桩606区块电测遇阻、遇卡分析

摘 要 2011年7月，由胜利油田渤海钻井一公司所施工的桩606区块5口井，在技套及完井电测出现不同程度的遇阻遇卡现象，最终使用水平井工艺测井，造成建井周期延长、成本上升等不利因素。2012年初公司针对桩606区块展开技术公关，通过对已施工的几口井对比分析，对该区块沙河街组以下泥页岩的性质和不同程度的垮塌有了进一步的认识，在室内重新组方、反复试验，选择了强封堵、低渗透的钻井液体系，成功的解决了该区块的复杂问题。在今年6月份施工的几口井均取得了非常好的效果。

关键词 桩606区块；遇阻遇卡；泥页岩；钻井液体系

中图分类号TE2 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）91-0199-02

1地质工程施工简况

1.1地质分层：表1

1.2工程简况：表2

1.3分井段钻井液性能：表3

2电测阻卡情况介绍

3电测遇阻遇卡原因分析

几口井的施工，均使用聚璜钻井液体系，2850m定向，进入沙河街（3060m）组前，先期降低了中压及高温高压滤失量，在进入沙河街后，钻进中没有掉块、起下钻就出现，井越深出现就越多。电测时直井顺利，定向井无一例外的出现阻卡现象，特别是沙河街组以下阻卡严重，上提拉力平均8000-10000磅。因此，电测前我们采用了：打塞子、封井干通等一系列办法，阻卡现象仍然存在，分析原因：

1）硬脆性泥页岩水敏性强，吸水后强度降低、产生膨胀压，裂解后受机械扰动产生垮塌；

2）临井测井解释沙河街以下油层大多为油水同层，钻开后地层释放，井眼与地层内外的渗透浸泡造成局部垮塌；

3）钻井液体系抑制性差、内外滤饼质量差，封堵效果不好、渗透率高。

4下部技术思路

通过分析，我们认为地层的压实作用随深度改变，地层的水敏性取决于压实后的孔隙度，泥页岩吸水而发生裂解是井壁不稳定的主要原因，裂解后，起下钻的物理碰撞是次要原因，因此，在提高钻井液基础性能的基础上，应提高钻井液的迅速封堵能力和成膜效应，通过物理化学方法和油相组合，降低钻井液中水相活度，阻止或减小泥页岩因吸水发生的不稳定现象，通过室内分析对比试验，在进入沙河街组前我们做了如下调整：

1）进入沙河街组前体系转化要一步到位，基础性能必须达到：API≤3mI、HTHP≤12mI，MBT55-60g/L；

2）化学固壁法：提高硅氟稳定剂的含量，利用硅酸盐稳定井壁机理，在地层表面形成坚韧、致密的封固壳来加固井壁；

3）物理封堵法：钻井液在前期的基础上增大沥青含量，选择软化点（80℃）的磺化沥青乳液封堵泥页岩孔隙、降低渗透率；

4）油膜憎水法：混入适当的油类，配合SF-4使油相在井壁与钻具上形成一层油膜，既能降低磨阻又能够提高钻井的滤液粘度，几乎相当于半透膜 ，而且能够降低钻井液中水相活度。

5室内对比分析

两种体系泥页岩回收率对比：表5

6现场施工措施

2012年6月公司组织4018队在该区块先后施工了桩606-6、桩606-斜7，项目成员严格制定了施工措施：

1）定向时（2850米）原油、剂配合硅酸盐（SF-4）引导，形成化学固壁和油膜，稳定井壁、降低摩阻。每8方原油配1吨硅酸盐；

2）沙河街组（3060米）之前必须转化处理，处理要一步到位，不可复杂后再去处理，这一点必须强化落实。可加入SMP 3吨、KFT 3吨、SF-4 1吨、磺化沥青乳液6吨，NaOH 1吨。使性能达到：API≤3mI、高温高压≤12（150℃）、MBT55-60g/L，然后打开沙河街；

3）体系转化完后禁止直接加水，可用体系配方中药品配成液体维护钻井液：ZH-02：NaOH：KFT：SMP-2：SAS乳液：SF-4=50：150：300：300：300：50 ；

4）三开前在技套内调整恢复性能，然后提密度至1.60，三开后逐步提至1.70；

5）工程配合短起下措施和保障较大的排量，提高钻井液上返速度；

6）电测时必须使用固体剂配合2%塑料球封沙河街井段，形成滚动摩擦，预防卡电缆。

7施工效果及效益

1） 通过桩606-6、桩606-斜7两口井的实施，井壁稳定得到了很好的控制，全井施工无掉块、起下钻畅通无阻、技套电测、完井电测顺利，建井周期明显缩短 ，取得明显的经济效益。降低电测误工5天，掉块划眼时间2天，口井可节约：7天×90000=630000元；

2）现场及室内测得钻井液滤液粘度较高，滤液粘度可直观体现，成膜作用好。流动性好，开泵容易，有利于大排量钻进，抑制、封堵能力强、页岩收获率高，利于净化井眼，无井下复杂社会效益高。

8结论

通过改变体系配方，掌握好处理时机，使用化学固壁沥青填充油膜效应，三者作用产生的滤液粘度较高，可实现“活度平衡原理”，产生“膜”效应，提高内外滤饼质量，使井壁表面形成“憎水化”，从而有效的降低了渗透率，能够使井壁趋于稳定。