第４５卷第１ １期 ２０１６年１ １月 当 代 化 工 Ｃｏｎｔｅｍｐｏｒａｒｙ Ｃｈｅｍｉｃａ１ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ Ｖｏ１．４５．Ｎｏ．１ １ Ｎｏｖｅｍｂｅｒ，２０１６ 复合有机盐钻井液技术在便Ｘ２ 井的应用研究 陈汪洋，雷雨希 （长江大学，湖北武汉４３０１００） 摘 要：便Ｘ２井是江苏油田今年部署在金湖凹陷杨村断裂带上首口勘探评价井，主探该区Ｅ：ｄ、Ｅ ｆ４＋ 含油 气情况。为了解决该区戴南组中下部发育的棕色和白色软泥岩互层的水化分散与缩径、阜宁组硬脆性泥岩井壁 失稳，造成完井电测时间长等问题。在室内开展了复合有机盐钻井液技术应用研究，制定了体系现场转化技术 方案。该井复杂地层钻进中采用了复合有机盐钻井液技术，钻井作业顺利。现场应用表明，该体系性能稳定， 维护简单，携岩性好、润滑性和降滤失防塌能力强，能有效抑制泥页岩水化分散，能为复杂地区钻井提供优越 的性能保障。 关键词：便Ｘ２井；复合有机盐钻井液；井壁稳定；抑制防塌 文献标识码： Ａ 文章编号： １６７１—０４６０（２０１６）１ １－２５９６—０３ 中图分类号：ＴＥ ３５７ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ Ｏｒｇａｎｉｃ Ｓａｌｔ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｆｌｕｉｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｉｎ Ｂｉａｎ Ｘ２ Ｗｅｌｌ ＣＨＥＮ Ｗａｎｇ－ｙａｎｇ，ＬＥＩ Ｙｕ－ｘｉ （Ｙａｎｇｔｚｅ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｈｕｂｅｉ Ｗｕｈａｎ ４３０１００，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ： Ｂｉａｎ Ｘ２ ｗｅｌｌ ｉＳ ｔｈｅ ｆｉｒｓｔ ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｗｅｌ１ ｉｎ Ｊｉａｎｇｓｕ ｏｉｌｉｅｌｆｄ ｏｎ Ｙａｎｇｃｕｎ Ｆａｕｌｔ Ｚｏｎｅ ｉｎ Ｊｉｎｈｕ Ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎ ｔｈｉｓ ｙｅａｒ，ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｉｎ ａｒｅａ Ｅ２ｄ．Ｅｌｆ４＋３ ｗａｓ ｍａｉｎｌｙ ｅｘｐｌｏｒｅｄ．Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｓｏｌｖｅ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍ ｏｆ ｌｏｎｇ ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ ａｎｄ ｅｌｅｃｔｉｃａｌｒ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ ｔｉｍｅ ｃａｕｓｅｄ ｂｙ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｄｉｓｐｅｒｓｉｏｎ ａｎｄ ｓｈｒｉｎｋａｇｅ ｏｆ ｔｈｅ ｂｒｏｗｎ ａｎｄ ｗｈｉｔｅ ｓｏｆｔ ｍｕｄｓｔｏｎｅ ｉｎｔｅｒｂｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｍｉｄｄｌｅ ａｎｄ ｌｏｗｅｒ ｐａｒｔ ｏｆ ｓｏｕｔｈ ａｒｅａ ｉｎ Ｄａｉｎａｎ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ｔｈｅ ｂｏｒｅｈｏｌｅ ｗａｌｌ ｆａｉｌｕｒｅ ｏｆ ｈａｒｄ ａｎｄ ｂｒｉｔｔｌｅ ｍｕｄｓｔｏｎｅ ｉｎ Ｆｕｎｉｎｇ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｆ ｃｏｍｐｏｕｎｄ ｏｒｇａｎｉｃ ｓａｌｔ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｗａｓ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ，ａ ｓｙｓｔｅｍ ｏｎ－ｓｉｔｅ ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｐｒｏｇｒａｍ ｗａｓ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ｔｈｅ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ ｃｏｍｐｏｕｎｄ ｏｒｇａｎｉｃ ｓａｌｔ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｗａｓ ａｄｏｐｔｅｄ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｏｆ ｃｏｍｐｌｅｘ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｂｅｃａｍｅ ｓｍｏｏｔｈ．Ｆｉｅｌｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｓｙｓｔｅｍ ｈａｓ ｓｔａｂｌｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ，ｓｉｍｐｌｅ ｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ，ｇｏｏｄ ｂｅａｔｉｎｇ ｐｒｏｐｅｒｔｙ，ｇｏｏｄ ｌｕｂｒｉｃｉｔｙ ａｎｄ ａｎｔｉ－ｃｏｌｌａｐｓｅ ａｂｉｌｉｙ．Ｉｔ ｃａｎ ｅｆｆｅｃｔｉｔｖｅｌｙ ｒｅｓｔｒａｉｎ ｓｈａｌｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｉｓｐｅｒｓｉｏｎ，ａｎｄ Ｃａｎ ｐｒｏｖｉｄｅ ｓｕｐｅｒｉｏｒ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｇｕａｒａｎｔｅｅ ｆｏｒ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｉｎ ｃｏｍｐｌｅｘ ａｒｅａ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｂｉａｎ Ｘ２ ｗｅｌｌ；ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ ｏｒｇａｎｉｃ ｓａｌｔ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｕｉｄ；ｗｅｌｌｂｏｒｅ ｓｔａｂｉｌｉｙ；ｉｔｎｈｉｂｉｔｉｏｎ ｏｆ ａｎｔｉ—ｃｏｌｌａｐｓｅ 便Ｘ２井位于金湖凹陷杨村断裂带便２块高部 位，主要目的层为Ｅ２ｄ、Ｅｌｆ４＋３，Ｅ２ｄ储层孔隙度 为１０％～１６．２％，渗透率为１～１２２ ｍＤ，Ｅｌｆ４＋３储 层孔隙度为７．５％一１８．７％，渗透率为１～１５１ ｍＤ， 均为中一低孔、中一低渗储层。 该井实际井深３ ２００ ｍ，最大井斜４８。，闭合 １ 钻井液技术难点和复合有机盐钻井 液技术 根据邻区钻井提示，该区Ｅ：ｄ、Ｅ ｆ泥岩发育， Ｅ：ｄ、Ｅ ｆ４夹有白色泥岩，易水化膨胀、分散，钻井 过程中常出现密度控制难和起下钻不畅；Ｅ。￡、Ｅ ｆ２ 发育硬脆性泥岩，钻井时易剥蚀掉块，井壁失稳， 位移９４６ ｍ，三开裸眼段长２ ４０５ ｍ，其中，井斜大 于４５。的井段９５６ ｍ。井身结构及套管程序为：一 开（￣４４４．５钻头Ｘ ７０ ｍ）ｑｂ３３９．７表套Ｘ ６８．６１ ｍ＋二开 ｆｑｂ３３１．１钻头Ｘ ７９５ ｍ）ｑ￣２４４．５技套Ｘ ７９２．７８ ｍ＋三开 （ ２１５．９钻头Ｘ ３ ２００ ｍ），裸眼完井。钻井周期３６ｄ９ｈ， 造成电测一次成功率低。提高钻井液的抑制性和封 堵能力，保持井壁稳定，为钻井完井作业顺利完成 提供良好的井筒环境是本井钻井液技术主要难点 之一。 本井三开裸眼段长２ ４０５ ｍ，且井斜大于４５。 以上的井段近千米，长距离大井斜段易形成岩屑床、 拖压、井壁失稳以及储层保护问题，协同确保钻井 完井周期４０ ｄ ０．５ ｈ，三开采用复合有机盐钻井液体 系，完钻密度１．２２ ｇ／ｃｍ 。 液的携岩、润滑、防塌以及储层保护等性能是本井 收稿日期：２０１ ６－０９—０７ 作者简介： 陈汪洋（１９９１一），男，江苏扬州人，在读硕士研究生，研究方向：油气井工程。Ｅ－ｍａｉｌ：３９４９６９５２７＠ｑｑ．ｃｏｍ。 箜 鲞箜 塑 钻井液技术又一难点。 堕 登：笠；复全查 笪羞壅垫 垄堡 廛旦 窒 ５＃井浆＋０．１５％ＩＮＤ１０＋１％Ｒｅｄｕｌ＋１．５％ＮＦＡ－２５＋１％ＰＧＣＳ－１＋１５％Ｗｅｉｇｈｔ 复合有机盐钻井液体系由水溶性加重剂 Ｗｅｉｇｈ２、降滤失剂Ｒｅｄｕｌ、白沥青ＮＦＡ－２５、强包 被抑制剂ＩＮＤ一１０等组成。该钻井液具有流变陛好， 抑制性强；失水造壁性好，固相含量低，储层保护 效果好、抗污染能力强，对环境无污染等特点 。 ６＃井浆＋０．１５％ＩＮＤｌ０＋１％Ｒｅｄｕｌ＋１．５％ＮＦＡ一２５＋１％ＰＧＣＳ－ｌ＋２０％Ｗｅｉｇｈｔ ２．２润滑性能优化实验 在第６组配方中加入１％极压减摩剂ＪＭ一２，加 入ＪＭ一２后该体系的润滑性能受到影响，其影响通 过使用极压润滑仪来进行测定。从表２可见，加入 ｌ％的ＪＭ一２后，极压摩阻系数 显著降低，加入减 ２室内体系优化实验 摩剂后针对性地改变了体系的润滑眭能，其他性能 针对上述技术难点，便Ｘ２井钻井液应具有抑 基本不受影响，常温与高温对比条件下，高温高压 制性好、悬浮携岩能力强、润滑防粘性能突出、防 滤失量与ＡＰＩ滤失量也有所降低。 塌性和封堵降滤失能力强等性能，方能满足顺利钻 井和保护储层的需要 。研究人员在对比分析待钻 地层岩性的基础上，结合复合有机盐润滑防塌钻井 液在江苏油田应用情况，分析认为该体系基本符合 待钻井钻井工程对钻井液的性能要求，在室内开展 了复合有机盐钻井液体系配方优化实验研究。 ２．１ 流变性能和携砂性能优化实验 室内在原有复合有机盐体系配方的条件下，改 变降滤失剂、抑制剂以及有机盐和防塌剂的配比， 测试各配方体系的流变性能，优化复合有机钻井液 体系配方 ，实验数据见表１。由表中数据可以看出： 在温度条件分别为常温和高温老化后 ，第５组和 第６组的配方相比其他同组流变陛能更好，动塑比 高，悬浮携岩能力更为出色。 表１ 高温与常温下流变性能和携砂性能优化实验数据表 Ｔａｂｌｅ １ Ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｎｏｒｍａｌ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｒｈｅｏｌｏｇｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ａｎｄ ｓａｎｄ ｃａｒｒｙｉｎｇ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｐｔｉｍ￣ａｔｉｏｎ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌ ｄａｔａ 备注体系配方： １ 井浆＋Ｏ．１％ＩＮＤ１０＋１％Ｒｅｄｕｌ＋１％ＮＦＡ－２５＋０．５％ＰＧＣＳ一１＋１０％Ｗｅｉｇｈｔ ２ 井浆＋Ｏ．２％ＩＮＤ１０＋１．５％Ｒｅｄｕｌ＋２％ＮＦＡ－２５＋１％ＰＧＣＳ・ｌ＋ｔ５％Ｗｅｉｇｈｔ ３ 井浆＋Ｏ．２％ＩＮＤ１０＋１％ＲｅｄｕＩ＋２％ＮＦＡ一２５＋１％ＰＧＣＳ １＋１５％Ｗｅｉｇｈｔ ４＃井浆＋Ｏ．３％ＩＮＤ１０＋２％ＲｅｄｕＩ＋３％ＮＦＡ－２５＋２％ＰＧＣＳ．１＋２０％Ｗｅｉｇｈｔ 表２润滑性能评价测试数据 Ｔａｂｌｅ ２ Ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｔｅｓｔ ｄａｔａ 备注体系配方： １＃井浆＋０．１５％ＩＮＤ１０＋１％Ｒｅｄｕｌ＋１．５％ＮＦＡ一２５＋１％ＰＧＣＳ—ｌ＋２０％Ｗｅｉｇｈｔ ２ ｝浆＋ｏ．１５％ＩＮＤ１０＋１％Ｒｅｄｕｌ＋１．５％ＮＦＡ－２５＋１％ＷＫ２Ｓ－１＋２００ Ｗｅｉｇｈｔ＋１％ＪＭ－２ ２．３加重稳定性评价试验 复合有机盐钻井液体系中加入加重材料 ，评 价体系的稳定性能。结果见表３。可见：在经过高 温老化后性能基本不受影响，钻井液不分层，说明 该体系具有良好的胶体稳定性能，悬浮携岩性能好 ，ＡＰＩ滤失量有所降低。现场应用时，可考虑加少 量加重材料代替复合有机盐，以降低钻井液成本。 表３加重钻井液性能稳定性评价 Ｔａｂｌｅ ３ Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ ｈｅａｖｙ ｄｒｉｆｔｉｎｇ ｆｌｕｉｄ 备注体系配方： １＃井浆＋Ｏ．１５％ＩＮＤ１０＋Ｉ％Ｒｅｄｕ１．１＋１．５％ＮＦＡ．２５＋１％ＰＧＣＳ．１＋ｌ５％ Ｗｅｉｇｈｔ ２ 井浆＋０．１５％ＩＮＤ１０＋Ｉ％Ｒｅｄｕ１．１＋１．５％ＮＦＡ一２５＋１％ＰＧＣＳ．１＋１５％ Ｗｅｉｇｈｔ．ＢａＳＯ４ ３＃井浆＋０．１５％ＩＮＤ１０＋１％Ｒｅｄｕ１ １＋１．５％ＮＦＡ．２５＋１％ＰＧＣＳ一１＋１５％ Ｗｅｉｇｈｔ＋ＣａＣＯ３ 由上述实验评价研究，建立了适应便Ｘ２井钻 井需要的复合有机盐钻井液体系配方为： 井浆＋Ｏ．２％ＮａＣＯ３＋０．２％ＩＮＤ１０＋１％Ｒｅｄｕｌ＋１．５％ＮＦＡ．２５＋１％ＰＧＣＳ —ｌ＋１５％Ｗｅｉｇｈｔ 该配方体系具有具有流变性好，抑制性强；失 水造壁性好，固相含量低，抗污染能力强，对环境 ２５９８ 当 代 化 工 ２０１６年１ １月 无污染等特点。 元垮塌迹象，进一步证明该体系不仅悬浮携岩能力 ３现场应用与效果评价 ３．１ 现场应用 为保证钻井施工顺利，综合考虑钻井成本，便 Ｘ２井在井深１ ８１５ ｍ进行复合有机盐钻井液体系转 化，转化工艺步骤分为：①配浆前将泥浆罐清除， 保持罐内清洁，防止污染复合有机盐钻井液 。② ＭＢＴ值通过在现场取井浆测试得到，ＭＢＴ值在经过 控制转化过程后在２０ｇ／Ｌ上下浮动，井浆ＭＢＴ值为 ４７．２２ ｇ／Ｌ；根据复合有机盐钻井液ＭＢＴ值和钻井液 所需量，井筒内预留约５５ ｍ 空间，使用上述配方 在地面配置胶液８０ ｍ ；配制胶液时，使用ＩＮＤ１０ 作为强力包被剂，缓慢均量加入降滤失剂Ｒｅｄｕｌ一１， 使用加重泵加入其他材料；③配制好胶液后，下钻 顶替井筒内之前多余的老浆，建立循环体系，待循 环充分后，测试复合有机盐钻井液性能，各项参数 达到基本施工条件后，即可开钻作业。 钻井液的管理，①以日进尺的速度变化，按配 方适量添加，日补充量在１Ｏ １５ ｍ。左右，钻井液量 不可过多或者过少，变化幅度不可过大；②钻井液 性能会根据现场情况以及需要来进行不同程度的调 整，在现场一般通过使用胶液来达到这一目的，粘 度范围在４５～６０ ｍＰａ．Ｓ之间；③钻遇灰黑色泥岩段 时，需对白沥青ＮＦＡ一２５进行加量操作，程度控制 在２％；④本井２ ６００ ｍ左右钻遇白色泥岩，将ＩＮＤ１０ 与Ｒｅｄｕｌ一１量按２：２配制成胶液维护，防止泥岩造 浆；⑤根据井斜方位，上提摩阻情况，控制ＰＧＣＳ一１ 在ｌ％一２％之间；⑥ｐＨ值控制在７．５～８．５。 钻井液性能方面，三开ｌ ８１５ ｍ后漏斗粘度 ４５～６５ Ｓ，塑性粘度２３～３０ ｍＰａ．Ｓ，动切力０．３～０．４， 高温高压失水随着井深的增加 ，滤失量小于ｌ０ ｍＬ，固含在１２％左右，表明该钻井液体系性能稳定， 有良好的流变性，悬浮携岩能力好。本井应用复合 有机盐润滑防塌钻井液主要井段的性能见表４。 ３．２应用效果 通过室内配方优化，现场制定三开后体系转化 以及性能维护措施，取得明显效果。从便Ｘ２井井 径曲线中看出：电测井径规则，全井平均井径扩大 率２．２７％，全井未出现大肚子和垮塌掉块现象；振 动筛返砂正常，无跑浆现象，返出的岩屑棱角分明， 强，而且有较强的抑制性和防塌能力；便Ｘ２井三 开井段施工过程中，短起下钻和全程起下钻，每次 到底，无遇阻划眼现象，钻进过程中扭矩平稳，上 提摩阻在９～１１ ｔ，无明显拖压现象，电测顺利，说 明复合有机盐体系有很好的润滑防塌性能。 表４便Ｘ２井三开井段钻井液性能 Ｔａｂｌｅ ４ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｌｆｕｉｄ ｉｎ ｔｈｅ ｔｈｉｒｄ ｓｐｕｄ ｓｅｅｔｉｏｎ ｏｆ Ｂｉａｎ Ｘ２ ｗｅｌｌ 井深 他． 一 ＦＶ，ｓ ）ＹＰ伊ａ Ｆ Ｐ ） ４结论与认识 （１）复合有机盐钻井液体系在便Ｘ２井的应用 取得了理想的效果。 （２）该体系固相含量低，流变性能稳定，满足 现场优快钻井的需要。 （３）该体系防塌抑制性强，有效的解决了该区 块阜宁组灰黑色泥岩垮塌复杂的发生，抑制阜三段 白色泥岩水化膨胀，钻进中井壁稳定，井眼规则。 （４）复合有机盐钻井液体系要求固含低于４０ ，Ｌ， 要求固控设备运转良好。 参考文献： ［１］姚少全，汪世国，张毅，等．有机盐钻井液完井液技术［Ｊ］ｌ西部 探矿工程，２００３（７）：７３—７６． 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