苏里格气田苏59区块二开结构水平井钻井液技术

侯博 何辉 李录科

川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 陕西 西安 710000

本文针对原天然高分子强封堵强抑制CQSP-4钻井液体系在钻遇深井水平井时抗温能力不足，出现高温增稠现象，且钻遇泥岩后封堵能力不足，引起井壁失稳等问题，以提高现有体系抗温能力为重点，通过优选抗温材料，发挥处理剂协同增效作用，并复配封堵材料，形成了苏里格气田苏59区块二开结构水平井抗高温深井钻井液技术，解决了该区块深井水平井抗温性能差以及长裸眼段钻遇泥页岩井壁失稳问题，满足了二开结构水平井安全钻井要求，取得了良好的应用效果。

1 工程地质概况

苏里格气田苏 59 区块位于该气田西缘地带，气田开发主要以石盒子盒8段、山西组山1段储层为主，其岩性主要为含砾中粗粒石英砂岩、岩屑砂岩，属低压、低渗气藏。除此之外，储层段砂泥岩互层，泥岩夹层主要为灰色、深灰色、灰黑色泥岩。通过岩性分析，此类泥岩主要以伊利石和伊蒙混层为主，属于硬脆性泥岩，其可塑性差，硬脆性较好。

该区块刘家沟、石千峰承压能力较好，不易发生井漏，地层承压试验符合要求。依据钻采工艺方案，以二开结构水平井为主。井身结构大致为：表层Φ346mm钻头×1130m/273.1mm套管×1130m；二开Φ222.2mm钻头×3000m+215.9mm钻头×5200m/139.7mm套管×5195m。由于二开井段需钻遇多个易塌层，且斜井段和水平段处于同一裸眼段，对钻井液性能提出更高要求[1]。

2 钻井液技术难点

1）泥页岩垮塌。由于石盒子盒8和山西组山1段气层上部覆盖有硬脆性泥岩，其微观结构微裂缝均发育，前期由于钻井液封堵性能不足，在毛细管力作用下，钻井液滤液进入泥岩裂缝后导致裂缝扩展，井壁出现剥落、坍塌。2022年施工的苏59区块施工9口二开水平井井中有3口井在钻遇石盒子组、山西组泥岩时发生坍塌，划眼困难，耗时长达半月之久，最终被迫填井侧钻。

2）井底温度高，钻井液性能不易控制。该区块属于异常高温区块，且斜井段入窗垂深较其他区块深500～600m，应用随钻测量仪器测出井底温度在123～130℃，由于目前所用处理剂抗温在100℃左右，该井温已为处理剂发挥作用极限温度，加之钻进过程中钻井液中土相较多，出现黏土高温增稠和处理剂高温降解现象，导致钻井液性能恶化甚至丧失流动性，且滤失量也难于控制[2]。

3）裸眼段浸泡周期长，井壁失稳问题。该区块平均完钻井深5200m，裸眼段长达 4000m，二开平均施工周期30d，如何保证上部直井段水敏性地层和斜井段、水平段泥岩在长时间浸泡后不坍塌，是水平井钻井液防塌性能的关键所在，同时钻井液还需保持良好的高温稳定性，这对水基钻井液技术提出了严峻挑战。

3 关键技术研究

3.1 井壁防塌技术

发挥双钾离子在钻井液的化学抑制和包被能力。一方面使用无机盐KCl，通过K+进入粘土层间发生的交换吸附作用、镶嵌拉紧作用，实现对泥岩井壁抑制作用；另一方面选用聚合物包被剂（K-PAM），使其在钻屑表面的包被吸附，抑制泥页岩水化膨胀。通过双钾离子处理剂配比，形成协同作用实现对泥岩有效抑制。现场选取等量的石盒子上部易造浆的棕红色泥岩4份，将其加入不同加量包被抑制剂的 KCl 钻井液中，在 120℃下滚动 16 h，然后用标准筛过筛后回收岩屑，测得在 2% 膨润土 +0.2% 烧碱+10%KCl中加入0、0.1%、0.3% 和 0.5% K-PAM的回收率分别为42%、61%、78.8% 和 80%。从实验结果看，当加入K-PAM 0.3% 和0.5%抑制效果近乎相同，基于成本考虑，现场施工中K-PAM加量控制在 0.3% 左右。

通过柔性粒子与刚性离子复配，提高钻井液封堵防塌性能。由于原钻井液中已加入5%刚性粒子ZDS，现将钻井液用防塌封堵剂FT401配比后，通过石油沥青独有的“软化点”实现对地层微裂缝有效封堵 。从实验结果可以看出，提高FT401含量至5%后，中压和高温高压滤失量显著降低，钻井液封堵性得到明显改善，实验结果见表1。

表1 井浆中加入FT-401对钻井液封堵性的影响

3.2 提升钻井液的抗温能力

一般情况下，纤维素类材料的抗温性只能到110～120℃，且原体系中有淀粉，在高温下会发酵，伴随土相后钻井液性能越发不可控制。因此，当必须改变原钻井液的成分以解决体系自身的热稳定性问题。通过实验研究，在体系中加入杀菌剂（CJSJ-3）、交联剂（WXCD-2）可以不同程度地提高体系抗温能力。

WXCD-2将钻井液抗温能力从100℃提升到130℃。WXCD-2在黏土表面有较强的吸附性，可以缓解黏土颗粒的高温分散；同时该处理剂还可以与K-PAM相互作用 ，增加聚合物分子上的亲水基团，克服高温去水化作用和取代基脱落造成的分子亲水性的不足，从而提高体系的抗温能力。取井深3600m处井浆加入 0.5%、1.0% WXCD-2后在130℃热滚16h，然后测量其90℃流变性及高温高压滤失量，结果见表2。从表2可以看出，井浆加入1%的交联剂WXCD-2后，热滚前后流性指数、静切力都有所降低，高温高压滤失量热滚前后变化不大，抗温性显著提高。

表2 交联剂不同加量下对井浆抗温性能影响结果

2）引入CJSJ-3，巩固提升钻井液抗温能力。

取井深3978m处井浆加入0.1%、0.2%CJSJ-3后进行130℃/16h 热滚，然后测量其90℃流变性及高温高压滤失量，评价该剂的抗高温能力，结果见表 3。从表3可知，加入 0.2%CJSJ-3后井浆略有增稠，但是在120℃热滚16h后，性能变化不大，且高温高压滤失量还有所降低，说明 CJSJ-3能提高体系的抗温性。

表3 CJSJ-3不同加量下对井浆抗温性能影响结果

综上，选取抗温型CQSP-4钻井液的现场配制配方如下：

（2.0%～2.5%）土粉 + 0.3% 烧 碱 +（1 0%～1 2%）K C l+1.0% 交联剂W X C D-2.0+0.3%K-PAM+ 3.0% NFA25 +1.5%～2.0%NAT20+5.0%ZDS+5.0%FT-401 +2.0% RY-838 +石灰石粉/重晶石粉。

4 现场应用

4.1 钻井液性能维护

苏里格区块上部直井段主要使用低固相聚合物钻井液，施工中控制聚合物加量大于0.5%，同时加入降滤失，（0.5%～0.8%）NAT20，控制钻井液滤失量≤15mL，钻进至刘家沟中下部将钻井液转型为抗温性CQSP-4配方，其配方为 0.3%烧 碱 +（10%～12%）KCl+2% RY-838 +1% 交联剂WXCD-2+0.3%K+PAM+ 3% NFA25 +1.5%～2%NAT20+5%ZDS +石灰石粉/重晶石粉，转化完控制钻井液密度在1.12～1.15g/cm3，黏度38～42S，滤失量＜5mL。转型后开始预水化膨润土浆，水化12h后逐步将其混入井浆中，并控制全井膨润土含量维持为 24～32g/L，若膨润土含量过低，钻井液流变性黏度、切力低，膨润土含量过高则钻井液流变性难控制。施工后期可以适当置换部分钻井液，补充一部分新膨润土浆。在石千峰和石盒子上部易水化泥岩段保持KCl 含量在 12%～15% 之间；进入硬脆性泥岩段后适当降低含量，维持在10%～12% 即可。进入石盒子中部时将滤失量控制在2～3mL之间；斜井段70°后将高温高压滤失量控制在9～12ml之间。井斜60°后是防塌关键井段，钻遇石盒子和山西组泥岩易发生垮塌，在原配方基础上一次性加入5.0%FT-401，通过FT-401的“软化点”机理和膜封堵机理，封堵地层的微裂缝，增强钻井液防塌封堵性。进入定向段后一次性加入2%RY-838增强钻井液润滑性，以后根据施工情况随时补充。

4.2 应用效果

2023年在本区块部署11口二开结构水平井应用抗温型CQSP-4钻井液体系后，斜井段及水平段起下钻井壁稳定，起下钻遇阻划眼时间由2022年的541h降低至62h，且施工井电测成功率为100%，下套管均畅通无阻。苏59-18-42H1井钻进中多次降井斜、扭方位，中途完钻电测近 150 h，下钻开泵正常，井壁没有发生坍塌，该井循环温度下钻井液性能稳定，黏度、切力波动不大，振动筛出口和循环罐内流动性好，下套管井底钻井液静止45h，返出黏度仅为83S，未出现增稠现象。

5 结束语

1）抗温型CQSP-4钻井液体系是解决苏59区块泥页岩井壁稳定问题的重要手段，通过使用交联剂WXCD-2保护黏土粒子，配合CJSJ-3，将钻井液体系抗温能力逐步提升到 130 ℃，满足了苏59区块高温下二开结构水平井钻井技术需求。

2）在原配方基础上引入FT-401，通过软化点机理实现了对泥岩地层微裂缝封堵，较好解决了斜井段气层盖层泥岩和水平段目的层泥岩井壁坍塌问题。

3）由于该区块储层埋藏深度深，水平段长，施工中一定加强固控使用，同时选用优质润滑剂，提高钻井液润滑性能。