沁水盆地岩性交替井绒囊钻井液实践

沁水盆地岩性交替井绒囊钻井液实践
闫立飞;申瑞臣;袁光杰;夏焱;刘兆利;王武
【摘要】为有效解决沁水盆地煤层气井因岩性变化快而引发的漏失、坍塌、掉块等情况，通过室内研究及现场应用，采用绒囊钻井液能够有效解决上述问题。

MBS26-11防塌试验井和 MBS24-5防漏堵漏试验井钻遇地层多而复杂，邻井坍塌、漏失严重。

MBS26-11井二开采用绒囊钻井液，密度为0.95~1.05 g/cm3，黏度为35~38 s，平均机械钻速10.79 m/h，比邻井钻速提高9.2%。

钻进过程中无掉块、卡钻现象，顺利完钻。

MBS24-5井一开采用膨润土泥浆，漏失严重，漏失速率达6.95 m3/h，采用绒囊钻井液后漏失速率为1.68 m3/h。

二开仍采用绒囊钻井液，密度保持0.93~0.98 g/cm3，漏斗黏度在38 s以上，塑性黏度6~14 mPa·s，动切力3.00~6.64 YP/Pa，动塑比保持在0.43~1.66 Pa/mPa·s。

平均机械钻速5.6 m/h。

%According to the experiments and applications, it was proved that the Fuzzy-ball drilling fluid can effectively solve the leakoff, block and collapses induced by quickly changed lithology. MBS26-11 and MBS24-5 were two directional production wells in Qinshui Basin. The drilled layers were many and complex. And the lithology was alternated frequently. And in the second interval of MBS26-11, the clay-free fuzzy ball drilling fluid was used. The density covers from 0.95~1.05 g/cm3. The viscosity was from 35 to 38 seconds. The average ROP was 10.79 m/h which was 9.2% more than adjacent well. In the first interval of MBS24-5, by applying bentonite drilling fluid, the leakoff was severe and the loss rate was 6.95m3/h. Then, by using fuzzy-ball drilling fluid, the loss rate was controlled within 1.68m3/h. In the second interval, the clay-free fuzzy ball
drilling fluid was also applied. The density of drilling fluid was 0.93 g/cm3 to 0.98 g/cm3 with the viscosity of above 38 seconds, the plastic viscosity of 6 to 14mPa·s, a yield value of 3.00 to 6.64YP/Pa an d a ratio of dynamic to plastic viscosity of 0.43~1.66Pa/mPa·s. The average ROP was 5.6 m/h.【期刊名称】《煤田地质与勘探》
【年(卷),期】2016(000)001
【总页数】4页(P137-140)
【关键词】沁水盆地;煤层气;岩性交替;钻井液;绒囊;防漏堵漏;防塌
【作者】闫立飞;申瑞臣;袁光杰;夏焱;刘兆利;王武
【作者单位】中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 102200; 中国石油大学北京，北京 102249;中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 102200;中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 102200;中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102200;中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安 710021;中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安 710021
【正文语种】中文
【中图分类】P634
沁水盆地煤层气井在钻遇顶、底板及水平段钻进时多发生漏失、坍塌掉块等现象，严重影响钻井效率[1]。

该区主要目标煤层是山西组3号和太原组15号煤层[2]。

该区煤储层岩性多有交替，顶、底板岩性大多为厚度较大的暗色泥岩，储层内也多伴有灰色泥晶灰岩、灰黑色泥岩、砂泥岩夹层[3]。

定向井或水平段钻井时，经常会出现“砂、泥岩–煤岩–砂、泥岩–煤岩”岩性交替特征，时而夹杂灰岩。

岩性变
化过快，钻井液滤液进入煤层后，常造成漏失、井壁失稳等情况。

因此，分析沁水地区施工技术难点并研究相应钻井液对策对该区高效钻井具有重要指导意义。

岩性交替频繁易引发漏失、井壁垮塌、掉块、携岩困难等情况，同时存在储层伤害问题。

因此，针对该区岩性交替情况分析钻井液技术难点并提出相应对策是安全高效钻井的首要前提。

1.1 地层复杂易漏失问题
山西组地层厚度39~78.5 m，一般50 m，以砂岩最为发育，层理类型多，有4层煤。

太原组地层厚90~110 m，一般厚度95 m，含煤7~16层，灰岩3~11层具各种类型层理。

地层压力系数为0.9~1.02 g/cm3。

煤层自身割理、裂缝发育，承压能力不强，钻进过程中容易造成过平衡，过高的液柱压力易压漏地层，引起漏失。

因此，钻井液应当具有密度可调以及较强防漏堵漏能力，减少地层漏失。

1.2 岩性变化快引发井壁失稳问题
在定向井钻入煤层或水平井段钻进煤层时，煤岩、砂泥岩、灰岩等岩性交替过快。

岩性的骤变易使钻头破碎岩石不均，井壁易失稳。

当钻遇顶底板或泥页岩夹层时，泥页岩中的黏土矿物遇水发生膨胀和分散，引起地层压力增高，岩石强度降低，极易引发井眼缩径，或岩体崩散。

这就要求在钻井过程中需要加强钻井液的抑制性能或使用本身具有较强抑制性能的钻井液，防止岩性变化过快导致井壁失稳。

1.3 井眼携岩问题
岩屑堆积易卡钻，影响钻井进度及钻井安全。

清水钻井液携岩性差，膨润土泥浆虽携岩性变好但流变性差。

因此，在钻具组合及地层不变的情况下，应当考虑使用流变性好、携岩能力强的钻井液。

1.4 储层保护问题
钻井过程中，钻井液滤液侵入煤岩后，基质易发生膨胀，从而导致煤岩裂隙或孔喉孔隙度和渗透率降低；同时，钻井液中的固相颗粒容易进入孔隙，将对储层造成永
久性伤害。

因此，应当尽量选取无固相、储层伤害程度低的钻井液对煤层气排采至关重要。

郑力会等[4]研究表明含绒囊结构的钻井液具有良好的流变性、滤失性、润滑性以及强剪切稀释性。

同时，绒囊钻井液能够通过控制漏失量达到储层保护目的[5]，在煤层气井钻遇岩性交替时具有高效防漏堵漏、防塌、控制井壁失稳以及提高机械钻速缩短钻井周期等性能，实现保护储层及保证排采效果[6-7]。

2.1 密度可调暂堵特性
绒囊钻井液密度可以在0.75~1.5 g/cm3任意调节，体系性能稳定。

郑力会等[8]通过实验研究表明，改变钻井液体系中囊泡比例可以有效平衡漏失地层压力，减小压漏地层的可能；同时对于漏失地层，绒囊钻井液在进入漏失通道时，低剪切速率下的高黏度特性，足以使得高分子聚合物在井壁形成薄黏膜，增加流体进入地层的阻力，提高地层的承压能力，保证施工顺利进行。

室内PVT实验证明，绒囊结构在20 MPa、130℃下仍然存在。

在2 MPa、130℃下做高温高压流变实验，剪切速率有5 s–1逐渐增加值900 s–1，表观黏度从2 314 mPa·s下降到9 mPa·s，高温高压下剪切稀释性依然良好。

2.2 性能良好
钻井液在井筒内流速大于临界流速，钻井时动塑比为0.8~1.2 Pa/mPa·s，高动塑比及高环空流速下携岩能力强。

室内测定含有绒囊结构的钻井液，测定密度0.85 g/cm3，塑性黏度为20 mPa·s，动切力为15.5 Pa，初/终切力为4 Pa/5Pa，API 滤失量为3.9 mL/ 30min，极压润滑系数为0.054。

2.3 有效保护储层
当钻遇小于绒囊直径的漏失通道时，钻井液漏入地层时流速下降，使高分子聚合物在岩壁上形成非渗透膜阻止流体流入地层，利于储层的保护[9]。

储层段钻进时，可加入黏土抑制剂，抑制煤系中的黏土分散，降低堵塞通道、影响产能的可能性。

3.1 MBS26-11井防塌应用实例
试验区3号、15号煤层易发生坍塌掉块，严重影响钻井、测井作业，个别井甚至
需要通井5~6次方能顺利测井。

MBS26-11井自上而下钻遇地层为第四系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系。

目的层是山西组、太原组及本溪组煤层。

一开井段采用膨润土钻井液，无复杂事故发生，钻进顺利；二开井段采用绒囊钻井液，钻进过程中无掉块、遇阻、卡钻现象，测井顺利，下入Φ139.7 mm套管，并顺利固井。

3.1.1 钻井液配方
绒囊钻井液处理剂包括囊层剂、绒毛剂、成核剂和成膜剂。

囊层剂和绒毛剂本身可以保证囊泡的稳定性，提高地层承压能力。

同时，在薄黏膜的作用下，增强钻井液抑制性，抑制黏土分散，稳定井壁。

成核剂和成膜剂是表面活性剂，加入钻井液中，能够提高钻井液中绒囊含量，控制钻井液密度，有利于提高绒囊结构的稳定性以及利于平衡地层坍塌压力。

MBS26-11井二开井段采用绒囊钻井液体系：清水+0.83%囊层剂+0.2%绒毛剂+0.17%成核剂+0.13%成膜剂。

3.1.2 钻井液性能
绒囊钻井液钻进密度保持0.95~1.05 g/cm3，漏斗粘度在35 s以上，失水小于6 mL/30min，塑性粘度9 mPa·s动切力9~13 YP/Pa，动塑比保持在0.45
Pa/mPa·s以上。

钻进过程中绒囊钻井液剪切稀释性较好，利于提高携岩效率：及时除去有害固相，有利于提高机械钻速。

同时绒囊钻井液具有良好的润滑性与抑制性，可有效防止井下复杂事故的发生，保证工程的顺利完成。

3.1.3 现场维护
绒囊钻井液现场配制和维护简单方便，根据所钻遇地层及钻井液变化情况加入绒囊处理剂调整即可，同时加入氯化钾控制钻井液中粘土含量。

3.2 MBS24-5井防漏堵漏应用实例
MBS24为丛式井平台，前4口井一开40~50 m存在恶性失返性漏失，采用土粉、羧甲基淀粉、聚丙烯酰胺加锯末、棉籽壳等惰性堵漏材料堵漏，效果不明显，也只能是边漏边钻，待穿过漏失层后固井。

二开钻进至完钻井深，存在间歇性持续性轻微漏失，加入羧甲基淀粉、聚丙烯酰胺调整钻井液，漏失量控制约2 m3/h，边漏边钻。

二开钻进进入煤层后，掉块、坍塌较严重。

电测前需通井2~3次。

3.2.1 钻井液配方
MBS24-5井二开井段采用绒囊钻井液体系：清水+1.5%囊层剂+0.4%绒毛剂
+0.05%成核剂+0.05%成膜剂。

3.2.2 钻井液性能
采用绒囊钻井液钻进密度保持0.93~0.98 g/cm3，漏斗粘度在38 s以上，塑性粘度6~14 mPa·s，动切力3.00~6.64 YP/Pa，动塑比保持在0.43~1.66 Pa/ mPa·s。

3.2.3 施工过程及现场维护
2012年11月25日一开，采用膨润土钻井液，进至30 m，漏失严重，初期漏失速率6.95 m3/h，出现失返情况。

11月27日采用绒囊钻井液钻进。

pH值为8，密度0.93 g/cm3，动切力3.58 YP/Pa，动塑比0.43 Pa/mPa·s。

井段漏失速度大大下降，漏失速率1.68 m3/h，钻进顺利，无失返情况。

二开采用绒囊钻井液。

钻进顺利，没有出现复杂情况，且不影响定向信号传输。

12月7日完钻，完钻井
深888.0 m，下入Ф139.7 mm套管，平均机械钻速5.6 m/h。

绒囊钻井液，正
常钻井48 h后起钻安装定向设备，对绒囊钻井液内循环维护。

期间，配制绒囊钻井液，依次注入成核剂、成膜剂、成层剂，用于起钻灌浆，漏失速率控制在1.52
m3/h以下。

3.3 应用效果
采用绒囊钻井液钻井能够有效提高机械钻速。

邻井MBS26-9井与MBS26-11井
井眼轨迹相近，聚合物钻井液二开平均机械钻速9.88 m/h；MBS26-11井二开使
用绒囊钻井液平均机械钻速10.79 m/h，机械钻速提高9.2%。

MBS24-5井平均
机械钻速为5.6 m/h，与邻井MBS24-3井平均机械钻速5.25 m/h相比，机械钻速提高6.67%。

绒囊钻井液防塌、防漏堵漏效果明显。

MBS26-11井较其他邻井没有出现掉块、
坍塌、遇阻等情况。

MBS24-5井平均漏失量1.52~1.68 m3/h，而邻井使用膨润
土桥塞堵漏剂漏失量6~7 m3/h。

MBS24-5井较邻井使用及漏失对比情况如表1。

从表1可以看出，使用绒囊钻井液后，井漏失量大大降低，并且保持较低漏失量
至完钻，防漏堵漏效果较好。

绒囊钻井液钻井不影响MWD定向、测井信号传输。

二开绒囊钻井液钻进过程中，定向设备正常使用，保证井眼轨迹；钻井完成后，测井车测井顺利进行，没有因为钻井液原因影响使用。

a. 经过室内研究分析，认为绒囊钻井液良好的性能能够有效应对沁水盆地夹层发育、岩性变化快的地层的煤层气井的问题。

b. 两口试验井的应用效果表明，绒囊钻井液具有良好防塌、防漏堵漏性能，既达
到了顺利钻井的目的，又能够有效提高机械钻速，为该区煤层气岩性交替井的高效开发提供了宝贵经验。

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