摘要：渤海湾盆地老河口油田区内的老168区块是中石化海上油气重点开发的丛式井组，设计总井数69口，其中大部分井的水平位移都在1500m以上、最长的超过2000m。该区大部分井都属于浅层大井眼定向井，完全采用海水配浆，对钻井液的要求很高。为此，采取了以下技术对策：①选择强抑制性聚合物，以抑制泥岩水化膨胀；②充分利用地面四级固控设备，结合高分子包被絮凝岩屑，及时清除钻井液中的有害固相；③选用抗盐能力强的护胶剂，降低钻井液的滤失量；④勤做短起下并清洗井眼以降低摩阻，避免岩屑床的形成；⑤根据摩阻扭矩情况及时混入原油以提高泥浆的润滑性能。最后，结合4口大位移第三次开钻井(老1 68斜2、老168-斜55、老18-斜43、老168-斜59井)钻井液的具体施工经验，介绍了海水聚合物润滑防塌钻井液体系在该区的成功应用。
关键词：海水聚合物；润滑防塌；钻井液；丛式井；应用；大位移；老河口油田；渤海湾盆地
1 地质简况
渤海湾盆地老河口油田地处山东省东营市河口区的东北部，其西南部为飞雁滩油田，东北部为埕岛油田。老168区块(以下简称研究区)位于老河口油田的北部，其南与桩106块相邻[1]，东部为老163块，区域构造位于埕东凸起北部缓坡带上，是中石化海上油气重点开发的丛式井组。该区海水水深在2m左右，距海岸线2～4km。
1.1 地层
该地区地层发育比较齐全，自下而上钻遇：新近系中新统馆陶组(Ng)、新近系上新统明化镇组(Nm)、第四系更新统平原组(Qp)，研究区主要只钻到馆陶组上段。馆陶组岩性主要为棕红色、浅灰色泥岩与细砂岩、粉砂岩间互层，地层厚度一般介于800～1000m。
1.2 构造
该区构造简单，整体构造格局为一西南高、向北东方向变低的单斜构造，地层较平缓，地层倾角多为1°～2°。老168老163地区地层非常平缓，地层倾角在0.3°左右，该部位馆上段3砂组顶构造深度为1390m。
1.3 储层
1.3.1储层岩性
根据老168地区录井资料及桩106块资料[2]，研究区馆上段为河流相砂岩沉积，储层岩性以灰色或灰褐色细砂岩、粉细砂岩为主，底部见少量含砾砂岩。
1.3.2储层物性
研究区储层埋藏较浅，埋藏深度为1400m左右。研究区馆上段为河流相砂岩沉积，物性好，为特高孔隙度、特高渗透率储层。孔隙度一般介于32%～37%，平均为35.3%；渗透率多介于1000～6000mD，平均为2576mD；碳酸盐岩含量平均为0.7%。
2 钻井液设计难点
1) 造斜点浅(表层以内或浅表层第二次开钻大井眼定向)，易形成软键槽。平原组上部为海相沙层，中间有贝壳层，下部为棕黄色松散沙层，胶结性差，易水化分散，造斜稳斜难控制(表1)。
2) 井眼大，井斜大(均为60°以上，其中最大井斜66.01°)，水平位移长(最长水平位移达2174.59m)。在大位移井正常钻进过程中，钻屑脱离钻井液流向低边井壁沉积，此时环空分为稳定沉积层、沉积移动层、非均相的悬浮液流动层和假均相流动层，使钻井液流型和流变性更加复杂，导致钻井液悬浮体的均匀性被破坏；斜井中低边井壁的钻屑沉积层在停泵时会整体下滑，使携岩更为困难，并易造成砂桥卡钻。在斜井段容易形成稳定岩屑沉积层，其厚度随井斜角增大而增厚。随着井斜角的增大，岩屑的运动方向逐步偏离轴向，而接近径向运移，从而形成岩屑床。同时，随着井斜角的增大，钻柱偏心躺在井筒的低边井壁上，钻柱下侧环空间隙变小，使岩屑床清除更为困难，要求钻井液有良好的携砂能力，以免岩屑细分散及岩屑床的形成而很难除去。
3) 海水配浆。由于海水矿化度高，配浆护胶难度系数大。因此要选用强抑制性的护胶剂。
4) 馆上段以上地层成岩性差，疏松，地层造浆性强，易坍塌，故要求钻井液有较强的抑制性和防塌能力。
5) 摩阻大，扭矩大，润滑性能要高。由于井斜大及水平段长，在井斜段由于地层疏松，渗透性强，易黏附卡钻；钻进过程中拖压，起下钻易黏卡。因此要求钻井液有很强的润滑能力。
3 技术对策
1) 针对地层软，胶结性差的特点，选择强抑制性聚合物，以抑制泥岩水化膨胀，防止缩径，井壁坍塌。
2) 充分利用地面四级固控设备，结合高分子包被絮凝岩屑，及时清除钻井液中的有害固相[3]，保持较低的固相含量及含砂量，避免有害固相在体系中恶性循环。
3) 海水配浆，钻井液护胶难[3]，选用抗盐能力强的护胶剂(HQ-6、KFT-Ⅱ等)降低钻井液的滤失量，在井壁形成薄而致密的泥饼，提高井壁的稳定性。
4) 井斜大，裸眼井段长，为避免岩屑床的形成，勤做短起下(150～200m/次)，清洗井眼以降低摩阻，减小扭矩。
5) 水平位移长(最长水平位移达2174.59m)。应根据摩阻扭矩情况及时混入原油(15%～20%)，提高泥浆的润滑性能。电测前用2%的白油封裸眼井段，以确保电测的顺利进行。电测后应用刮刀加扶正器通井，破坏岩屑床，并用2%的塑料大球封裸眼井段，变滑动摩擦为滚动摩擦，以便套管顺利下入。
4 现场应用
4.1 第一次开钻井段(Φ444.5mm井眼)
由实际井深结构数据表可知：该丛式井组第三次开钻井第一次开钻主要钻遇平原组和明化镇组上部。平原组松散黏土及沙层易水化分散，以致井径扩大；明化镇上部地层造浆性强，易坍塌，缩径[5]。
所采取的具体措施：①该丛式井组第一次开钻采用老浆开钻，小循环钻进，向钻井液中不断补充天然高分子强抑制性包被絮凝剂(IND-30)及高分子包被絮凝剂(ZH-O2)，利用高分子聚合物的絮凝作用及聚合物间的交联，协同能力提高钻井液的抑制能力；②对于浅地层(平原组)大井眼定向的井(如老168-斜55、老168-斜43、老168-斜59井)，当井斜达到30°左右时及时混入原油，并根据进尺情况加以补充，以提供足够的润滑性来降低摩阻及扭矩；③钻进过程中保持足够的排量(≥55L/s)，充分清洗井眼携带岩屑；④钻完第一次开钻井深，用前井回收的老浆并加入2%的白油封裸眼井段，确保表层套管的顺利下入。
4.2 第二次开钻井段(Φ311.1mm井眼)
第二次开钻井段主要钻遇明化镇组及馆陶组上部，此井段泥岩中伊利石、蒙脱石无序间层吸水膨胀，易分散，缩径。
所采取的具体措施：①加大高分子絮凝剂的量(0.6%～0.8%)，抑制地层造浆，充分使用地面固控设备清除钻屑及劣质黏土，保证足够的排量(≥32L/s)以低粘切的性能紊流钻进，清洁井眼；②随着井深的增加，向钻井液中加入适量的改性铵盐来调节流型及滤失量，并保持适当的井眼扩大率；③由于井斜较大(最大井斜66.01°，为了避免岩屑床的形成，勤做短起下(150～200m/次)，一次起过新井眼或更长(以情况而定)，同时向钻井液中混入适量原油保证足够的润滑性能[6]，既降低摩阻又减小了扭矩，保证了钻进及起下钻工作的顺利进行；④钻完第二次开钻井深前加入KFT-Ⅱ，改性铵盐调节API失水，控制失水(API≤8mL)，PH值介于9～10。
4.3 第三次开钻井段(Φ215.9mm井眼)
该第三次开钻井段主要钻遇明化镇下部及馆陶组上部，本井段随着水平位移的增大，加之井斜大，钻进过程中摩阻，扭矩亦随之增大。该段主要以润滑防塌，防卡及油气层保护为主。
所采取的具体措施：①以高分子包被絮凝剂配合改性铵盐调节钻井液的流型，控制钻井液处于低粘切紊流钻进的理想状态。并加入适量的LV-CMC降低滤失量，改善滤饼质量；②进入油气层之前100m调节钻井液性能，选用抗盐性能好的抗复合盐降失水剂(HQ-6)及抗高温抗盐防塌降失水剂(KFT-11)控制海水钻井液的滤失量(API≤5mL)，同时起很好的防塌作用，并加入具有良好页岩抑制性能及润滑性能且与体系配伍性强的纳米乳液油层保护剂，以保护油气层。
实钻钻井液性能如表2所示。
5 认识与建议
1) 该老168丛式井组第一次开钻采用回收老浆开钻，所采用的强抑制性海水聚合物润滑防塌钻井液体系提高了机械钻速，缩短了钻井周期(表3)，节约了成本，取得了良好的经济效益，且从第一次开钻到完钻全程小循环钻进，钻井液性能稳定。
2) 海水配浆与淡水配浆有所不同，为了有效抑制地层造浆，防止钻屑水化分散，高分子包被絮凝剂的用量较淡水有所增加(加量0.5%～0.8%为宜)。
3) 针对该区造斜点浅，井斜大，裸眼井段长所造成的摩阻，扭矩大的特点，在钻井液中混入适量的原油(15%～20%)，提高足够的润滑性，并定期(150～200m/次)实施短起下，破坏岩屑床，保证钻进，起下钻工作的顺利进行。完钻采用2%的白油与2%的塑料大球封裸眼井段，保证了电测与下套管工作的顺利进行。
4) 海水聚合物润滑防塌钻井液体系通过以上几口井的现场应用，已经构成了模式，不仅有效地抑制了地层造浆，还防止了井壁的坍塌，稳定了井壁，在老168区块成功应用。
参考文献
[1] 代莉，张杰，王朝安，等.桩海地区油气成藏系统分析[J]气地质与采收率，2003，1O(4).20-23.
[2] 盛文波，邢正岩，王文环，等.桩106地区网状河砂岩油藏特征[J].特种油气藏，2003，10(3)：21-26.
[3] 韩立胜，白亮清，李晓岚，等.FLO-PR0无固相钻井液在冀东油田水平井中的应用[J].钻井液与完井液，2009，26(4)：81-82.
[4] 张欢庆，陈林，贺文廷，等.KL2-H1水平井高密度饱和盐水混油钻井液技术[J].钻井液与完井液，2009，26(4)：26-28.
[5] 黄物星，储书平，文平，等.青西凹陷窟窿山构造青240井钻井液技术[J].钻井液与完井液，2009，26(4)：22-25.
[6] 金祥哲，王长宁，杨斌.长北气田水平井钻井液润滑剂的优选与应用[J].天然气工业，2009，29(4)：61-63.
(本文作者：赵晖 中国石化胜利油田渤海钻井一公司)
您可以选择一种方式赞助本站
支付宝转账赞助
微信转账赞助
- 注解：本资料由会员及群友提供仅供阅读交流学习，不得用于商业用途！
