强抑制性钻井液技术在桩123丛式井组的应用

摘要：针对桩123区块上部地层泥岩造浆严重，且埋藏深度大，钻井液流型胜难于控制引发的技术难题，制定出强抑制性钻井液技术方案。通过桩123丛式井组6口井强抑制性钻井液技术应用，解决了造浆严重的技术难题。钻井后期采用原有和白油剂复合，并及时转化成强抑制性抗高温防塌钻井液体系，使得钻井施工安全顺利高效。

关键词：泥岩造浆 强抑制性 复合 防塌

一、前言

桩123平台位于桩西堤坝以外1.5千米，正是桩西地区滩海人工岛一个实例，人工岛上已有同成井10口。为扩大桩123区块开发面积，规划动用含油面积0.85平方千米，下达了6口井钻探任务。

二、桩123丛式井组钻井施工的几个技术难点

1、桩123区块上部地层埋藏厚度大，明化镇组、馆陶组、东营组三个层位厚度分别为990米、830米、1000米，累计厚度2820米。地层岩性多为造浆严重的泥岩为主。

2、钻探定向井造浆地层厚度相应增加。定向井钻进过程中钻具躺在下井壁上转动，使钻屑被研磨的更细，更易造浆。

3、造浆严重时，钻井液流型差，泥糊井壁形成小井眼，造成起下钻困难。

4、钻井液流型差形成钻井液滞流层厚度增加，假泥饼也厚；使得钻具包角变大，摩阻上升。表现为滑动定向钻进时严重托压，粘附卡钻的危险很大。

5、下部地层（东营组中下部、沙河街组）易坍塌掉块，对钻井施工作业和完井作业都不利。

三、强抑制性钻井液方案设计

分析桩123丛式井组钻井施工的五个技术难点，突出表现为地层造浆严重带来的一系列问题，由此看来增强钻井液抑制性、抑制造浆非常重要。借鉴以往定向井的钻井实践经验，通过细致的分析研究，对原来使用的聚合物防塌钻井液体系进行了改进，完善了体系配方，制定了以下“强抑制性钻井液方案”。

1、提高钻井液中PAM的含量，由原来的0.3%上升到0.5%；为增强钻井液中聚合物的包被效果，再增加0.3%的有机高分子包被剂。

2、振动筛使用线性两联筛，筛布目数由原来的80目，改用100目。

3、更换新离心机，处理量由原来的60方/小时提升到80方/小时；再增加一台60方离心机，以备急用。

4、钻井液中使用铵盐类和硅氟类降粘剂，不再使用分散剂。调整钻井液流型达到设计要求。

5、钻井液的PH≯9，避免因PH值过高，引起粘土分散。

6、前期使用原油降低摩阻；钻井后期，使用原油和液体剂复合来降低钻具摩阻，满足滑动钻进的需要，避免粘卡事故，确保钻井安全。

7、钻至东营组中下部加足抗高温材料，转化成强抑制性抗高温防塌钻井液体系，降低HTHPWL=12ml（130℃），以控制沙河街组坍塌掉块。

四、现场应用

上述技术方案，在桩123丛式井组施工中都得到了很好的应用。自2012年7月25日钻机迁入桩123平台，12月17日全部完成6口丛式井组的钻探任务，连续施工145天，累计钻井进尺21238米，平均井深3539.67米，平均机械钻速25.25m/h，平均机械月速4673米/台月，刷新地区多项钻井指标。钻井施工过程中应用强抑制性钻井液技术，克服了上部地层造浆严重，下部地层坍塌掉块，定向井摩阻扭矩大等多项技术难题，使得整个钻井施工安全顺利、快速高效，圆满地完成了滚动开发桩斜123区沙二段油层的钻井任务。

下面以桩123-斜5井为例，统计的钻井液性能和钻井液材料用量。

五、结论

1.强抑制性钻井液技术应用于桩西地区定向井施工，钻井液流型容易控制。解决了因钻井液流型差引发的一系列问题。

2.PAM和高分子量的包被剂复配使用，钻屑能从筛面上很容易滑落，不泥糊筛布，强抑制包被效果好。

3.钻井后期使用原油与剂复合能够有效地将摩阻控制在合理范围内。

4.东营组中下部转化成强抑制性抗高温防塌钻井液体系，防塌效果明显施工中没有发生井塌现象，完井电测井径曲线表明井径扩大率为5-8%

参考文献

[1]李克向.国外大位移井钻井技术.北京：石油工业出版社.1998

[2]李克向，周熠辉，苏义脑，等.国外大位移钻井技术.北京：石油工业出版社.1998

[3]王卫彬等.桩139平台丛式井组钻井技术.新疆：西部探矿工程.2006