钻遇高压含油气水层钻井液技术

摘要： 罗682井完钻层位沙四段，完钻井深3507米。本文剖析现场钻井施工中出现的复杂情况，阐述了防油气水浸、防塌、堵漏等三方面钻井液技术，这些钻井液技术对完成该异常高压井起到了很大的关键作用。

Abstract： In Luo-682 well finished drilling horizon sand-4 section， the drilled depth is 3507 meters. This article analyzes the complex situation in site drilling， describes the anti-oil and gas immersion， sloughing and plugging technology， which plays a big key role in the completion of the abnormally high pressure well.

关键词： 钻井液；油气水浸；防塌；堵漏

Key words： drilling fluids；oil and gas immersion；anti-collapse；plugging

中图分类号：TE254 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）13-0094-02

————————————

作者简介：甘赠国（1982-），男，四川遂宁人，硕士研究生，工程师，从事钻井液现场管理工作。

0 引言

胜利油田老油区由于多年开采，现逐渐向深部要产量。在钻井过程中，同时碰到异常高压层和漏层的几率越来越大，本文以罗682井为例，介绍胜利油田在钻遇含油气高压水层钻井液技术以及钻井液堵漏技术。

1 井身结构及地质简况

1.1 井身结构 罗682井设计三开井，一开Φ444.5mm *151m，表套Φ339.7mm*150m；二开Φ311.2mm *2552m，技套Φ244.5mm*2550m；三开Φ215.9mm *3507m，尾管Φ139.7mm*1200 m，水泥返高2400米。

1.2 地层简况 该井钻经平原组，明化镇组，馆陶组，东营组，沙河街组等，完钻层位沙四段。平原组地层胶结疏松。明化镇组上部浅灰色、灰黄色砂岩夹棕黄色泥岩，下部紫红色泥岩夹浅灰色粉砂岩。馆陶组上部为紫红色、灰绿色、浅灰色泥岩夹砂岩，下部为厚层状灰白色砂岩夹灰绿色、浅灰色泥岩，底部为厚层状底砾岩。馆陶组及以上地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，易坍塌卡钻。东营组灰色、深灰色泥岩、油泥岩为主夹砂岩。沙一段以灰色、深灰色泥岩、灰质油泥岩间互层，底部以灰褐色油页岩、油泥岩为主夹白云岩。沙河街组下部地层灰色、深灰色、紫红色泥岩、砂质泥岩与灰色细砂岩、含砾砂岩不等厚互层，油泥岩与灰色细砂岩不等厚互层，易坍塌掉块。

2 钻井液技术

2.1 钻井液体系 罗682井三个开次分别采用不同的钻井液体系，一开预水化膨润土浆，二开聚合物防塌钻井液，三开聚磺防塌钻井液。

2.2 一开（0-151m） 一开钻遇平原组，地层胶结疏松，井径大，钻屑携带困难，采用预水化膨润土浆。施工中，调节性能满足大井眼钻进要求，完钻后，提高钻井液粘度达到50s，大排量循环洗井，在确认井眼干净、无沉砂和无井壁坍塌后起钻，保证下套管和固井顺利。

2.3 二开（151-2552m） 本井二开自上而下钻遇地层为明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二段、沙三段上。馆陶及以上地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，易坍塌卡钻，钻井液主要以抑制地层造浆、有效携带岩屑，防止泥岩缩径、防塌为目标。将老浆用清水和胶液冲稀至膨润土含量40g/L左右开钻。将钻水泥塞污染的钻井液放掉，其余钻井液经地面净化处理后，作正常钻进使用。小循环钻进50m后，改大循环，控制钻井液密度1.05-1.08g/cm3。井深1300m改小循环后，加入FTJN定性处理，使用好固控设备，控制劣质固相和低密度固相含量。东营组底部钻井液逐渐转化为聚合物防塌钻井液，并用PAM调节流变性，抑制页岩、岩屑分散，用降失水剂等控制滤失，确保井眼稳定。完钻前加入FH-D18，调整钻井液性能为：D：1.13g/cm3，FV：50s，API：6mL，Cs：0.3%，PH：9，AV：16.5MPa.s，PV：13MPa.s，YP：3.5Pa，G：1/5Pa，确保钻井液性能满足施工需要。完钻后搞短起下钻30柱，充分循环钻井液2周以上起钻。再下入215.9mm钻头钻进15米，循环干净，稠浆封井500米，起钻上电测。电测完，通井循环干净，封井液中加入2t塑料小球封井底1km，确保技术套管的顺利下入。

2.4 三开（2552-3507m）

2.4.1 钻井液防油气水侵技术 三开井段是本井施工最复杂的井段，期间出现过油气水浸、划眼、填井侧钻、井漏等复杂情况。开钻前，按设计要求储备3t碱式碳酸锌，重泥浆1.85g/cm3*120方，重晶石粉80吨。三开后，补充褐煤、树脂类降失水材料及AP-1、ZX-8等处理剂，转化体系为聚磺体系。

进入沙四段后钻遇盐膏层使用1.5%GHM配合烧碱处理钻井液，使钻井液不受盐膏层的侵污。钻进中，使用PAM+NaOH稀胶液维护，PH值保持11-12。沙四段地层存在异常高压，钻至3430.00m-3439.85m、3460-3461m、3469-3471m均出现快钻时，钻井液密度下降，体积增加，全烃值上涨，停泵观察有溢流。电测时分别在3380米遇阻，2550米遇卡，取芯溢流。通井处理钻井液时井口见原油物返出，钻井液密度下降，粘度上升。在循环加重过程中钻井液密度自1.45g/cm3逐步提高至1.54g/cm3；起钻前采用泵入钻井液重力塞至井底的方法，使量钻井液密度由1.54g/cm3逐步提高至1.65g/cm3；电测三次通井都返出地层水，分别累计22方、34方、69方不等。由此看出空井时间越长，侵入井筒的油气水地层流体的总量越多，没有达到彻底平衡高压油气水地层压力的目的。

2.4.2 钻井液防塌技术 沙河街组钻进钻井液工作重点是防塌：一是使用沥青类等封堵材料，提高地层的承压能力；二是尽量降低钻井液的滤失量，特别是高温高压滤失量，形成良好的泥饼，减少引起泥页岩水化的机会；三是加入胺基聚醇，提高钻井液滤液的抑制性，加入抗盐抗温降滤失剂，同时加大抗钙处理剂的用量，抑制消除盐膏侵；四是尽可能减少起下钻及开泵压力激动，减小钻具对井壁扰动或撞击，采用合理流变参数和排量，避免水力冲蚀井壁。

本井由于对高压层认识不足，未平衡高压油气水层，造成钻井液液柱压力降低，溢出物不断增加，溢出水对井壁浸泡，导致严重井塌。自2890m至3330m划眼过程中有掉块出现，大部分掉块为厚1-2cm，长宽5-10cm。划眼中不断调整钻井液性能，以利于划眼工作的进行。因地质情况复杂，地层水对井壁破坏严重，致使井眼扩大（最大井径至17英吋），后续划眼施工困难重重，最后采纳甲方建议填至井深3140m侧钻。

2.4.3 钻井液堵漏技术 侧钻后，位移82米。根据邻井罗68井的地层压力系数为1.65g/cm3，甲方决定采用1.65-1.75g/cm3钻井液密度范围值钻探本井。当侧钻至井深3471m时，发现快钻时，停泵有溢流，溢流速度为23方/小时。加重过程中，加重的第二周当钻井液密度由1.68g/cm3提至1.71g/cm3后发生钻井液失返井漏，漏层确定为2840-

2890米沙二段发育良好的砂岩地层，起钻至套管内配制堵漏钻井液，全井累计漏失钻井液85m3。堵漏钻井液采用了粗细复配的方法全井加堵漏剂，主要做法是：全井混入堵漏材料（单向压力封闭剂、核桃壳1-3mm、锯末、酸溶性膨胀堵漏剂的比例为1：0.5：0.5：1，钻井液中堵漏剂的总含量接近20%），使堵漏钻井液在压差的作用下进入漏层，使之在距井筒很近范围的漏失通道里建立一道堵塞隔墙，从而达到封堵近井筒漏失通道，提高地层承压能力的目的。

本井侧钻至井深3507米完钻，钻井液密度值提至1.74g/cm3后平衡了高压油气水地层压力；电测时采用稠浆（150-200s）+3%塑料球+3%脂基剂封裸眼段，采用打重力塞的方法，钻井液当量密度为1.78g/cm3，完井作业顺利。

3 结论及建议

3.1 钻井液密度越低，越有利于发现和保护油气层，其前提是达到衡钻井。如果采用欠平衡钻井，钻井液具有很大的油气浸污染的可能性，增加了钻井工程的风险系数，易导致油气水侵，井塌等各种复杂情况出现，无法实现安全钻井作业。

3.2 钻探异常高压井，要做好风险评估、技术预案。注重科学施工、落实技术细节。在设计时应考虑用技术套管封住高压层。

参考文献：

[1]李建富，吕兴辉，石正国，甘赠国.胜利油田罗68区块钻井模式研究[J].西部探矿工程，2012，（9）：43-46.

[2]李建富，吕兴辉，石正国，甘赠国.钻遇含油气高压水层的处理对策[J].西部探矿工程，2012，（10）：29-32.

[3]赵正国，蒲晓琳，王贵等.裂缝性漏失的桥塞堵漏钻井液技术[J].钻井液与完井液，2012，（29）：44-46.

[4]张敬荣，齐才学.深井长裸眼堵漏技术[J].钻采工艺，2001，（24）：76-79.