合理的钻井液密度，既要平衡住上下非主力油层不发生井涌，又要防止主力油层发生漏失，可采用屏蔽暂堵（加入理想充填剂）的方法，对主力油层进行屏蔽暂堵。

1.4、防粘卡：沙二、沙三段存在大段砂层，压力系数低，而局部的油气水层是高压，当用较高的钻井液密度平衡油气水层压力时，低压砂层处易发生粘卡，因此应提高钻井液的润滑性。

1.5、防水侵：沙三段主力油层附近含有多套水层，由于水层未开采，所以压力系数较高，因水层矿化度较高，污染钻井液严重，引起钻井液性能变化大，容易引起井下复杂，因此避免地层水污染钻井液是该区块安全、快速施工的重要条件。

2、钻井液体系的选择：结合史深100区块的施工难点，钻井液体系应重点满足以下基本要求：2.1钻井液应具有良好的防塌能力。针对该地区沙河街组垮塌掉块严重的现象，应采取多种化学防塌措施，体系配方中应使用沥青类防塌剂、胺基聚醇防塌剂，并降低钻井液的高温高压失水。

2.2钻井液应具有良好的防漏堵漏能力。针对该区块存在低压砂层、局部高压层的特点，应提前做好地层承压工作，通过加入适量的随钻承压堵漏剂，提高部分低压砂层的承压能力。

2.3钻井液应具有良好的抗污染能力。由于该区块油气、水层活跃，因此钻井液应具有强的抗油气污染和化学污染的能力，避免钻井液因油气污染、化学污染导致钻井液性能变化大，造成井壁失稳，井漏。

2.4钻井液应具有良好的润滑能力。因该区块地层压力系数差别大，裸眼段长，钻井施工中易发生粘卡，因此钻井液应具有良好的润滑能力。

3、主要内容结合史深100区块的施工难点，在聚磺钻井液体系的基础上完善形成了强抑制、强封堵钻井液体系：3.1一开：0～400m（1）自然造浆或回收钻井液开钻。（2）钻进中根据井下实际不断补充增粘剂，保持钻井液具有较强的携带和悬浮能力，满足大井眼钻进需要。（3）钻完设计井深后要进行充分的循环和短起下，在确认井眼干净、无沉砂后方能起钻，以确保下套管和固井的顺利施工。

3.2二开：400～完钻（1）大循环钻进，钻进中及时补充配制浓度为0.5～1%的聚合物PAM胶液，细水长流维护钻井液，增强钻井液的抑制性。

（2）井深1400m左右改小循环，充分利用固控设备清除无用固相，东营组底加入褐煤类降失水剂控制失水，细水长流补充PAM胶液，增强钻井液抑制性，根据进尺不断补充。该区块2400-2700米属于沙二段和沙三上地层，该段地层有大段砂岩和少量泥岩互层，渗透性强，进尺一般较快，地层易吸水膨胀，膨胀压力大，滤液一旦大量进入地层后，易引起地层吸水膨胀，引起地层失稳，影响起下钻，尤其是完井作业的顺利进行。在史3-9-斜71井和史3-11-斜91井的施工中，在钻至2470米和2650米时，分两次先后一次性加入两吨屏蔽暂堵剂、两吨超细碳酸钙、两吨封堵防塌剂（沥青类），三种药品依次起到架桥、充填、变形封堵的作用，在井壁附近形成了一个渗透率极地的屏蔽暂堵环，控制了钻井液的失水，提高了地层的承压能力，减少了滤液进入地层的量，控制住了地层的吸水膨胀，稳定了井壁。良好的滤饼质量，也预防了井漏、井塌、卡钻等复杂事故的发生。进入沙河街地层，加入足量的聚合物和强抑制性的胺基聚醇，增加钻井液的抑制性，逐步加入改性沥青粉等处理剂，以封堵地层的微裂缝为主；降低钻井液的高温高压失水，减少钻井液的滤失量；合理地控制钻井液流变性，避免井壁冲刷引起井壁不稳；适当的密度，平衡地层的孔隙压力和坍塌压力，压稳盐水层。造斜、稳斜井段钻进过程中，除了具有足够的排量之外，钻井液必须具有良好的携带性能和流变性能，否则容易引起钻屑下沉和井下复杂情况。提高钻井液的抗污染能力，井深2900m左右逐渐提高钻井液的抗污染能力，避免高矿化度水侵造成钻井液性能的巨大破坏，引起井下复杂。斜井段钻进过程中，钻具容易附在井壁上面引起粘卡，因此钻井液必须具有良好的润滑性能，防止粘卡。在造斜点之前严格控制好膨润土含量，根据本井段钻井液配方，加足各种处理剂含量，把钻井液性能调整在设计范围内。注意保持钻井液中原油润滑剂、聚合醇润滑剂、石墨粉、乳化剂的含量，使钻井液具有良好的润滑防卡性能。2900m后控制中压失水小于4.0ml，高温高压失水小于15ml。钻至垂深3100m后，钻井液中加入（屏蔽暂堵剂+防水锁剂），可实现对主力油层的封堵，避免低压主力油层发生井漏，减少对油气层的损害。

3.3应用情况史3-9斜71井和史3-11-斜91井与史3-12-斜92井同属于史深100区块，是三口同台井，三口井数据对比可见，三口井井深数据类似。在史3-9-斜71井和史3-11-斜91井的钻井液施工中采用了强抑制、强封堵钻井液体系，该井电测顺利一次到底，而史3-12-斜92井先后电测三次都不顺利，最后水平测井，耽误周期，增加药品投入，费时费力，没有取得好的经济效益。

通过史3-9-斜71井和史3-11-斜91井的施工，总结出史深100区块钻井液配方为：基浆＋0.5%聚丙烯酰胺+1％胺基聚醇防塌剂+2-3%普通褐煤类降失水剂+3～4%抗高温抗盐防塌降失水剂+2～3%低荧光磺化沥青+2-3%磺化酚醛树脂+屏蔽暂堵剂+超细碳酸钙+防水锁剂。

4、结论在史3-9-斜71井和史3-11-斜91井的施工中，采用强抑制、强封堵钻井液体系，电测顺利，控制井径扩大率小于12%，固井质量优良，与邻井相比无任何复杂情况发生，结余工期20余天。该钻井液体系很好的适应了该区块地层特性，保证了井下安全，稳定了井壁，提高了钻井速度，大大降低了钻井成本，该钻井液体系适合在史深100区块推广应用。