增深1井钻井液技术

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摘 要：增深1井是吉林油田在松辽盆地南部王府断陷扶余1号构造带部署的一口重点预探井，目的是预探盛洼槽内碎屑岩、火山岩含气性，拓展勘探领域。-本井在钻井过程中先后遇到了膏泥盐污染、CO3-和HCO32-污染、掉块、钻井液起泡等复杂问题。并且该区块地温梯度高，钻井液处理剂易高温降解；经过室内体系优选二开采用聚磺钻井液体系，很好的解决了泉头组、登娄库组地层不稳定易产生掉块以及地层富含CO2和膏泥盐造成钻井液污染的问题；三开采用聚磺抗高温成膜钻井液体系，钻井液高温下性能稳定，钻井液高温起泡得到了明显改善，现场施工表明，该井钻井液技术满足了钻井、地质录井的需要，达到了保护油气层的目的。

关键词： 膏泥盐污染 掉块 钻井液技术

1地质工程概况

增深1井是吉林油田在松辽盆地南部王府断陷扶余1号构造带部署的一口重点预探井，钻遇地层有白垩系青山口组、泉头组、登娄库组、营城组、沙河子组、侏罗系火石岭组。泉头组、登娄库组砂泥岩互层多、井壁不稳定易产生掉块，CL-和CO2含量高，钻井液易受污染，性能不稳定。

增深1井2011年4月25日开钻，2011年10月2日完钻，设计井深4600m，实际完钻井深4523m，井身结构为：一开：Φ444.5mm×

294m（Φ339.7×293.33m）；二开：Φ311.1×2670m（Φ244.5×

2668.83m）；三开：Φ215.9×4523m（Φ139.7×4479.44m）。

2 钻井液技术难点

2.1二开井段技术难点：

1）主要钻穿泉头组和登娄库组，砂泥岩互层较多、岩性混杂，地层交结不好、井壁失稳掉块严重。

2）CL-和CO2含量较高，使钻井液粘切升高，滤失量升高，流动性变差，威胁井下安全。

3）膏泥盐和掉块极易形成糖葫芦井眼，造成井径不规则，给二开电测造成很大困难。

2.2三开井段技术难点：

1）地层中的CO2和处理剂高温下易产生CO3-和HCO32-污染，使钻井液流动性差、气泡多影响泥浆泵上水效率，钻井液悬浮和携岩性能不好。

2）营城组、沙河子组、火石岭组地层以砂岩、砂砾岩为主，钻时慢、研磨性强，造成钻井液中劣质坂含高，泥饼质量变差。

3 钻井液技术对策

3.1钻井液体系优选与配方

依据本井地质、工程设计，参考邻井资料，针对该井地质条件及钻井施工的复杂性，室内在钻井液体系选择、处理剂优选及配伍性、防塌和高温条件下的钻井液性能维护与处理等方面进行了大量研究试验，最终确定分段钻井液体系与配方如下：

一开0～294m井段：膨润土钻井液体系

二开294～2670m井段：聚磺钻井液体系

三开2670～4523m井段：聚磺抗高温钻井液体系

3.2固相控制

1）保证四级固控设备全部运转正常。强化一级固控，振动筛使用率100%，二开振动筛筛布使用140～160目；三开振动筛筛布使用200～220目；除砂器、除泥器运转时效保持在90%以上，离心机使用率90%以上；同时对锥形罐积砂做到及时检查及时清理。

2）加入抑制剂控制钻屑的分散度，防止泥岩分散，及时补充新鲜膨润土浆，保证钻井液中优质坂土含量，使其高温下性能稳定，造壁性好，悬浮携带能力强。

3）采用替换部分新钻井液的方法控制低密度固相含量。

3.3长裸眼段井壁稳定、井眼净化技术

增深1井地层古老，二开泉头组砂泥岩互层多，微裂缝发育，交结性差，易出现坍塌掉块；登娄库组相对泥岩、页岩较多，岩性硬度高，钻时慢、周期长，砂样混杂，水敏性较强，滤液侵入地层易造成大的掉块；三开钻遇营城组、沙河子组、火石岭组主要以砂岩、砂砾岩、角砾岩组成不等厚互层，地层研磨性强，不造浆，形不成好的泥饼，易使井壁脱落、掉块严重，钻井液维护处理重点是提高防塌处理剂的含量和保持优质膨润土含量，保护粘土颗粒的胶体性质，具体做法：

1）钻井过程中认真分析井下情况，及时调整钻井液密度，控制由于力学不稳定因素造成的坍塌，即钻井液密度不低于地层的坍塌压力。

2）在水敏性地层钻进，严格控制钻井液的滤失量，进入泉头组将滤失量控制在4ml以内，PH值9-10之间，同时加足封堵型钻井液材料，使其形成致密的泥饼，提高钻井液的造壁护壁性能以及对细微裂缝的封堵能力，同时抑制泥页岩水化膨胀分散。

3.4高温稳定钻井液技术

增深1井地温梯度高，井底温度可达160-170℃，钻井液中的各种组分均会发生降解、发酵、增稠以及失效等变化，严重时会导致钻井作业无法正常进行。具体解决做法：

1）勤做室内小型实验，优选抗温处理剂与钻井液的配伍性，一次性加足抗温处理剂，然后进行不断的补充，保证其在钻井液中的含量足够。

2）利用机械清除法和化学絮凝法清除钻井液中劣质固相，同时不断补充新鲜膨润土，保持合适的坂含。

3）定期做高温滚动实验，使钻井液在160℃下滚动16小时不发生质变，性能稳定。

3.5完井下套管技术

下套管前井眼准备：

1）采用模拟套管柱刚性的钻具结构进行通井，在井径小的地方反复划眼，保证井眼规则；

2） 配置抗温高粘度钻井液，采用塞流携砂的方法，进行井筒清砂；

3）起钻前做静止试验，保证10分钟不粘卡；

4）起钻前打入抗温封闭液，其配方：1%磺化沥青粉+0.5%白油+3%SMP-Ⅱ；

通过以上措施的实施，油套下入顺利。

4 施工中遇到的复杂情况与处理

4.1钻井液污染

二开钻至井深2370～2510m井段，Ca2+由76mg/l上升到3270mg/l，Cl-由3312mg/l上升到6270mg/l，中压失水由3.8ml上升到5.5ml，粘度由55s上升到70s，静切力由4.5/20Pa上升到9.5/25Pa，YP由10Pa上升到18.5Pa；做小型试验后全井加入纯碱400kg，LV-CMC2000kg，FHJ-1 2000kg，并将PH由8提至9.5-10，性能恢复正常。

钻至井深2900m开始出现CO3-和HCO32-污染，粘度变化不明显，失水略有增加，流型变差，切力增加，钻井液中针状气泡不断增加，严重影响泵压，维护处理十分困难，现场测定膨润土含量54.35 g/L，先后用SF-1、NS-952和磺化丹宁处理，效果都不理想，通过室内化验分析确定为CO3-和HCO32-污染，配置胶液时加入1-2%的石灰进行维护，气泡逐渐减少，泵压恢复正常，钻井液性能恢复正常。

4.2钻井液高温起泡

钻至井深4100m，钻井液中气泡越来越多，进出口密度相差0.1-0.15g/cm3，其它性能正常，CO2含量0.1-0.3%，CO3-和HCO32均不高，严重影响泵压，除砂泵和离心机不上水，实验分析为井底温度太高，钻井液高温降解产生气泡所致，实验证明，用2%SMP+2%SMC+1%SF-1可以显著消除钻井液中的气泡。现场处理时，用混合漏斗在钻井液中加入5tSMP和5TSMC，将1t SF-1配成胶液均匀加入钻井液中，返出钻井液气泡越来越少，除砂泵和离心机均上水正常，泵压也恢复正常，虽然仍有少量气泡，但不影响正常施工。

5 认识与建议

1）聚磺抗高温钻井液体系具有良好的抗盐抗污染、防卡和稳定井壁能力，悬浮携带能力强，抗温性能好，可以满足深井的施工需要；

2）钻井液性能出现明显变化时，要及时辨别原因，判断污染类型，尽快处理、恢复钻井液性能，以保证井下安全；

3）钻井液适当补充坂土浆，可使两性离子聚磺钻井液在井底高温下保持良好的流动性，改善泥饼质量，并增强钻井液的封堵性。