KCL聚璜防塌钻井液技术

KCL聚璜防塌钻井液技术
摘要：阳101H3-8井是位于四川省泸州市泸县奇峰镇玉田村6组的一口水平评
价井，目的层位为龙马溪，设计井深5697m，完钻井深6000m。

本文分析了四川
页岩气水平井的地层特点及钻井液技术难点，通过室内实验优化钻井液配方，对
钻井液性能进行评价，结果表明优化后的钻井液体系具有较强的抗温稳定性、润
滑性、抑制性、抗污染能力。

通过在阳101H3-8井的成功应用，表明该钻井液体
系较好的满足了该区块的钻井需要。

关键词：四川页岩气田；水平评价井；井壁稳定；钻井液
1 概况
阳101H3-8井是位于四川省泸州市泸县奇峰镇玉田村6组，构造位置为九奎
山构造南翼鞍部，依次钻遇地层为：沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组、韩家店组、
石牛栏组、龙马溪组。

水平段长达1950m，井底位移2421.99m。

嘉四段及嘉二段有石膏层，沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组、飞仙关组、龙潭组、梁
山组～龙马溪组具有厚层泥页岩，易发生垮塌。

区域分析表明，本区从上至下均
存在气测显示，浅层可能存在天然气，实钻过程中加强观察和做好地质预报工作。

2 地质特点及钻井液技术难点
（1）沙溪庙地层
邻区大塔场构造在表层沙溪庙组已获得了浅层气藏，预测本井含有浅层气。

加强油气水监测，做好钻遇浅层气的准备。

（2）凉高山以下的泥岩、页岩，易垮塌
根据邻井实钻过程分析，凉高山、须家河组、飞仙关组、龙潭组、梁山组的
泥岩和龙马溪组页岩，易垮塌，易形成台阶和大肚子井段，测井数据也显示相应
层段井径较大，易造成起下钻、电测、下套管过程中遇阻，因此钻井液密度应根
据实际情况进行适当调整，确保钻井安全。

（3）雷口坡、嘉陵江组含石膏层
本井雷口坡、嘉陵江组含石膏层，钻井液极易受污染，应适当加入纯碱调整，保持泥浆性能。

同时应调整好钻井液性能，防止钻头泥包和缩径卡钻等风险。

应
以“进一退二”边打边划的方法钻进；坚持勤划眼，每钻进 50 m～100 m 后，短程
起下钻拉刮井壁一次。

接立柱前循环 5 分钟再上提钻具，上提过程中注意悬重变化，防止卡钻。

（4）须家河、雷口坡、嘉陵江组～栖霞组含硫化氢
邻井在须家河～栖霞组发现不同程度的油气显示，且泸州地区嘉陵江组、飞
仙关组、茅口组～栖霞组气藏均含有硫化氢。

阳101井须家河组用密度1.24～
1.28g/cm3钻井液钻经井段628～1111m见10段气测异常，嘉陵江组用密度
1.28～1.34g/cm3钻井液钻经井段1185～1484m见7段气测异常，飞仙关、长兴、龙潭、茅口地层用密度1.32g/cm3钻井液各钻遇1次气测异常。

对钻遇浅气层应
高度重视，并做好井控和防硫化氢工作。

本井茅口组～栖霞组地层预测地层压力较低，且栖霞组有50m断层，井漏风
险较大。

阳59井2297~2304.13m清水钻进有进无出，共漏水812.93m3。

（5）龙马溪组：上部绿灰色泥、页岩夹泥质粉砂岩，下部灰色、深灰色页岩，底部灰黑色、黑色页岩。

3 室内实验
3.1 钻井液体系配方优化
为了确保钻井施工的顺利进行，针对本井钻遇地层岩性特点，结合该区前期
钻井液现场应用效果，经室内实验优化后确定如下KCL-聚璜防塌钻井液体系，钻
井液配方：严格控制井浆膨润土含量，正常情况下维护钻井液含2%～3%
SMC+2%～3%SMP-2+1～2％KJ-4+0.5%～1％PAC-LV、LV-CMC+3%～4%磺化沥青3型、胶乳沥青防塌剂Ⅰ型+0.5-1%SO-1+0.5%～1%除硫剂+5％～8％KCL。

3.2 钻井液体系性能评价
（1）抗温性评价
测定了不同老化条件下钻井液的各项性能（测试温度150℃），结果见表1。

表1 不同老化条件下钻井液各项性能
备注：钻井液密度1.45g/cm3
由表1可以看出，优化后的KCL-聚璜防塌钻井液在不同条件老化后，流型较好，滤失量较低，抗温稳定性好，润滑效果优良。

（2）抑制性评价
取阳101H3-8井1000m-2600m易吸水膨胀掉块的泥页岩钻屑40g，在清水及KCL-聚璜防塌液钻井液中，130℃滚动老化16h，测其一次滚动回收率和二次滚动
回收率，结果见图1。

图1 泥页岩滚动回收结果
取阳101H3-8井1000m-2600m易吸水膨胀掉块的泥页岩钻屑，压制成标准岩芯，使用页岩膨胀仪测试其在清水及3%、5%、8%、7%KCL钻井液的膨胀率，结
果见图2。

图2 泥页岩膨胀实验结果
由图1、图2可以看出，泥页岩在KCL-聚璜防塌钻井液体系中滚动回收率较高，一次滚动回收率达到93.5%，二次滚动回收率达到89.5%；压制岩芯在7%KCL 钻井液中500min的膨胀率仅为5.5%，明显低于在清水及3%、5%、8%KCL钻井
液中的膨胀率。

抑制能力评价实验表明：7%KCL-聚璜防塌钻井液具有优良的泥页
岩抑制性，能够较好的抑制易水化膨胀泥岩地层的剥落掉块和页岩裂缝中黏土矿
物的水化膨胀，可以有效预防泥页岩地层和页岩垮塌造成的井下复杂。

（3）抗污染能力评价
测定了KCL-聚璜防塌钻井液抗钻屑（钻屑来自阳101H3-8井1000m-2500m井段，100~150目），结果见表2。

表2 钻井液抗污染实验
由表2可以看出，随着钻屑加量增至20%，钻井液塑粘和动切基本没有太大
变化，滤失量略有降低，表明7%KCL-聚璜防塌钻井液具有较强的抗钻屑固相污染
能力。

综上实验可以看出：优化后的KCL-聚璜防塌钻井液体系，具有较强的抗温性、润滑性、抑制性、抗污染能力。

该体系能够满足本井钻井施工需要，能够有效预
防泥页岩地层及页岩垮塌导致的井下复杂。

4 现场维护技术
（1）一开钻前配制密度为1.06的原浆80m3，浓度为0.15％～0.5％BLZ-1溶
液40m3，钻进中强化固控是控制好井浆性能的关键。

钻进中100%地使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达85％，离心机使用率100％，尽量降低井浆的含砂量和
钻屑含量。

正常情况下维持井浆含PAC-LV、LV-CMC。

若井下出现垮塌现象时，在适当增加大分子聚合物和防塌剂加量的同时用高粘稠浆清洁井眼，以保证井下安全。

（2）二开采用聚合物钻井液钻进，其推荐配方为：淡水+30%～50%预水化膨
润土浆+0.15％～0.5％BLZ-1+0.5%～0.1％NH4-HPAN+0.5%～1％PAC-LV、LV-
CMC+2%～4％磺化沥青3型、胶乳沥青防塌剂Ⅰ型 +加重剂（按密度需要）。

正
常情况下维持井浆0.15％～0.5％BLZ-1+0.5％～1％NH4-HPAN +0.5%～1％KJ-
1+0.8％～1.5％PAC-LV、LV-CMC+2％～4％磺化沥青3型、胶乳沥青防塌剂Ⅰ型
+2%2000目超细碳酸钙+0.3％～0.5%CaO钻进，粘度高可加入适量硅醇类降粘剂。

严格控制较低膨润土含量和强化固控是控制好井浆性能的关键。

钻进中100%地
使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达85％，离心机使用率100％，尽量降低井
浆的含砂量和钻屑含量。

若井下出现垮塌现象时，在适当增加大分子聚合物和防
塌剂加量的同时，还可以适当提高钻井液密度，以保证井下安全。

该井段有气层
存在，发生井漏时，应注意吊灌钻井液，防止又喷又漏。

井场应储备足够量的堵
漏剂，以便及时堵漏；井漏漏速小于10m3/h，向井中加入3%～8％随钻堵漏剂；漏速大于10m3/h采用综合堵漏法。

井漏严重时应采用水泥堵漏，以提高地层承
压能力。

堵漏作业时应确保井控安全。

按设计储备高密度钻井液和加重材料，高
密度钻井液循环周期不超过7天。

（3）三开井浆转化为KCL聚磺钻井液钻进，其推荐配方：井浆+0.1％～
0.3%NaOH +0.15%～0.5％BLZ-1+1%～2％KJ-1、KJ-2 +0.5%～1% PAC-LV、LV-CMC
+2%～3% SMC +2%～3%SMP-2+3%～4%磺化沥青3型、胶乳沥青防塌剂Ⅰ型
+3％～5％KCL+0.3％～0.5%CaO+0.2%～0.3%SP-80 +2％～3％液体润滑剂+2%2000
目超细碳酸钙+加重剂（按密度需要）。

严格控制较低膨润土含量和强化固控是
控制好井浆性能的关键。

钻进中100%地使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达85％，离心机使用率70％，但在使用离心机时应随时监测钻井液性能和密度，发
现异常及时处理。

及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量。

进入膏盐
层前，对钻井液作好预处理，处理剂的浓度尽量靠近设计上限，pH应保持和维持在上限，膨润土含量宜保持在下限。

随时观察其性能变化，定期作好性能检测和
井浆维护处理工作，保持井浆降滤失剂的浓度；若钻井液出现膏盐污染，可以提
高处理剂SMP-2、RSTF的加量，粘切高时可加入适量SMT溶液处理。

为了防止
H2S污染，向井浆中加入0.5％～1%除硫剂。

如H2S进入井浆，应及时压井除气，同时加入除硫剂和缓蚀剂，并提高井浆密度和碱度。

（4）四开导眼段继续采用钾聚磺钻井液钻进。

进入龙马溪地层前按设计提高钻井液密度，加重时若发生井漏，应进行承压堵漏；地层承压能力达设计钻井液
密度要求后方可揭开地层。

严格控制较低膨润土含量和强化固控是控制好井浆性
能的关键。

钻进中100%地使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达85％，离心机
使用率70％，但在使用离心机时应随时监测钻井液性能和密度，发现异常及时处理。

及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量。

邻井资料显示，该井段气、水、漏失情况活跃，地层渗滤能力强，且该段存在多压力体系，压力窗口窄，钻井中易发生喷漏同存现象，应做好防漏堵漏工作。

正常情况下维护井浆含
1%～3％KJ-1、KJ-2+3%～4% SMC+3%～4%SMP-2+0.5%～1％PAC-LV+1%～2%液体
润滑剂+3%～4%磺化沥青3型、胶乳沥青防塌剂Ⅰ型+2%2000目超细碳酸钙
+0.2％～0.3％SP-80+0.5%～1%除硫剂+5％～8％KCL。

若钻井液出现盐水污染，可
加大烧碱用量提高抗盐处理剂SMP-2、SMC加量，粘切高时可加入适量SMT碱溶液处理。

随时观察其性能变化，定期作好井浆性能检测和维护处理工作。

井场应
储备足够量的堵漏剂，以便井漏时使用。

井漏漏速小于10m3/h，向井中加入2％～3％随钻堵漏剂；以提高井浆的防漏性能。

漏速大于10m3/h采用综合堵漏法。

按设计储备高密度钻井液和加重材料，高密度钻井液循环周期不超过7天。

压井时应根据地层压力降低储备钻井液密度，减小压漏地层风险。

5 应用效果
通过室内优化后的钻井液在现场施工中应用效果较好，主要表现在以下几个
方面：
（1）KCL-聚璜防塌钻井液体系抑制性强，井壁稳定。

从振动筛返屑情况观察，岩屑混杂度较低，井壁没有明显的垮塌现象。

从测井结果得知，三开平均井径扩
大率仅8.13%，最大井径扩大率21.47%，最小井径扩大率0.26%。

图3 阳101H3-8井井径示意图
（2）钻井液性能稳定，携岩能力强，机械钻速高。

图4阳101H3-8井塑粘及动切
从图4可以看出，KCL-聚璜防塌钻井液一直保持较低的塑性粘度，动塑比一
直维持在0.4以上，钻井液流型好，较好地满足了携岩的需要，剪切稀释性强，
有利于提高机械钻速。

（3）钻井液润滑性好，斜井段钻进过程中，摩阻较小。

图5阳101H3-8井斜井段扭矩
从图5可以看出，阳101H3-8钻井液体系的润滑性能优良，摩阻一直控制在100KN以内，起下钻顺畅，钻进期间基本无托压现象，有利于缩短钻井周期。

（4）钻井液滤失量较小、密度控制合理，储层保护效果好。

图6 阳101H3-8井滤失量及密度
从图6可以看出，储层井段钻井液滤失量一直控制在5mL以内，有效防止了
水相圈闭和水敏对页岩的伤害，钻井液密度控制在1.45 g/cm3以下，且保持平稳。

6 认识与结论
（1）KCL-聚璜防塌液钻井液体系的最佳推荐浓度为7%。

（2）优化后的KCL-聚璜防塌液钻井液体系具有优良的抗温性、润滑性、泥页岩抑制性、抗污染能力，较好的满足了阳101H3-8井的钻井施工需要。

（3）该体系无毒，有利用环境保护，通过其在阳101H3-8井的成功应用，为
该区后续的开发提供了宝贵的实钻经验。

作者简介：
何德波（1983.04-），男，重庆市，助理工程师。

研究方向：油田化学钻井液技术。

毕业院校：重庆科技学院，专业：油田化学化工工艺。