Abstract: Yi184-X7 well is a gas injection well located in the central fault step zone of the bonan sag in Zhanhua sag of Jiyang depression. The well is faced with the problems of severe grouting in the upper strata, easy collapse in the bottom of dongying and shahejie, high formation pressure coefficient and narrow density window in the Es4. After in-depth study of each geological horizon and comparative analysis with adjacent Wells, reasonable drilling fluid technical measures were developed. The well was drilled to a depth of 4133m on November 6, 2018 at 6:00 am for completion. Second section transformation in the process of drilling mud system is the key, Third section drilling fluid rheological property adjustment is the key, and high density drilling fluid performance maintenance is different from other Wells, fertilizer compatibility is better, and add quantity should timely, uniform and sufficient, ensure the effective content, forming quality of mud cake, so as to reduce water loss and friction, to guarantee the stability of borehole wall, prevent complicated accidents.
关键词 垮塌；转型；防塌；泥岩；密度窗口
Keywords: sloughing control; transformation; anti-sloughing; mudstone; density window
义184区块位于渤南油田南部，区域构造位置为沾化凹陷渤南洼陷北部，东靠孤岛凸起。主力含油层系为下第三系沙河街组沙四上3、4砂层组，属低孔、特低渗砂岩储层。该区块部署总井数27口，平均井深4233.26m，水平位移井斜角：21.34°～29.19°，井底位移：194.24 ～886.76m。义184-7井是该区块的一口注气井，该井完钻井深4133m，该井使用复合盐钻井液体系，三开井眼扩大率2.23%。
1 钻井液施工的重点及难点问题
（1）小循环钻进期间明化镇组泥岩造浆控制；
（2）馆陶组地层为砂泥岩互层，地层造浆性差,且易造成振动筛跑浆，泥浆性能不稳定；
（3）馆陶组底部含厚层状底砾岩，钻井液应具有一定的携岩能力；
（4）东营组中部泥岩造浆严重，而东营组底部存在易垮塌泥岩段；
（5）沙三段有易垮塌的油泥岩、油页岩；
（6）沙四段密度窗口窄，易出现反复交替的油气侵和井漏。
2 钻井液体系优选
根据地层岩性优选的各井段钻井液体系见表1。
3 分段钻井液技术[1-3]
3.1 一开钻井液技术
3.1.1 地层特点
一开钻遇平原组，钻遇地层岩性以棕黄色粘土及松散砂层为主，成岩性差、胶结疏松。大井眼施工，钻井液应利于携岩，防止疏松地层垮塌。
3.1.2 钻井液维护处理措施
（1）一开采用清水小循环钻进，以清水维持泥浆量，钻进中根据井下实际补充增黏剂，保持钻井液具有较强的携带和悬浮能力，同时工程上以大排量来满足大井眼携带岩屑的需要。
（2）钻至设计井深后，要进行充分的循环和通井，确认井底清洁后，用增黏剂HV-CMC配封井浆30 m3（粘度60s以上）封井后方能起钻，以确保下套管和固井的顺利施工。
3.2 二开钻井液技术
3.2.1 地层特点
明化镇组：上部浅灰色、灰黄色砂岩夹棕黄色泥岩；下部紫红色泥岩夹浅灰色粉砂岩。
馆陶组：上部为紫红色、灰绿色、浅灰色泥岩与浅灰色砂岩、泥质砂岩呈不等厚互；下部为厚层状灰白色砂岩夹灰绿色、浅灰色泥岩；底部为厚层状底砾岩。
东营组：上部灰色、灰绿色泥岩与浅灰色砂岩、泥质砂岩呈不等厚互砂岩；下部以灰色泥岩、砂质泥岩为主夹砂岩。
沙一段：以灰色、深灰色泥岩、灰质油泥岩间互层，底部以灰褐色油页岩、油泥岩为主夹生物灰岩及薄层白云岩。
沙二段：灰色粉细砂岩、泥质砂岩为主夹灰绿色泥岩、砂质泥岩。
沙三上：岩性以深灰色泥岩、灰褐色油泥岩、油页岩为主夹砂岩。
沙三中：岩性以浅灰色细砂岩、灰质粉砂岩与深灰色泥岩、油泥岩呈不等厚互层。
3.2.2 钻井液维护处理措施
（1）二开小循环开钻，用一开完钻泥浆小钻压将钻铤吊打出表层套管，再加入清水稀释，并加入1% CaCl2，将钻井液漏斗黏度调整至28s左右，开钻后按每100m进尺200kg的加量加入CaCl2，保持Ca2+含量为（1500～2000）ppm左右。明化镇钻进期间漏斗黏度应控制在（28～32）s。
（2）钙处理钻井液黏切较低，应避免停停打打、定点循环，停泵期间要加强活动钻具，中途起钻可考虑使用封井措施。
（3）馆陶组钻进时，粘度控制在32-34s，密度1.10-1.12g/cm3，钻至馆陶组底部停止加入CaCl2，自然消耗Ca2+，钻进中及时补充浓度为（1～1.5）%聚丙烯酰胺胶液，增强钻井液的絮凝包被能力，提高抑制性。利用改性铵盐调节钻井液流变性，使钻井液维持低密度较低黏切，以利于快速钻进并保持适当的冲刷能力，防止泥岩缩径并适当控制井径扩大率。
（4）如果钻穿馆陶组后起钻换钻头，充分循环振动筛无返砂后，用30方井浆+0.5t LV-CMC封井起钻。
（5）2300m(东营组中部)开始补充0.5% LV-CMC和0.5%KFT，逐渐将API滤失量15mL以内，漏斗黏度34-36s，密度在1.10-1.15g/cm3，根据需要可加入铵盐调整钻井液流变性。
（6）2400m加入5-7%KCl和5%NaCl将钻井液体系转化为复合盐钻井液体系。KCl和NaCl加入循环两周后调整钻井液性能，加入1%KFT和1%SMP-1将中压失水降低至6ml左右，密度控制在1.15 g/cm3左右，粘度36-40s。
（7）钻至2500m（东营组底前200m），进一步降低失水至5ml左右，并加入0.5%的氨基聚醇，逐步提高钻井液的抑制性；加入3%超细碳酸钙和2%的改性沥青提高钻井液的封堵防塌能力。
（8）钻进过程中，充分利用固控设备，特别要加强使用离心机，尽量除去无用劣质固相，保证钻井液的清洁，为后期提高钻井液密度做准备。
（9）2800m（沙二段）后加入1%KFT降低中压失水至小于5ml，加入1%SMP-1提高钻井液的抗高温能力，将高温高压失水降低至20ml，钻井液密度提高至1.30 g/cm3。
（10）2900m加入2% SMP-1和0.5%DSP-2提高钻井液的抗高温能力，将API失水降低至4ml，高温高压失水降低至15ml，钻井液密度提高至1.40 g/cm3，粘度40-45s。
（11）3000m后逐渐将钻井液密度提高至1.45 g/cm3，维持API失水小于4ml，高温高压失水15ml，粘度40-50s。
（12）二开完钻前100m，适当放开钻井液性能控制，使粘切自然上涨，控制钻井液漏斗黏度50-60s，切力3-5/6-15 Pa，密度1.50g/cm3以内，API滤失量小于4mL， pH值8.5。
（13）下套管起钻前可在原井浆基础上配制性能良好的封井浆进行封井，保证下套管顺利。封井浆配方：井浆+1%SMP-1+1%塑料小球。
3.3 三开钻井液技术
3.3.1 地层特点
沙三下：以灰色泥岩、灰质泥岩、灰质油泥岩为主夹薄层灰质粉砂岩、细砂岩。
沙四上：上部岩性以灰白色石膏岩、膏质泥岩与深灰色泥岩、灰质泥岩不等厚互层，顶部见两层深灰色泥质白云岩，底部夹少量灰色砂岩。下部砂岩与泥岩不等厚互层。
3.3.2 钻井液维护处理措施
本段钻遇地层为沙三、沙四段。该段钻井主要任务为防塌防漏，防油气侵。钻进中根据现场压力及时调整钻井液密度，确保钻井施工安全。
（1）钻井液配方：0.3-0.5%PAM+5%NaCl +2%KFT+2%SMP-1+0.5%DSP-2+3-5%超细CaCO3+2-3%改性沥青+SF-4（适量）
充分循环均匀，调整性能至：密度：1.50-1.55g/cm3, FV:45-50s, PV：15-25mPa.s, YP：6-12Pa，G：2-4Pa/6-18Pa， API失水≤4ml，HTHPFL≤12ml。
（2）沙三段下地层以灰色泥岩、灰质泥岩、灰质油泥岩为主夹薄层灰质粉砂岩、细砂岩。灰质油泥岩剥蚀掉块严重，容易造成井下复杂情况，施工时钻井液主要应强化防塌措施：一是使用抑制封堵效果好的防塌钻井液体系；二是使用抗高温类降滤失剂（本井主要使用磺甲基酚醛树脂、磺酸盐共聚物降滤失剂），尽量降低钻井液的高温滤失量，提高钻井液的热稳定性及抗高温能力；三是使用改性沥青和超细碳酸钙加强对地层孔隙和微裂缝实施封堵，形成致密的泥饼，阻止滤液进一步侵入；四是进入沙河街地层前提高钻井液密度，做好防喷工作；五是保持合适的流变参数和排量，随着井深的增加，逐步提高钻井液的粘切指标，形成平板型层流，减轻钻井液对井壁的冲蚀；最后尽可能减少起下钻及开泵压力激动，减小钻具对井壁扰动或撞击。
（3）沙三段地层含有油泥岩，钻遇油泥岩时，钻井液应保持良好的流变性和致密的泥饼，控制粘度视情况加入0.5-1.5%硅氟稳定剂。
（4）钻至3400m钻井液密度提高至1.60 g/cm3，粘度45-50s。钻进过程中及时补充封堵类材料，控制改性沥青和超细碳酸钙含量分别在2-3%、4-5%，进一步增强钻井液的封堵性能，减少滤液侵入，进一步提高抑制防塌能力。
（5）井深3550m（沙四段）密度提高至1.70 g/cm3，粘度45-50s，补充2-3%SMP-1提高钻井液抗高温抗盐能力，钻井液中压失水、高温高压失水必须严格控制在设计要求范围内，API失水小于4ml，高温高压失水小于12ml。
（6）3650m（沙四段）控制密度1.70 g/cm3，，维持API失水小于4ml，粘度控制50-60s，G3-6/6-20。
（7）三开钻进过程中，及时补充工业盐含量在5%左右。
（8）三开设计最高密度1.80 g/cm3，根据前两口井的施工经验，1.70 g/cm3能满足施工需要。全井加重要均匀，每个循环周提高密度不超过0.03 g/cm3，原则上钻进时全烃值低于20%不提高钻井液密度。起钻前，认真做短起下作业，下钻到底测量计算油气上窜速度，根据油气上窜速度以及井深确定是否提高钻井液密度，如果需要再提高钻井液密度，可以提前在钻井液中加入纤维类堵漏剂预防井漏的发生。
（9）钻进过程，使用好固控设备，控制固相含量及含砂量在设计范围内；补充胶液采用细水长流法加入，维持钻井液性能相对稳定，避免性能大起大落，出现复杂情况。
（10）在钻达油层井段前100-150米调整好钻井液性能（密度、滤失量、固相含量等参数）满足设计要求，做好油气层保护工作，控制在API失水在4ml以内，控制HTHP失水在12ml以内，满足保护油层的需要。
（11）进入目的层井段后每次起钻前要确定井下油、气、水层的压力情况，搞好短程起下钻，测量循环周，确定油、气、水的上窜速度在安全范围内，方可起钻。
（12）加强坐岗，要注意观察井口返浆情况以及振动筛上的岩屑返出量、岩屑形状的变化，及时调整钻井液性能，防油气侵防漏。
（13）三开完钻前100m，根据现场情况混入20%膨润土浆，提高钻井液粘切，控制钻井液漏斗黏度65-75s，切力5-7/15-20 Pa，密度1.68-1.70g/cm3，API滤失量小于4mL，HTHPFL小于12ml， pH值8.5。
（14）电测起钻前可在原井浆基础上配制性能良好的封井浆进行封井，保证电测顺利。封井浆配方：井浆+1%SMP-1+3%玻璃大球。
4 结论
（1）义184-斜7井钻井液体系是根据地层特征进行分段选择的。该套钻井液体系具有很好的抑制性能，有很强的悬浮携带、护壁防塌、润滑防卡能力，成功地解决了该井不同井段施工的难点。
（2）长裸眼井施工的关键是井壁稳定，井壁稳定的关键是泥饼质量，而优质泥饼的形成在于处理剂的优选与配伍上。
（3）三开钻井液流变性控制是关键。三开井段地层含灰质油泥岩，且义184块是高压低渗地层，良好的流变性能够轻油气污染。
（4）义184区块沙四段钻进时，密度控制是重中之重。沙四段密度窗口窄，易发生反复的井漏和井涌，沙四段钻进时应保持低密度钻进，以防止井漏为主。
参考文献
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论文作者:孙亚荣
论文发表刊物:《科学与技术》2019年第12期
论文发表时间:2019/11/14
标签：泥岩论文; 钻井液论文; 密度论文; 地层论文; 砂岩论文; 灰质论文; 油泥论文; 《科学与技术》2019年第12期论文;