...大斜度井 水平井钻井液技术-油田工程服务 宏华集团
孙亚荣
[摘 要]滨425-斜125井是滨南油田的一口重点评价井，钻探目的为完善该区块的注采井网，滨425-斜125井完钻井深3058m，滨425-斜125井机械钻速高，电测成功率100%，刷新了滨425区块的钻井纪录，成为该区块的新标杆。滨425-斜125井二开使用復合盐钻井液体系，该体系具有良好的抑制性能，有较强的悬浮携带、护壁防塌、润滑防卡能力，成功地解决了该井上部地层缩径，下部地层坍塌等难点。滨425-斜125井日产油量与同区块压裂井相当，并且其表皮系数较低，证明复合盐钻井液体系具有优良的保护油气层的特性。
[关键词]复合盐；油层保护；防塌；低压；低渗
中图分类号：G377 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）48-0040-01
滨425区块构造上位于利津洼陷的西部斜坡，北部临近滨南断裂带，南部以平南断裂带为界，向西为平方王潜山，处于滨二区与滨405地区挟持的沟谷地带，总体呈西高东低的单斜形态，在此背景上发育了一系列北东向、近东西向断层。滨425块沙四段储层孔隙度15～18%，渗透率4.3×10-3μm2，地层原油粘度1.6mPa·s。储层无酸、碱、速敏，有弱的水敏、盐敏，盐敏的临界矿化度为20000mg/L[1-2]。滨425-斜125井钻探目的为完善该区块的注采井网，滨425-x125井完钻井深3058m，钻井周期仅用9天7小时，电测成功率100%，机械钻速29.83m/h，井眼扩大率5.8%，刷新了滨425区块同深度同类型井的钻进纪录，成为该区块的新标杆。
1 钻井液施工难点
（1）上部地层明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组，钻进速度快，泥岩易水化膨胀造浆、砂岩易糊缩径、引起下钻遇阻划眼，钻井液要能够抑制地层造浆，及时有效絮凝钻屑；
（2）沙河街组泥岩段易垮塌，钻井液要具有良好的抑制封堵防塌性能，保证井眼稳定；
2 钻井液体系优选
根据地层岩性优选的各井段钻井液体系见表1。
3 分段钻井液技术
3.1 一开钻井液技术（0-201m）
一开选用具有很强的悬浮携带能力和稳定井壁能力的膨润土浆钻井液体系，该体系基本配方为：3～4%膨润土+0.1～0.2%烧碱+0.1～0.2%纯碱+0.2～0.3%KPAM。
（1）一开前，准备100m3预水化好的膨润土浆。膨润土浆配方：淡水+0.3～0.5%纯碱+0.1～0.2%烧碱+3～4%膨润土，按配方配好后，充分搅拌均匀，水化24小时。
（2）钻井液性能的要求：钻井液粘度35～40s，密度在1.05～1.10g/cm3，钻进期间排量要求达到60l/s以上，钻进中逐步补充膨润土浆和胶液。
3.2 二开上部地层钻井液技术（201-2685m）
3.2.1 二开（201-1780m）直井段：
主要钻遇明化镇组、馆陶组、东营组，钻井液主要抑制地层造浆，尽量减少钻屑产生量，保证井径规则，钻井液配方：一开井浆+10%氯化钙水溶液+清水
（1）扫塞期间，将一开钻井液加入部分清水和1t氯化钙，控制钙离子含量在0.2%，同时将钻井液调整密度低于1.10g/cm3，黏度28-29s；
（2）二开开钻小循环钻进，配制浓度10%氯化钙溶液，钻铤出套管后跟入氯化钙水溶液，保证岩屑的有效絮凝，控制氯化钙加量0.25t/100m，控制氯化钙含量在0.2%；钻进中根据需要补充清水，控制钻井液漏斗黏度在小于30s，密度在1.15g/cm3以内；
（3）钻进过程中，因上部地层造浆能力强，钻井液出现流变性能不易控制，粘滞性增加的情况下，可提高Ca2+含量；
3.2.2 二开1780-2685m斜井段：
该井段主要钻遇馆陶组、东营组，沙河街组沙一、沙二、沙三段，东营组地层造浆严重，主要以增强钻井液抑制性，抑制造浆为主，沙河街易井壁坍塌，钻井液以封堵防塌为主。
钻井液配方：3-5%膨润土浆+0.5%PAM+0.2%CaCl2+7%KCl++0.3-0.5%胺基聚醇+0.5%LV-CMC+2-3%FT-1+1%DSP-2+2-3%全油基润滑剂
（1）进入东营组钻进中根据需要及时补充PAM胶液，控制钻井液黏度35s左右，密度在1.15g/cm3以内；
（2）进入东营组底部，加入0.5%LV-CMC降低钻井液滤失量，逐步控制中压滤失量8mL左右，黏度35-40s，密度在1.15g/cm3以内，根据需要加入铵盐调整钻井液流型；
（3）进入沙一段继续补充PAM胶液，逐步提高PAM含量至0.5%，同时缓慢加入胺基聚醇，进一步增强钻井液的抑制性，逐步补充胺基聚醇含量至0.3%，控制钻井液性能黏度40-45s左右，中压滤失量小于8mL，密度在1.15g/cm3以内；
3.3 二开油层段（2685-3058m）钻井液技术
该井目的层为沙四上纯下亚段。该区沙四段岩心显示，岩性组合为砂泥互层，储层为灰色或浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩和灰质粉砂岩、泥岩呈灰质或砂质，以灰色为主。钻井液应具有较强的抑制性、封堵能力和油层保护效果。斜井段加入2%润滑剂提高证钻井液的润滑性，确保斜井段的安全、快速钻进。
3.3.1 钻井液配方性能评价
1）基本性能评价
将密度为1.3g/cm3的聚合物钻井液和复合盐强抑制钻井液体系分别在150℃下热滚16h，然后测定热滚前后的流变性能、滤失性能、表面张力等，复合盐强抑制钻井液的流变性能相对稳定，具有低粘高切的特点，钻井液滤失量低，其API滤失量≤3mL，HTHP滤失量≤10mL，有效减少滤液和固相颗粒进入储层；表面张力低，表面张力仅为26.2mN/m，远远低于聚合物钻井液体系滤液表面张力55.2mN/m，有利于减少或防止水锁损害。
2）页岩膨胀试验
采用钠膨润土，按照NP-2页岩膨胀试验操作步骤，评价复合盐强抑制钻井液的抑制性能。从数据可知，该钻井液抑制性能较强，其岩心膨胀高度仅为1.02mm。
3）岩屑回收率试验
采用滨425区块某井的岩屑，按照岩屑回收率试验的操作方法，评价岩屑在复合盐强抑制钻井液中的分散回收情况，复合盐强抑制钻井液的页岩滚动回收率高达91.2%，回收的岩心棱角分明，基本保持原状，说明其抑制能力较强。
4 现场应用效果
（1）表皮系数
滨425-斜15井应用复合盐钻井液体系成功保护了油气层，经过现场测算，该井表皮系数-1.77，有效降低了钻井液对油层的伤害。
（2）采油效果
滨425-斜125井投产后，用44*6*1.1方式生产，日产液量4.1t，日产油量3.5t。与同区块的压裂投产井产量相当，从而打破了因为初产太低不得已进行压裂的魔咒。
5 结论
（1）滨425-斜125井上部钻井液体系是根据地层特征进行分段选择的。该钻井液体系具有良好的抑制性能，有较强的悬浮携带、护壁防塌、润滑防卡能力，成功地解决了该井上部地层缩径，下部地层坍塌等难点。
（2）滨425-斜125井施工的关键是井壁稳定，井壁稳定的关键是泥饼质量，而优质泥饼的形成在于处理剂的优选与配伍上。
（3）复合盐钻井液体系具有优良的保护油气层的特性。
参考文献
[1] 李秀灵，张海青，杨倩云，等.低渗透油藏储层保护技术研究进展[J].石油化工应用，2013，32（2）：10-12.endprint
