哈萨克斯坦巨厚盐层SLK井钻井液设计方案与应用

（胜利石油管理局钻井工艺研究院 山东东营 257017）摘 要：SLK3井盐岩段近 4500m，盐下段泥板岩坍塌压力高，易垮塌，要求钻井液具有极强的抗盐、钙能力和抑制盐膏层的蠕变能力，同时要求钻井液具有极强的稳定井壁、防漏、堵漏能力。本井在分析地质特点的基础上，针对钻井液设计难点，选用了具有稳定井壁、抗盐膏侵、防漏堵漏与保护油气层作用的两性离子聚磺饱和盐水钻井液和两性离子聚磺盐水非渗透钻井液，并确定钻井液配方及性能参数，制定出了相应的技术对策。应用表明，两性离子聚磺饱和盐水钻井液施工盐岩段井径规则、未缩径，井身质量达到优质标准；抑制能力强，提高了钻井速度，电测、下套管、固井等完井作业顺利，能够满足钻井施工要求，取得良好效果。主题词：SLK3盐膏层井壁稳定 两性离子聚磺盐水钻井液 设计应用地质与井身结构设计简况SLK3井位于哈萨克斯坦里海东北侧的科尔占-尤阿里区块，构造上位于滨里海盆地阿斯特拉罕隆起带的东南部。地层可划分为三套层序：盐下层序（下二迭统亚丁斯克组～石炭系），孔谷阶盐岩层序（下二迭统的主体）以及盐上层序（上二迭统～新生界），地层的三分性十分明显。其中盐下和盐上是其主要的含油气层系，孔谷阶是盐岩沉积的主体，盐岩顶、底发育硬石膏。SLK3井设计井深5500m，预测盐岩顶深为620m、底深为4950m，盐岩厚度4330m，地质分层见表1。钻探目的层为石炭系，主探区块盐下地层的含油气情况，兼探烃源岩、储层、盖层发育情况，通过钻探，为整体评价盐下油气藏提供系统资料。 SLK3为该区块的第一口钻达盐下的深探井。该井设计四开结构 (不包括导管 )：用 Φ660.4mm钻头，钻至井深约 30m，下入508mm伸长导管（地面埋深约20m）；用Φ444.5mm钻头一开，钻至盐顶621m，下入339.7mm表层套管620m，封固盐顶之上易垮、易漏地层，并封住浅层气；二开用Ф311.2mm钻头钻至 3502m，下Ф250.8mm技术套管 3500m；三开用 Ф215.9mm钻头钻穿孔谷阶底盐岩、进下二迭泥岩10m+，下Φ177.8mm技术尾管4960m，封固孔谷阶盐层；四开用Ф149.2mm钻头钻至设计井深5500m（后加深至5700m），下Φ127mm无节箍生产尾管，固井后再将Φ177.8mm套管回接至井口。地层名称界 系 统第四新系生第三界系白垩中 系生界 侏罗系

表1SLK3地质分层地层岩性描述设计实际组底深底深（m（m））主要为碎屑岩、泥岩。280 338上白垩统主要为灰岩、碎屑岩。下白垩统：主要为疏松的砂岩、软而粘的泥岩或砂、泥间互层。上侏罗统主要为灰色灰岩和泥岩，中侏罗统480 483 为泥岩和砂岩互层，下侏罗统为泥岩和砂岩互层。三迭系620上二迭统孔谷4950二迭阶系下二迭统古亚丁生界 斯克 5100组巴什5500石炭中石炭统基利加深系亚组5700下石炭统

512 为暗色泥岩、页岩夹砂岩、粉砂岩。主要为泥岩，局部有砂岩或粉砂岩夹层。孔谷阶以盐岩沉积为主，盐岩厚度预计约4330m（实际4484m）。盐岩顶部为硬石膏5027所覆盖，底部为含黑色泥板岩和白云岩夹层的硬石膏；5285.4黑色非钙质泥板岩，致密、板状，含有白云岩和石灰岩夹层。上部是棕灰色灰岩，块状，分层模糊，在一5700些地方有裂缝、孔洞、有机质和有机碎屑及薄层泥板岩；下部为灰色块状灰岩。底部是泥质灰岩和泥板岩。未钻穿。钻井液设计难点及对策2.1钻井液设计难点SLK3井施工的重点和难点在盐膏层段和盐下井段。根据地质预测，盐下地层还高含H2S。2.1.1盐膏层孔谷组为巨厚盐膏层，预测 4330m，极易发生“缩、溶、胀、塌 ”，为了安全钻进，需要提高钻井液密度，而高密度的钻井液会使盐上、盐下井段的液柱压差变大，这样极易造成盐上、盐下井段的粘附卡钻、起下钻的遇阻、遇卡和低承压层井漏等问题；再者，盐膏层的塑性蠕动会造成缩径阻卡，即 “缩、溶、胀、塌、漏、阻、卡 ”等复杂情况将同时共存，而上、下二迭系地层结合部的泥岩，往往因盐层溶解失去依托而坍塌，对钻井威胁极大。。2.1.3盐下地层易塌、易漏、高含 H2S盐下下二迭和石炭系主要岩性为泥板岩、灰岩和白云岩，预测为高含硫、高压油气层。根据SLK3井在四开前取得了位于该井南部距离 18km的CG2井的部分钻井资料（该井为前苏联所钻井，设计井深 7000m，1967年7月1日开钻，1973年7月1日钻至盐下井深6028m，下入 Ф114.3mm尾管完井，1976年7月19日测试时因工程事故报废），了解到CG2井在钻进过程中，因井下掉块多和井壁崩塌，分别在 5553m、5827m、5300m侧钻了3次，第4个井眼最后也因同样的原因无法继续钻进，只得提前完井。本井盐下岩性与CG2井相似，也同样存在井壁稳定问题。根据预测，盐下石炭系储层压力系数在 1.60-2.10，地层压力变化大与不确定性，易引发井漏和井喷，油气层保护难度大。南部 100km的阿斯特拉罕油气田高含 H2S（25%）和CO2（20%），该井盐下地层中极有可能存在 H2S、CO2气体；H2S对人体、钻具、环境带来极大的危害。2.2技术思路综上分析，钻井液工艺应针对复杂地层特点，以减少井下事故复杂为中心来制定：①解决下二迭盐膏层缩径及盐下下二迭和石炭系泥板岩易坍塌等井壁失稳问题，减少井下复杂情况，确保安全钻井作业。②解决在石炭系和亚丁斯克组高压油气层、漏喷同层的压力控制及高密度钻井液的防漏问题。③高密度（饱和）盐水钻井液性能优化及调控，包括流变性、润滑性、热稳定性、防塌抑制能力、封堵能力及抗盐、钙污染能力。④解决H2S污染及保护油气层问题。根据所钻区域的地质特点，要求选用的钻井液体系必须具有：①良好的抑制性和控制地层造浆的能力；②强的抗盐、钙污染能力；③良好的润滑防卡能力；④高密度、高矿化度条件下优异流变特性；⑤良好的封堵能力，以实现防塌、防漏、提高地层承压能力与保护油层的功效；⑥高密度、高矿化度条件下良好稳定的综合性能，避免钻井液密度大幅度波动而诱发井漏和井喷等复杂情况。⑦良好的防硫、除硫性能，避免对人体、钻具的伤害。2.3主要钻井液工艺技术对策①大尺寸井眼泥岩地层造浆问题，选用具有强抑制性的两性离子聚合物钻井液体系。②石膏、盐对钻井液性能的破坏问题，选用强护胶剂，并提高主要处理剂的含量。③石膏层、盐岩层的变形问题，利用合理的钻井液密度平衡蠕变压力。④高密度钻井液润滑防卡能力的改善问题，使用高效防卡润滑剂HY-203、SDR-1。⑤盐下防塌、防漏与减少油气层的污染问题，采用非渗透技术结合屏蔽暂堵技术，改善钻井液的封堵能力。⑥高密度钻井液流变性调控问题，控制合适的膨润土含量与大小分子合适的配比。⑦为保证在高密度、高矿化度条件下钻井液具有良好稳定的综合性能，保持含盐量稳定，采用等浓度维护工艺，控制合理的膨润土含量并高效使用固控设备。⑧H2S污染问题，添加除硫剂碱式碳酸锌，提高钻井液pH值≥9.5，并压稳地层流体。钻井液设计3.1钻井液体系设计对于盐上含有渗透性漏失的砂岩地层，选用两性离子聚合物钻井液；盐膏层段选用两性离子聚磺饱和盐水钻井液；盐下井段选用两性离子聚磺盐水非渗透钻井完井液。两性离子聚合物类体系具有极强的抑制能力和抗污染能力，符合科尔占复杂地层对钻井液工艺的要求。该方案经肯基亚克油田 [1][2]20多口井的实钻验证，是完全可行的。非渗透钻井液是近两三年发展起来的一种多功能的钻井液体系 [3]。非渗透抗压处理剂KSY可在井壁岩石表面浓集形成桥塞和胶束，依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其韧性材料的可变形性，能封堵岩石表面较大范围的孔喉，在井壁岩石表面形成致密非渗透封堵膜，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，在井壁的外围形成保护层，使钻井液及其滤液完全隔离，不会渗透到地层中，可以实现接近非滤失钻井，同时能够提高井壁的承压能力，可以在较宽的密度范围内安全钻井。另外，KSY与与常规钻井液处理剂配伍性好，因此，加入KSY转化而成的非渗透抗压钻井液能较好地解决以下技术难题[4][5]：1）能有效封堵不同渗透性地层，具有广谱防漏和保护储层效果。而传统钻井液中固体颗粒桥堵作用效果却主要取决于颗粒分布与地层孔喉大小匹配吻合度，地层适应范围较窄。2）封堵层形成速度快且薄，能有效避免泥饼压差卡钻；位于岩石表面上，不会渗入到岩石深处，所以只要消除过平衡压力，封堵膜的作用就将削弱，一旦有反向压力，封堵膜就会被清除。也可采用酸化、射孔等方法解除堵塞，其渗透率恢复值大于 95%，有利于提高产能。3）形成的封堵隔层(膜)承压能力强，能提高漏失压力和破裂压力梯度，相当于扩大了安全密度窗口，能较好解决以往钻长裸眼多套压力层系或压力衰竭地层时易发生的漏失、卡钻、坍塌和油层损害等技术难题。非渗透抗压处理剂 KSY用于保护油气层已应用于乌拉尔区块盐上探井 SLW3，该井在白垩系钻遇油层 1层7.1m，6mm油嘴放喷求产，稳定日产达到 25.6m3。3.2钻井液配方设计盐 层 :4% ～ 5% 抗 盐 土 +0.3%Na2CO3+1.0%FA-367+0.8%XY-27+0.5%JT-888+1.0%NPAN+4%SMP-2+1%-2%HY-203+1%-2%HY-202+36%NaCl+0.5%-0.8%NTA(盐重结晶抑制剂)+重晶石盐 下 ： 4% ～ 5% 抗 盐 土 +0.3%Na2CO3+0.8%FA-367+1.0%XY-27+0.5%JT-888+1.0%NPAN+ 3%SMP-2 +2%SMC+1%-1.5%HY-203+1%-1.5%HY-201+3%ZD-1+2%ZX-2+1%-2%KSY+NaCl+重晶石3.3钻井液性能设计表2SLK3钻井液性能设计表地层马氏API高温分层密度pH含砂固相动切塑性漏斗失高压静切力摩阻量含量力粘度深度粘度水失水Pa/Pa值系数分层g/cm3%%PamPa.smsmlml盐上段30～1.15～60～8～2～37～8≤0.5≤14≤0.158～15～/5～86211.208051025盐层段50581.80～70～≤5≤121～3/7～9≤0.3≤42≤0.0812～40～5～202.101001570盐下段55001.60～60～≤4≤122～4/9.5～≤0.3≤42≤0.0810～20～8～152.1080111545现场应用情况及效果分析4.1工程施工简况SLK3于2005年8月5开钻，于 2006年7月6日加深钻至 5700m完钻，2006年11月8日完井。导管段用Ф660.4m钻头钻至91.6m，下Ф720mm导管91.33m；一开用Ф444.5mm钻头钻至600m进入盐层，下Ф508mm套管599.41m；二开用Ф311.2mm钻头钻至3500m，下Ф250.8mm技术套管3499.05m；三开用Ф215.9mm钻头钻至5058m，穿过盐膏层，下至5057.67m；四开用Ф149.2mm钻头钻至5700m，扩眼后下入Ф127.0mm无接箍尾管5485m。未回接φ177.8mm套管。SLK3井创一项钻穿盐膏层4488（538～5026）m最厚记录。4.2钻井液工艺技术及效果分析4.2.1一开井段(Φ444.5mm井眼)该段钻井液体系为两性离子聚合物钻井液，钻导管浆 +40m3水+500kg铵盐+100kgFA-367+200kgNa2CO3，在地面充分循环均匀。开钻性能为 :密度1.14g/cm3，粘度43s，API失水8ml，泥饼0.5mm，静切力 1/4Pa，含沙量 0.3%，pH值8。钻进中用铵盐、 FA-367、JT-888、XY-27复配胶液进行维护处理，根据地层岩性和性能情况适时调整处理剂加入的比例。由于上部地层造浆，钻进中强化固控设备使用，减少钻井液排放。针对大井眼，适当调整钻井液流变性，提高钻井液携砂悬砂能力。进尺打完后进行短起下，以清除粘附在井壁上的岩屑，并对钻过的不规则井段进行修整。下钻到底大排量充分循环洗井，保障下步特殊作业顺利进行。该段没有浅层气，钻井液密度低于设计。完钻性能:密度1.15g/cm3，漏斗粘度42s，API失水8ml，泥饼0.5mm，静切力1.5/5.5Pa，含沙量0.3%，pH值8，塑性粘度11mPa.s,动切力6Pa，氯离子22721mg/l。4.2.2二开井段(Φ311.2mm井眼)4000多m，二开段就占了近3000m，因此该段由于一开已见盐层，本井盐层巨厚达施工非常关键，如果该段成功，会为三开提供可靠的依据。A.根据一开钻井液膨润土含量，预留地面一开钻井液70m3，逐步加入现场地下水40m3、1400kgLV-CMC、800kgXY-27、400kgFA-367、1000kgSMP-2、2000kgJT-888、1200kgNaOH、280kgNa2CO3，充分循环均匀后，再加入81tNaCl，同时加入0.5%的盐结晶抑制剂，加重至 1.55g/cm3，循环均匀，性能为：密度 1.55g/cm3，漏斗粘度 65s，API失水2ml，泥饼0.5mm，切力1/3Pa，含沙量0.3%，塑性粘度52mPa.s，动切力4Pa，氯离子174530mg/l，MBT45g/l，各项指标符合要求。B．根据盐层埋藏浅、温度低，钻盐层的初始密度定为1.55g/cm3，钻进中以井下安全为原则，合理调整钻井液密度，防止膏泥岩塑性变形、缩径卡钻。加重按每循环周0.02～0.03g/cm3的幅度逐步上提，防止压漏地层。C.在二开钻进中，由于井眼大、盐较纯，必须及时补充优质的膨润土浆及护胶剂，以保证钻井液的造壁性。定期按0.8%的比例加入盐结晶抑制剂，防止盐岩结晶。盐膏层钻进禁止大量集中补充低含盐量的膨润土浆及清水，以免形成大肚子井眼，影响后期固井质量。合理控制钻井液中盐的含量，使体系处于微欠饱和状态，控制盐岩溶解。D．随着井深增加，按2%的比例在钻井液中加入无荧光环保型强力润滑剂SDR-1，以降低钻井液的摩阻、提高钻井液的润滑防卡能力。E．井深 2000m后，一次性加入 2%的SMP-2，并以2%～3%的比例及时补充，根据性能监测及时补充其它处理剂。日常维护以 LV-CMC、XY-27、FA-367、JT-888复配胶液补充，根据性能调整处理剂加量。钻井中根据井壁稳定情况，及时在钻井液中加入防塌类处理剂，来保持井壁稳定性。在本段钻井施工中，先后在井深 1788.7m、2039m、2077.16m发生了三次钻具事故，落鱼在井下静止最长时间 16h，处理时均一次成功。在中完施工阶段，主要以提高钻井液润滑防卡为主。每次特殊施工作业前，都加大润滑剂用量，保证了电测一次成功。此后长达一个月的待工期间，起下钻正常，钻井液性能稳定，下套管及固井都顺利完成。4.2.3三开井段(Φ215.9mm井眼)该段钻井液仍为两性离子聚磺饱和盐水钻井液，针对本段盐层埋藏深、井下温度逐步升高、盐层的蠕变加剧、井下不确定因素更多等情况，主要从以下几个方面着手：A.根据上开次盐层钻井情况，确定本段开钻密度为1.65g/cm3，在钻进中，根据施工情况，进行合理调整。进一步提高钻井液的润滑防卡能力，随密度的提高，固相含量增多，发生压差卡钻的机率更大。日常维护的同时以2～3%的比例加入SDR-1和YC-9501，并定期检测钻井液粘滞系数。C.高密度、高温钻井液流变性控制定期补充抗高温处理剂SMP-2、SD-17WS、MAN-104和其它降失水剂，由于体系抑制性较强，钻井液粘切偏低，所以必须经常适当补充护胶剂和提粘切处理剂，以保证钻井液携砂和悬浮重晶石颗粒。钻进复合地层的防塌预防和处理工作在下部盐层钻井过程中，钻遇多段复合地层，主要从钻井液的含盐量是否充足着手，一旦发现欠饱和太多，及时补充NaCl，防止夹层失去物理支撑，而发生掉块和垮塌；严格控制高温高压失水，防止泥岩吸水膨胀。在实钻过程中，该体系基本上满足了安全钻井施工的需要，高密度、高温高压下，性能稳定，长期静止增稠不严重，起下钻顺利，易开泵，返出钻井液无明显恶化，在完钻电测和下套管施工作业时，均一次成功。4.2.4四开井段(Φ149.2mm井眼)A.钻井阶段a.四开钻井液以三开为基础，开钻密度为液。在技套内降密度后进行转换： 3%膨润土浆

1.50g/cm3，体系为两性离子聚磺盐水钻井+1%～1.5%SDR-1+1%～1.5%HY-202+5%

～10%NaCl，钻进中以同样配方进行维护处理，并根据井下情况对密度进行合理调整。b. 3% ZD-15310m处钻遇了良好的油气显示时，密度由 1.51g/cm3降到1.37g/cm3，通过短程起下钻测后效，计算油气上窜速度，在安全范围内逐步提高密度到 1.75g/cm3后恢复正常钻进。中途测试油层压力系数为 1.79，属于高压低渗储层，完井测试，油层的表皮系数为 -3.78,有受到污染。

没c.针对复合钻具小井眼，适当调整钻井液流变性，既要满足携砂悬浮要求，粘切又不能太高，以免对井下及设备产生危害。在本段钻井中，由于所钻地层研磨性较高、钻屑较细，使用120目筛网，同时加强除砂、除泥，防止高密度钻井液中无用固相过量。d.针对四开井段可能含高含 H2S问题，提高钻井液 pH值≥9.；5井场储备碱式碳酸锌，一旦发现，立即加入。钻遇油层后证实储层不含 H2S。e.完钻后期保证钻井液性能相对稳定，提前 30m处理好钻井液，使钻井液粘度适当低于钻井时3～5s。由于在四开钻进中密度低于设计下限，欠平衡钻进泥岩膨胀缩径现象严重，完钻后划眼并充分循环钻井液，从多处着手，尽可能提高排量，循环至振动筛上面基本无岩屑。完钻性能为：密度 1.75g/cm3，粘度 148s，含沙量 0.25%，API失水2ml，静切力2/4Pa，pH值9.5，摩阻系数 0.062，Cl-含量134800mg/l，高温高压失水 10ml。B.扩眼阶段(扩Φ177.8mm井眼5060m～5490m)根据要求，对四开井段扩眼成Φ177.8mm。在扩眼施工中经常有大块的掉块剥落，扩眼后更为严重。钻井液重点是防塌、调整性能参数，把井下岩屑带出地面，及时清除，以保证井眼的干净畅通。钻井液日常维护处理采取四开钻井时方法。由于井深、排量小，而钻井液量多，钻井液工作尽量做到勤维护少处理，减少钻井液处理多占用的时间。扩眼性能为：密度1.77g/cm3，粘度118s，含砂量0.2%，API失水2ml，高温高压失水10ml，静切力2/6.5Pa，塑性粘度101mPa.s，动切力25.5Pa，pH值9.5。实钻钻井液性能见表 3。表3实钻性能表地 钻井液层 类型盐 两性离上 子聚合段 两性物离盐层 子聚磺段 饱和盐水盐 两性离层 子聚磺段 饱和盐水盐 两性离下 子聚磺段 盐水扩 两性离眼 子聚磺段 盐水

马氏深度密度漏API斗失水mg/cm3粘ml度s92～1.08428600～～1.1565600～1.55544～～～35001.21.58983500～1.66852～～～50582.51.82995058～1.5992≤45700～～5060～1.791581.7711825490

高温静切含砂固相摩动塑性高压pH阻切力量含量粘度失水值系力Pa/Pa%%mPa.sml数Pa1.5/80.37115.529001～1032～≤0.03～55～m之1.50.3后～836817.58/2～65131.5～9～1039～≤0.09～48～30.312/5～～9448229114≤0.0≤112/35～24104416≤102/3925.1015

MBTmg/l43～5757～7150复杂情况处理及原因分析5.1复杂情况处理该井从开钻到完钻，无异常现象发生，但在完钻后发生了两次电测遇阻和扩眼后发生了井塌。第一次电测遇阻：阻点5485m。通井划眼，钻井液密度由1.75g/cm3调整至1.78g/cm3，粘度调整至138s，在地面配25m3高密度（1.85g/cm3）、高粘度、抗温和润滑性好的钻井液，打入裸眼井段。第二次电测遇阻：阻点在 5340m。根据电测井径显示，井眼缩径明显。通井划眼，下钻到底测后效，显示减弱，确定密度再做小幅调整至 1.79～1.80g/cm3。用密度为1.90g/cm3的钻井液 20m3封闭裸眼井段，提高液柱压力。起钻前性能：密度 1.79g/cm3，粘度148s，含沙量 0.25%，中压失水 2ml，静切力 2/3.5Pa，pH值9.5，摩阻系数 0.0677，Cl-含量134800mg/l，高温高压失水 10ml。第三次电测成功。扩眼段井塌：在扩眼施工中不时有大块的掉块剥落，扩眼结束后较为严重。井壁出现坍塌以后，经 18天的划眼处理，井下基本正常。5.2原因分析（1）两次电测遇阻均为泥岩缩径所至。在井段 5486m～5700m钻井期间，钻井液密度使用偏低，中途测试压力系数为 1.79，而实际使用密度从 1.77g/cm3降至 1.70g/cm。完钻后下钻通井出现遇阻，划眼井段为 :5480～5496.44、5494～5573m、5460～5510m。完井电测时，第一次电测遇阻点为 5485m，划眼 5365m～5539m，第二次电测遇阻点为 5340m，划眼5269～5529m。2）扩眼是人为的对已经形成的井壁破坏掉，然后在井壁上重新形成泥饼，这对已长期浸泡的地层造成伤害；从邻井看，该区盐下地层坍塌压力高，易出现掉块和发生井塌，CG2井在盐下钻了4个眼后因坍塌不得不提前完钻；该井使用1.77g/cm3的密度扩眼，小于地层压力系数，不能平衡坍塌压力，致使在扩眼完成后泥岩段仍有缩径；该井未使用设计的非渗透抗压处理剂及其它封堵类材料防塌，虽采取了防塌措施实现了四开安全钻进，但终因裸眼浸泡时间长达4个多月（从钻遇油层至扩眼结束），井壁已到坍塌极限；四开井眼小，为测试