11塔河油田深井超深井钻井液技术

塔河油田深井超深井钻井液技术

郭才轩1王悦坚2宋明全1

（1、中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所，2、中国石化西北分公司）摘要塔河油田主力油藏深度一般在5300m以下，是我国目前陆上油气层埋藏最深

的一个大型整装油田。由于油气埋藏深，钻遇的地层多、而且复杂，曾一度给油气田的

开发和扩展带来了困难。后通过技术攻关和技术引进，成功解决了塔河油田三叠、石炭

系硬脆性泥页岩地层的坍塌，奥陶系地层大型裂缝溶洞地层漏失，塔河油田新区巨厚盐

膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田的瓶颈问题。技术进步使塔河油田在解决复杂问题的

能力上得到大幅提升，6000m左右的开发井建井周期从原来的100多天缩短到70天以内，新区超深盐层钻井成功率从2002年前不足40%提高到现在100%。

主题词超深井井眼稳定欠平衡钻井承压封堵欠饱和盐水

塔河油田是中国石化在西部地区的一个大油田，近年来原油产量一年一个台阶，2004年原油产量达到357万吨。原油产量的大幅提高，除了得益于油藏地质技术进步外，钻井技术，尤其是钻井液技术的发展也是重要的动力源之一。塔河油田的主力油藏位于奥陶系的裂缝型灰岩地层中，埋深在5300m以上，有二套地层，一套不含盐膏，位于塔河油田老区块；另一套含有巨厚盐膏层，位于塔河油田外围新区。中国石化西北分公司针对塔河油田存在的主要钻井液技术问题，组织联合攻关，通过近5年的努力，较好解决了三叠、石炭系井眼坍塌，巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻和奥陶系裂缝性油气藏的损害等技术难题，为塔河油田增储上产、降本增效做出了巨大贡献。

一、塔河油田存在的主要钻井液技术问题分析

1、三叠、石炭系井眼坍塌问题

长期钻井实践表明：塔河油田三叠、石炭系存在严重的井眼坍塌问题，钻井中经常会遇到大面积突发性井眼坍塌，严重时必须反复划眼和通井，不仅影响了钻井速度，而且影响了成井质量，给后期的测井、固井、测试等作业埋下了隐患。我们随机的对2002年和2003年施工的30口井进行了统计分析，5000m以下地层扩大率在0-10%的井7口、10-15%的井6口、15-20%的井5口、大于20%的井12口。统计数据说明塔河油田三叠系、石炭系地层存在严重的扩径问题。从井径曲线看，三叠、石炭系井径很不规则，小的缩径率达2%以上，大的井径测不到边。

2、巨厚盐膏层钻井液问题

塔河油田外围新区石炭系的膏盐层具有埋藏深、厚度大、蠕变速度快，钻井中极易发生塑性蠕变卡钻。早期在该区及其外围施工30余口井，虽然沙10、沙24、沙42、乡1、轮南46等井成功地钻穿了巨厚盐膏层，但大多数井都发生了不同程度的井漏、阻卡、套管变形甚至挤毁等问题，半数以上井因井漏、盐膏层蠕变卡钻、井眼坍塌埋钻等事故而被迫提前完钻或弃井。综合分析认为：①井身结构上没有采取专打专封的方案，使上低下高不同的压力体系处于三开同一裸眼段，地层岩性特征、孔隙压力和坍塌压力变化大，为了安全钻进石炭系的膏盐层，需要提高钻井液密度以减少盐膏层蠕变速度，而高的钻井液密度会把上部地层压漏，因此在进入盐层前提高地层承压能力是盐层钻井的技术难题之一；②盐膏层塑性蠕变速度快，而钻井液密度因地层原因又不能提的很高，所以选择钻井液含盐浓度是一个技术关键，高了会降低盐层溶蚀速度，甚至在上返过程中形成盐重结晶，而低了又不能保证井眼稳定，因此控制钻井液氯根平衡范围也是盐层钻井成败的关键技术之一。

3、奥陶系油气保护问题

奥陶系油气资源储藏于灰岩的裂缝溶洞中，油藏压力在 1.08-1.10g/cm3之间，钻井液密度窗口非常窄，稍高即漏、稍低则喷。油藏非均质性强，裂缝开口大小和方向无规律可循，但连通性好。如S48井在奥陶系灰岩储层施工过程中，静止就涌，循环则漏，平衡点很难掌握，奥陶系仅揭开7m，漏失钻井液和油田水超过2700m3，不得不被迫提前完钻。再者，对于裂缝性储层，在地面测得的岩心裂缝宽度与井下实际裂缝宽度有较大的差别，因为地层裂缝在井下原始状态下受地应力的作用，其宽度随应力的变化而变化，难以大量的准确获取裂缝宽度等重要参数，导致无法制定具体、针对性强的油气层保护技术措施，如防漏、堵漏、解堵技术措施等。因此奥陶系油气藏的漏失问题是制约塔河油田提高油气产量的瓶颈问题。

二、技术攻关与技术引进

针对上述技术难题，中国石化西北分公司联合大专院校、科研院所进行集体攻关，通过技术创新和技术引进，形成了硬脆性泥页岩防塌、弱胶结地层承压堵漏、欠饱和盐水钻井液及屏蔽暂堵或欠平衡钻井保护油气层等多项技术。

1、三叠、石炭系防塌技术

（1）三叠系、石炭系井眼失稳机理

通过对三叠系石炭系地层原始岩心的完整性、层理及微裂隙的发育情况，地层粘土矿物总量、粘土矿物组分，地层分散性和水化膨胀性，泥页岩浸泡以及岩石力学和测井资料求取地层坍塌压力等系统分析研究后，认为塔河油田三叠系石炭系地层失稳的机理原因是：

①三叠、石炭系地层存在纵横交错的微裂隙，这些微裂隙为钻井液中自由水进入地层提

供了通道。

②三叠、石炭系地层分散性粘土矿物和膨胀性粘土矿物含量较高，而且水化膨胀能力和分散性都较强，一旦钻井液中的自由水沿微裂隙进入泥页岩中，泥页岩的水化膨胀和水化分散就不可避免，因此粘土矿物的水敏性是引起井眼失稳的必然原因。

③地层坍塌压力较高，现场使用泥浆密度偏低，加之起钻抽吸，易导致突发性大面积坍塌。

（2）主要技术对策

①依据求取的地层坍塌压力，三叠、石炭系钻井液密度应控制在1.28-1.32g/cm3。

②通过屏蔽封堵技术，在微裂隙发育的泥页岩井壁形成类似于橡皮套的屏蔽层。该屏蔽层渗透率低，具有一定强度，一方面阻止钻井液滤液进入地层，另一方面通过屏蔽层来加固硬脆性泥页岩地层。

③采用钾基聚磺防塌钻井液体系。使用高浓度聚合物胶液和预水化坂土浆进行维护，保持较高的切力和动塑比，满足携岩洗井要求；钻进中利用大高分子聚合物絮凝剂清除无益固相，小阳离子提高泥浆抑制分散能力；HV-CMC提高井浆抗盐、钙污染能力；SMP、KPAN降低钻井液的失水，改善泥饼质量；并加入适量液体润滑剂，降低起下钻阻力。

2、巨厚盐膏层钻井液技术

巨厚盐膏层的穿盐关键技术主要是：在进入盐层0.5-1.0m时要停钻，依据盐层钻井需要的钻井液密度进行先期承压堵漏，然后将聚磺钻井液转换为欠饱和盐水聚磺钻井液，并严格控制氯根含量范围，保证欠饱和钻井液对盐膏层的溶蚀速度，使盐层塑性蠕变速度与溶蚀速度达到一个动态平衡，以保证安全钻井、测井和下套管作业。

（1）先期承压堵漏技术

①钻进过程中，随钻加入多功能屏蔽暂堵剂PB-1和高软化点的沥青提前进行屏蔽暂堵护壁，以减少后续承压堵漏作业时间。

②在钻遇盐膏层后停钻，当随钻屏蔽暂堵材料不足以提高地层承压能力时，可采用复合堵漏材料，如PB-1、CXD、云母等配合堵漏稠浆进行全裸眼钻井液憋压封堵。采用该技术可使地层承压能力提高到1.80 g/cm3左右，完全满足下部盐层钻井需要。

（2）盐层钻井液密度及盐度的控制

目前控制巨厚盐膏层塑性蠕变速度的方法主要有二种：一是提高钻井液密度，降低盐膏层蠕变速率；二是降低盐饱和度，保持与蠕变缩径相当的溶解扩径率。但多数盐膏层的上、下地层均存在破漏压力低的问题，因此实际作业时钻井液密度不可能太高；此外由于盐膏层在低饱和盐水钻井液中的溶解速度很快，钻井过程中盐水钻井液很快处于饱和状态，要保持较低含盐度，需要对循环钻井液进行大量的置换，这显然是不现实的。最好的解决方法是允许盐膏层钻进过程中蠕变速度与溶解速度的达到一个动态平衡，只要控制盐膏层井眼蠕变速度在确定的安全钻井和下套管时间内即可。

①系统研究表明，塔河油田外围新区穿盐钻井液密度控制在1.60-1.75g/cm3比较合适。

②根据钻井液密度图谱和一定温度范围内不同矿化度钻井液溶蚀盐岩速度，要求聚磺欠饱和钻井液在钻井过程中[Cl-]维持在10～17×104mg/l。

3、奥陶系灰岩裂缝型地层油气层保护技术

奥陶系的油气损害主要以钻井液的漏失为主，因此油气保护重点是防漏和堵漏。如果钻遇微裂缝地层，当钻井液密度控制不当、粒度分布不合理时，钻井过程中易发生漏失；如果钻遇大的裂缝地层和溶洞，钻井液的大量漏失或者有进无出，会对油气层造成巨大的损害。原因是：虽然钻井液的粘度不高，但与一定粘度的原油相遇后，钻井液因与原油的接触和相混粘度会很快增加，另外在井下高温高压条件下这种混合物会形成胶凝而无法流动，从而堵塞与其接触的油流通道，使油气产量达不到预期目标。其具体对策如下：（1）在钻井液中加入2%的屏蔽暂堵材料，如PB-1、QS-2、DF-1等，防止小裂缝型地层的漏失。

（2）根据地层压力，采用低固相、低密度、低粘切钻井液实现微超平衡压力钻井，并避免开泵过猛、下钻过快，减少液柱激动压力，降低钻井液的漏失速度。

（3）当钻遇大型裂缝和溶洞型地层时，引用欠平衡压力钻井技术钻进，防止钻井液的恶性漏失。

三、取得的主要成果

1、三叠系、石炭系防塌钻井液技术现场应用结果

通过三叠系、石炭系防塌钻井液技术研究，形成了配套钻井液技术，使三叠、石炭系井径扩大率明显减少。例如TK634井是一口长裸眼井，二开裸眼井段长达4749m,采用该技术后，三叠系平均扩大率为5.82%、石炭系扩大率为5.43%，比邻井TK609井（22%）、TK612井（18%）、S80井（32%）明显降低。目前塔河油田开发井已将原来的四级结构改变为三级长裸眼井身结构。由于防塌技术的进步以及井身结构的简化，建井周期从原来的100多天下降到了70天以内，综合钻井成本节约近200万元、井径扩大率从原来15%以上下降到了10%以内，考虑油井提前投产带来的效益，其技术经济效益是十分显著的。

2、盐层钻井液技术的现场应用结果

2002年在S105井首次应用上述穿盐技术，顺利完成了承压堵漏、欠饱和盐水钻井液的转换。由于钻井中控制钻井液密度1.65-1.70g/cm3，[Cl-]含量维持在15～17×104mg/l，在5200m实测的缩径率与扩径率差值是0.003/h，计算安全下套管时间在40小时，所以起下钻、测井和下套管作业均很顺利。到目前为止，共完钻盐层井42口，成功率100%，并在S106、S111等井的盐下地层中发现了丰富的油气资源，大大拓展塔河油田的范围。目前正在开展

新的一轮降低钻井液密度及螺杆加PDC钻头提高钻速的盐下优快钻井技术研究。

3、奥陶系油气层保护现场应用结果

目前奥陶系地层采用低粘、低切、低密度聚磺钻井液体系，随钻加有保护油气层的屏蔽暂堵材料，遇小漏时通过提高封堵材料加量控制井漏；如发生恶性漏失，立即采用欠平衡压力钻井技术恢复钻进。由于目前技术措施得力，由井漏引起的油气层保护问题得到明显改善。

四、结论

1、通过控制钻井液密度、强化钻井液封堵护壁能力及钾基聚磺钻井液的化学防塌

能力，可有效解决三叠、石炭系的井眼坍塌问题。

2、通过承压堵漏可以提高地层承压能力，保证密度达1.65g/cm3钻井液穿盐时不

发生漏失。

3、只要控制欠饱和盐水钻井液的[Cl-]含量在10～17×104mg/l、密度在

1.60-1.70g/cm3，即可保证盐层段起下钻、测井和下套管的安全作业。

4、采用随钻封堵和欠平衡压力钻井技术可有效防止奥陶系裂缝型地层的井漏，从

而保护油气层。

参考文献

[1]王程忠等.利用屏蔽暂堵技术解决塔河油田长裸眼井的地层渗漏问题[J].石油钻

探技术,2003,31(1):60-61.

[2]孟庆生，江山红等，塔河油田盐膏层钻井液技术..钻井液与完井液.2003,19(6),74~76.

[3]鄢捷年，钻井液工艺学。石油大学出版社。2001