裸眼水基钻井液替换油基钻井液技术

祝学飞，严福寿，舒义勇，孙良国，沈仁东

（川庆钻探塔里木工程公司，新疆库尔勒841000）



裸眼水基钻井液替换油基钻井液技术

祝学飞，严福寿，舒义勇，孙良国，沈仁东

（川庆钻探塔里木工程公司，新疆库尔勒841000）

祝学飞等.裸眼水基钻井液替换油基钻井液技术[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：56-59.

摘要塔里木油田库车山前克深区块“库姆格列木群”层位岩性属于复合盐膏层，该盐膏层具有压力系数高、裸眼长、易塑性变形等特点，均用油基钻井液钻进。KS603井钻遇该层位中途完钻时发生井漏，为避免油基钻井液在下套管过程中出现恶性井漏，采用欠饱和盐水钻井液替换油基钻井液完成中完作业。施工过程中，在隔离浆中加入高碱比抗盐钙降黏剂碱液，利用碱液的稀释特性与OH-离子对油基钻井液中Ca2+的中和作用，使隔离浆始终保持较低黏切；因隔离浆中不能加入堵漏材料，在隔离浆之后的第一罐井浆中加入8%堵漏剂，提高井浆的防漏能力，避免替浆过程中发生井漏；为保证盐膏层井壁稳定，替浆密度为2.39 g/cm3，严格控制钻井液中的Cl-含量不小于1.8×105mg/L,避免盐晶颗粒过多地溶入钻井液中，同时使用盐重结晶抑制剂NTA-2；下套管前进行承压堵漏作业。钻井液性能稳定，在中完作业过程中光钻铤、单扶、三扶、四扶通井、测盐层蠕变静止72 h后四扶通井、下套管、固井作业均一次性成功，井壁稳定、井下安全。

关键词盐膏层；井漏；欠饱和盐水钻井液；油基钻井液；高密度钻井液；克深区块

KS603井2 520～3 680 m井段用油基钻井液钻进，钻头尺寸为φ431.8 mm，裸眼段长1158 m，井筒内容积多达570 m3，钻遇层位“库姆格列木群”，岩性为复合盐膏层，在三扶通井起钻过程中发生井漏，漏失密度为2.39 g/cm3的油基钻井液188.3 m3。为避免油基钻井液在下套管过程中出现恶性井漏而导致井下复杂与成本过高，采用欠饱和盐水钻井液替换油基钻井液完成中途完钻作业，而用欠饱和盐水钻井液在裸眼替换出油基钻井液，目前没有任何先例可以借鉴，替入欠饱和盐水钻井液之后的井下风险也不可预计。

1　技术难点与对应措施

1.1相溶性

油基钻井液与水基钻井液的组分差别较大，2者混合后由于相容性极差，形成果冻状、絮凝状混合物，在替浆过程中2者接触面产生的高黏效应易引起泥浆泵高泵压，甚至憋泵而出现复杂情况，在复合盐膏层复杂井段更易出现卡钻等事故。

传统方法是使用2～3 m3油基钻井液基液或柴油作为隔离液，但使用井次实际效果均不理想。分析油基钻井液中影响水基钻井液的主要组分为油相与钙离子含量[4]，滤液中油相含量为35%～40%，Ca2+含量为6 000～7 000 mg/L，高浓度钙离子对黏土颗粒双电层破坏、絮凝引起黏土颗粒聚结形成粗分散，进一步引起欠饱和盐水钻井液性能恶化。通过配制低黏度、切力抗钙隔离浆解决问题，隔离浆中加入高碱比抗盐钙降黏剂碱液，利用碱液的稀释特性与碱液中的OH-离子中和油基钻井液中的Ca2+，使隔离浆始终保持较低黏度、切力，避免替浆过程中出现泥浆泵高泵压现象。该井整个替浆过程排量为15～35 L/s、泵压在5～25 MPa范围，耗时7.5 h，泵压平稳，未出现任何泵压异常。隔离浆与油基钻井液相溶性实验见表1。油基钻井液为现场油基井浆。

表1　隔离浆与油基钻井液相溶性实验

由表1可知，隔离浆与油基钻井液在1∶1、2∶1、1∶2的比例下，流变性与静切力都在理想范围内，Ca2+浓度均下降，能满足泥浆泵泵入要求，满足施工需要。

1.2井漏

该井前期油基钻井液中途完钻作业期间发生井漏，第1次采取桥浆静止堵漏[1]，浓度为21%，堵漏配方为：6%核桃壳（细）+8%核桃壳（中粗）+ 3% SQD-98（细）+3%SQD-98（中粗）+1%锯末；第二次采取桥浆静止堵漏，浓度为26.5%，配方：1.5%核桃壳（粗）+6%核桃壳（细）+8%核桃壳（中粗） + 3% SQD-98（细）+3%SQD-98（中粗）+1%锯末+ 4% KGD-4。为防止井下复杂与事故，2次堵漏都未进行承压作业，在替浆作业过程中需解决井漏以及后期中途完钻作业井漏问题。

在隔离浆中加入2%KGD-1，替浆过程中为防止漏失的发生，在隔离浆之后的第1罐井浆中加入纤维类堵漏材料（2%核桃壳（细）、2%SQD-98（细））与刚性堵漏材料（4%KGD-1），总浓度为8%，既能避免因堵漏剂加在隔离浆中产生高黏度、高切力导致高泵压的现象，又提高了井浆的防漏能力，该次替浆未发生井漏。后期光钻铤、单扶、三扶、四扶通井、测盐层蠕变静止72 h后四扶通井均采用低浓度纤维类堵漏浆进行垫底封堵。下套管前进行承压堵漏作业，堵漏配方为：2%核桃壳（细）+ 2%SQD-98（细）+2%SLD-1+2%KGD-1，总浓度为8%，憋压5 MPa未漏，满足下套管条件。

1.3井壁稳定

油基钻井液主要组分为柴油等，该井油水比达到80∶20，自由水以W/O的形式存在，完全失去活性，钻开新地层后，由于没有自由水的存在，地层岩屑吸收不到自由水，所以井壁比较稳定。替入饱和盐水钻井液后，由于自由水比例的增加，地层岩性的极性亲水特性，使井壁吸水性增强，瞬时失水增加，一是井壁岩性吸水引起水敏性井壁失稳，二是结晶盐岩溶入井浆形成大肚子，盐间泥岩失去支撑导致掉块发生，膏岩吸水膨胀导致缩径发生，最终导致井壁失稳，造成井下复杂[2]。

1.3.1确定合理的钻井液密度[6]

从力学角度出发，在满足井控和井壁稳定的前提下，应尽可能地控制较低的密度，钻井液液柱压力与地层压力平衡是防塌技术中最简单最有效的技术手段，将钻井液密度严格控制在地层安全密度窗口内。该井钻进期间密度为2.39 g/cm3，中途完钻期间密度为2.41g/cm3时发生井漏，且在井深2 590 m、2 628 m处有高压盐水层，结合前期钻进与堵漏情况，确定替浆密度为2.39 g/cm3。

1.3.2强化封堵

从水敏性角度出发，井壁稳定措施之一就是采用力学稳定剂，强化封堵防塌措施。有效控制钻井液液柱压力向地层深度传递，有效控制钻井液的高温高压滤失量及滤饼的渗透率，加入刚性封堵性材料和可塑性变形材料以增强体系的封堵能力。维护过程中加入胶体沥青类、乳化石蜡类封堵剂，对井壁进行封堵，同时配合胶液维护，严格控制API滤失量与高温高压滤失量。

1.4结晶盐析出

复合盐膏层中的氯化钠以结晶盐形式存在，替换为欠饱和盐水钻井液后，由于自由水的增加，在温度差作用下，下部过饱和钻井液在环空上返及地面流动过程中，出现盐重结晶现象[3]，出现堵钻头水眼、井径缩小、 扭矩增大、 憋停顶驱、 发生盐卡等井下复杂或事故。引入盐重结晶抑制剂NTA-2，它以金属有机络合物为主料，无机络合物为辅料，经合成工艺制成，通过特定金属离子的掩蔽作用，改变氯化钠晶体的形状，使其由立方体变为树枝状、雪花状。溶入钻井液后，选择性地吸附在刚析出的盐晶表面，使盐晶体颗粒发生形变，阻止盐晶颗粒继续析出，从而降低钻具摩阻、 盐结晶卡钻的可能，降低钻井风险。加量范围在0.2%～0.5%，过高则会影响钻井液流变性。在40%饱和盐水中加入0.5%NTA-2放置一定时间，观察其结晶情况，实验结果见图1。

图140%饱和盐水引入NTA-2前后钻井液的结晶情况

2　钻井液配方及性能评价

2.1钻井液配方

根据地层特性与饱和盐水钻井液特性，结合室内实验，选择为欠饱和盐水钻井液体系，配方如下。

水+1%膨润土+1.5%NaOH+8%SMP-Ⅲ+3% SPNH+3%SMC+1%Redu1+8%KCl+25%NaCl+3%抗盐钙降黏剂+5%抗盐极压润滑剂+2%胶体沥青+2%乳化石蜡+0.5%NTA-2+重晶石

2.2热稳定性

欠饱和盐水钻井液配制完毕，在10个循环罐中各取1份搅拌均匀后，在100 ℃下分别热滚24、48、72 h进行热稳定性实验，结果见表2。由表2可知，钻井液热滚24、48、72 h后，塑性黏度值均上升，但上升趋势不明显，分析原因为受钻井液中盐含量的影响；动切力值、φ6、φ3、静切力变化不明显，滤失量没有变化，说明钻井液热稳定性较好。

表2 钻井液热稳定性实验

2.3抗石膏污染稳定性

在实际钻井过程中，对钻井液流变性影响最大的是复合盐膏层中的石膏，因此对钻井液抗石膏污染非常有必要，考虑该井处于中途完钻作业，实验加量最大值做到1%，实验结果见表3。由表3可知，石膏加量在0.5%、1%时，热滚前后塑性黏度、动切力、φ6、φ3、静切力、滤失量变化不明显，说明该钻井液抗石膏污染能力较强。

表3 石膏对钻井液污染实验（100 ℃）

3　现场维护处理

1）流变性控制。坚持以预防为主、处理为辅的原则，钻井液在满足悬浮重晶石的前提下，尽可能保持低黏度、切力，利于流变性控制。一是控制合理的膨润土含量（8～12 g/L）；二是所有处理剂配浆时一次性加足，维护时必须配成胶液均匀补充入井，对钻井液充分护胶；三是黏度、切力升高时，使用低浓度SMP-Ⅲ、SPNH、SMC与高浓度抗盐钙降黏剂、NaOH复配维护，对钻井液进行护胶+降黏处理[6]，及时降低钻井液黏度切力在合理范围。

2）盐含量控制。要求Cl-含量不小于1.8×105mg/L[7]是高压巨厚盐膏层安全钻进的保障。加入井浆的胶液Cl-浓度必须与井浆Cl-浓度等量，按配方加入8%KCl和25%NaCl，防止井下出现盐溶失去支撑作用而导致非盐膏地层垮塌掉块。因高密度钻井液中自由水含量少，严禁直接向井浆加入KCl 和NaCl，同时注意观察振动筛是否有盐结晶析出，及时补充0.2%～0.5%的盐重结晶抑制剂NTA-2。

3）润滑、防塌、井壁稳定控制。利用处理剂的复配、协同效应，严格控制钻井液的API与高温高压滤失量；密切关注井下摩阻情况，及时向井浆补充1%～2%的抗盐极压润滑剂、沥青类、乳化石蜡类润滑防塌封堵剂。

替换为欠饱和盐水钻井液后，后期中途完钻作业施工中未发生井漏，光钻铤、单扶、三扶、四扶通井、测盐层蠕变静止72 h后四扶通井、下套管、固井作业均一次性成功，井壁稳定、井下安全。下入φ365.1mm+φ339.7 mm套管历时89 h，开泵泵冲5冲，泵压0.5 MPa顶通静止钻井液。

4　结论及认识

1.低黏度切力抗钙隔离浆能解决欠饱和盐水钻井液与油基钻井液的相溶问题，能避免替浆过程发生泥浆泵高泵压现象，避免复杂事故的发生。

2.因井漏原因造成需用水基钻井液替换油基钻井液的井，在考虑水基与油基相溶性避免泥浆泵高泵压的同时，在隔离浆中不能加入纤维类堵漏材料，避免因出现高黏度和切力，导致高泵压而产生复杂。

3.保证盐膏层井壁稳定，严格控制钻井液中的Cl-含量不小于1.8×105mg/L，避免盐晶颗粒过多地溶入钻井液中，同时使用盐重结晶抑制剂NTA-2，防止盐重结晶造成复杂与事故。

4. KS603井用饱和盐水钻井液替换油基钻井液后光钻铤、单扶、三扶、四扶通井、测盐层蠕变静止72 h后四扶通井、下套管、固井作业均一次性成功，开创了在复合盐膏层431.8 mm大井眼、1158 m长裸眼水基钻井液替换油基钻井液的先例。

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Displace Open Hole Full of High Density OBM with WBM

ZHU Xuefei, YAN Fushou, SHU Yiyong, SUN Liangguo, SHEN Rendong
(CCDC Tarim Engineering Company, Korla, Xinjiang 841000)

AbstractThe lithology of the “Kumugeliemu Group” in the Block Keshen (Kuche piedmont structure) of the Tarim Oilfeld is of compound salt and gypsum having high pressure coeffcients. Long open hole drilling and plastic deformation of the formations penetrated made drilling very diffcult. Oil base drilling fuids have long been used in the drilling operation. The well KS603 drilled in this area has experienced mud losses at the end of salt and gypsum drilling. To avoid losses of the expensive oil base drilling fuids during casing running，unsaturated brine muds have been used at the end of the drilling of the salt and gypsum formations. In displacing the oil base mud，a thinner solution with high concentration of alkalis is added into the spacer fuid in an effort to maintain a low viscosity of the spacer through the thinning effect of the alkali solution and the neutralization of calcium in the oil base drilling fuid with OH-. Since lost circulation material (LCM) cannot be added directly into the spacer，the frst pit of mud displaced into the hole will be treated with 8% of LCM to avoid losses of the mud. To maintain the borehole stability of the salt and gypsum formations，the displacing mud will be weighted to 2.39 g/cm3, and the chloride maintained at no less than 1.8×105mg/L to avoid the dissolution of formation salts. NTA-2 is used in the displacing mud to avoid salts from recrystallizing. Before running the casing strings, the compressive capacity of the weak points along the borehole is increased with LCMs to avoid mud losses during casing running. The properties of the displacing fuids have been proved stable by feld operations. Wiper trips using drill strings with no centralizers，one centralizer，three centralizers，or four centralizers have been performed without a hitch. After 72 hours of waiting for logging the creeping of the salt and gypsum formations，a wiper trip with four-centralizer drill string，the casing running，and the well cementing have all been done right the frst time. The borehole wall has remained stable during the operation，with no downhole troubles occurred.

Key wordsSalt and gypsum formations； Mud loss； Unsaturated brine drilling fuid； Oil base drilling fuid； High density drilling fuid；Block Keshen

中图分类号：TE254.3

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0056-04

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.011

第一作者简介：祝学飞，工程师，1983年生，主要从事钻井液技术研究工作。E-mail：253183111@qq.com。

收稿日期（2016-2-9；HGF=1603F9；编辑付玥颖）