B國Syl氣田Syl25井鉆井液技術

劉海鵬， 王本利， 趙黎明， 李希君， 洪航海， 王偉， 吳萬華（.中國石化集團勝利石油工程有限公司鉆井工程技術公司，山東東營57064；.華北油田公司技術監督檢驗處，河北任丘0655）

B國Syl氣田Syl25井鉆井液技術

劉海鵬1， 王本利1， 趙黎明1， 李希君1， 洪航海1， 王偉1， 吳萬華2
（1.中國石化集團勝利石油工程有限公司鉆井工程技術公司，山東東營257064；2.華北油田公司技術監督檢驗處，河北任丘062552）

劉海鵬,王本利，趙黎明,等，B國Syl氣田Syl25井鉆井液技術[J].鉆井液與完井液，2017，34（3）：44-48.

LIU Haipeng, WANG Benli, ZHAO Liming, et al.Drilling fluid technology for use in drilling well Sy125 in Syl gas field in country B[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：44-48.

B國Syl氣田地質結構復雜，在已布的21口井中，鉆井過程中卡鉆9口井，報廢7口井，出現各種復雜23次。為了能夠更好地開發Syl氣田，B國國家天然氣田有限公司與中石化合作，在Syl氣田布井4口，Syl25井是合作的第一口井。Syl25井設計井深3 200 m，實際完鉆井深3 560 m。通過室內試驗模擬，優選不同體系以應對不同開次地層。施工過程中，通過適當提高膨潤土含量和抑制能力，避免粉砂巖鉆進振動篩大量跑漿問題；保持良好的流型沖刷井壁，并輔以工程劃眼，克服了Syl區塊砂巖段的瞬間小井眼問題；選用胺基聚醇鉆井液體系應對Syl區塊四開井段井壁穩定問題。在設計基礎上，配合鉆井、地質加深鉆進至3 560 m，鉆探開發了3 200～3 560 m井段，該井段是B國鉆井史上從未鉆探地層，獲得了該井段地質巖性資料，并在該井段額外發現7套高產氣層，完鉆測試收獲日產量為6.4×105m3/d的工業氣流。

粉砂巖；頁巖垮塌；胺基聚醇-KCl鉆井液體系；砂巖瞬間小井眼；Syl25井

Syl氣田位于savma盆地的南部中心部位，trura高原的西緣，在B國首都東北約100 km，構造為南北不對稱的背斜構造。該區塊隸屬于B國國家天然氣田有限公司，地質結構復雜。經調查，B國國家天然氣田有限公司與國內外鉆井公司合作，在該區塊布井21口，鉆井過程中卡鉆9口井，報廢7口井，鉆井施工過程中出現各種復雜23次[1-7]。為了能夠更好地開發Syl氣田，B國國家天然氣田有限公司與中國石油化工集團公司合作，在Syl氣田布井4口，Syl25井是合作的第一口井。經過前期的精心調研論證，制定詳細的施工方案，并在鉆井施工過程中，根據現場實鉆情況，及時調整各項參數，并轉換鉆井液體系，成功克服了甲方資料保密導致的資料匱乏、長達2 000 m的粉砂巖跑漿鉆進、地層砂巖瞬間小井眼、頁巖垮塌卡鉆等復雜，完成了該井的設計施工。同時在設計的基礎上，繼續加深鉆進360 m，加深井段是B國鉆井史上從未鉆探地層，獲得了該井段地質巖性資料，并在該井段發現多套高產氣層[8-17]。

1 地質工程概況

Syl區塊地層巖性屬河流性沉積，井深1 300 m以上砂巖粒徑為0.01～0.1 mm，屬粉砂巖范疇。1 300～2 000 m井段為砂巖與泥巖不等厚互層，泥巖發育欠壓實，成巖性差，易造漿；砂巖為0.01～0.1 mm的粉砂巖夾0.1～0.25 mm的細砂巖發育[1]，實測壓力系數為0.99。2 000～3 560 m井段為灰色細砂巖、粉砂巖與深灰色、灰色頁巖不等厚互層，頁巖發育硬脆，坍塌周期短，極易水化膨脹；2 000～3 470 m井段的砂巖為低壓高產氣層，實測壓力系數為1.02，3 470～3 550 m井段為新發現高壓高產氣層，實測壓力系數為1.25。

Syl25井井身結構如表1所示。

表1 Syl25井井身結構

2 難點分析及體系選擇

施工前期，甲方提供資料為Syl17、Syl18和 Syl27井3口井電測曲線，附帶少量地質、工程資料。分析測井曲線，結合地質資料及現場調研，分析Syl區塊鉆井施工過程中難點，并以實驗室為依托，針對難點選擇體系。

2.1 三開井段

三開井段從井徑曲線顯示，套管鞋至2 000 m井段井眼擴大率負數，已鉆井中有4口井在該層段發生卡鉆，2 000～2 600 m井段多處出現“糖葫蘆”井眼，井徑擴大率較大，Syl27井三開井段井徑曲線、地質資料、伽馬等電測曲線顯示，套管鞋至2 000 m以砂巖發育為主，卡鉆點均為砂巖巖性。2 000～2 600 m井段砂泥巖不等厚薄層，頁巖增多。

三開井段難點主要體現在：①開鉆前，提供參考資料有限，僅顯示1 300～2 000 m井段發生多次卡鉆，且無法提供卡鉆原因；②從二開實鉆資料顯示，Syl25井地層與已鉆井資料差別較大，無鄰井資料參考；③從一開、二開實鉆過程中鉆遇大段粉砂巖情況判斷，三開鉆進過程中，預計粉砂巖依舊存在；④三開井段下部預計含有大段頁巖，頁巖段井壁穩定性差，對鉆井液防塌能力提出更高要求。

綜上所述，鑒于大量未知因素，計劃三開段砂巖采用聚合物鉆井液體系，出現泥巖、細砂巖或頁巖后，轉化為聚磺防塌鉆井液體系。

2.2 四開井段

四開井段難點主要體現在：①鄰井卡鉆嚴重，持續半年尚未解卡，且受限于技術保密，卡鉆原因不明；②從三開電測曲線判斷，四開段砂巖與頁巖不等厚互層發育，井壁穩定性差，垮塌周期短，給鉆井施工及完井作業帶來巨大的困難；③材料選擇范圍小，當地無法采購材料，瀝青類防塌劑軟化點與井底溫度不匹配；④地層壓力系數未知，3 200 m以下無鉆探記錄，無資料參考；⑤從電測隊得到信息，四開段電測成功率低，電測卡電纜、儀器頻繁發生。

綜上所述，計劃四開段采用防塌抑制能力較強的胺基聚醇鉆井液體系，并控制高黏度高切力以增強鉆井安全系數。

3 現場鉆井液技術

3.1 一開（0～196 m）

一開采用預水化好、濃度為10%的膨潤土漿開鉆，并保持鉆井液黏度不低于60 s鉆進，以保證上部流砂地層的安全鉆進。完鉆后，用10%的高濃度膨潤土漿封井，保證套管順利到位。

3.2 二開（196～956.6m）

二開540 m后開始出現泥巖夾層，920 m后為純泥巖。

二開選用聚合物鉆井液體系，基本配方為：（5%～7%）膨潤土+（0.2%～0.3%）純堿+（0.2%～0.3%）燒堿+（0.3%～0.5%）聚丙烯酰胺+（2%～3%）淀粉。采用一開黏度較高的膨潤土漿開鉆，以保證套管鞋處安全。隨著井深的增加，逐步轉換為聚合物鉆井液體系，發現泥巖后，開始調控濾失量，將中壓濾失量降至10 mL，并將黏度控制在45～50 s，以保證井下安全，并加大聚合物含量至0.4%～0.5%，以有效控制地層造漿。控制密度為1.12～1.13 g/cm3，以保證體系清潔。

二開井段鉆遇大段粉砂巖，粒徑為0.01～0.1 mm，堵塞0.125～0.18 mm篩布孔隙，振動篩跑漿嚴重。現場通過提高膨潤土含量至70 g/L及增大聚合物含量至0.5%的方式，對粉砂巖顆粒及時包裹，以增大粉砂巖顆粒直徑，有效解決了粉砂巖井段鉆井過程中跑漿問題，并保證了鉆井液清潔。

3.3 三開（956.6～2 600 m）

三開鉆遇地層為Upper marine shale、Bokabil和Bhuban，套管鞋至1350 m井段砂巖發育，砂巖以粉砂巖及細砂巖發育為主，跑漿嚴重。1 350～2 593 m井段砂泥巖互層發育，泥巖偏軟，隨著井深的增加，泥巖逐漸變硬，砂巖顆粒發育逐漸變大，2 250 m至井底砂巖夾層顆粒達到細砂巖級別，泥巖發育為頁巖。

三開選用聚磺防塌鉆井液體系，基本配方為：（5%～7%）膨潤土+（0.2%～0.3%）純堿+（0.2%～0.3%）NaOH+（0.3%～0.5%）PAM+1%PAC-LV+ 0.5%聚合物降濾失劑JZC+2%SMP-1+3%FT-1+（3%～5%）QS-2。三開粉砂巖段鉆進，采用二開方式，采取高膨潤土含量、高聚合物含量鉆井液鉆進，經鉆井液有效包裹后，粉砂巖顆粒變大，解決了粉砂巖跑漿問題。

鉆進至井深1 362 m時，鉆時1～2 min/m，日補充量為40～50 m3/d，通過巖屑錄井及電阻率值實時監測，地層巖性為大段粉砂巖，主要成分為石英，含少量長石及暗色礦物。接立柱前倒劃眼至井深 1 357 m時憋停頂驅，泵壓未見明顯異常，上提16 t遇卡，下放24 t未解卡，開泵正常，下壓32 t解卡。劃眼正常后接立柱，鉆進至井深1 367 m，上提不到0.5 m遇阻，劃眼困難。繼續鉆進至井深1 390 m，巖性未發生變化，新鉆井眼上提遇阻，倒劃眼扭矩較大，部分點劃眼困難，泵入20 m3用膨潤土配制的滴流高黏稠塞，返出后巖屑未見明顯變化，井下未見明顯改善。起鉆檢查鉆具，鉆頭及滿眼扶正器起出后較干凈，無泥巴附著。經調查，該區塊井在1 300～2 000 m井段頻發卡鉆，決定開始處理鉆井液。處理前，鉆井液密度為1.12 g/cm3，漏斗黏度為35 s，塑性黏度為6 mPa·s，動切力為2.5 Pa，靜切力為1/4 Pa/Pa，濾失量為30 mL，膨潤土含量為40 g/L，在保證沖刷能力不變的條件下，通過加入PAC-LV的方式，將濾失量降至15～18 mL，再將濾失量降至5 mL，井下情況未見好轉改變，判斷通過調整體系濾失量無法解決井下的砂巖瞬間小井眼問題。鑒于復雜地層純砂巖發育，嘗試提高封堵能力以改善泥餅質量，通過集中加入封堵材料超細碳酸鈣、超低滲處理劑和單向壓力封閉劑的方式封堵砂巖段孔隙，井下未見好轉，通過調整體系封堵性能無法解決井下的砂巖瞬間小井眼問題。判斷為地層的應力釋放，可通過加入銨鹽的方式，調整鉆井液流型，將鉆井液黏度從45 s降至35 s，動塑比從0.41降至0.22 Pa/（mPa·s），以加大對井壁沖刷，增大井眼擴大率，同時強化并加密工程劃眼的方式解決井下砂巖瞬間小井眼問題。該情況持續井段1 362～2 300 m，砂巖遇阻嚴重，砂巖鉆時為1～2 min/m,倒劃眼為2～5 min/m，泥巖基本沒顯示，倒劃眼后，短程起下鉆無顯示。井深2 300 m以后砂巖瞬間小井眼問題不明顯。

發現頁巖后，及時將體系轉換為聚磺防塌鉆井液體系，一次性加入2%SMP-1、3%FT-1和4%QS-Z，再用1%PAC-LV和0.5%JZC將體系濾失量控制在6 mL以內，用PAM及燒堿配制膠液，維護密度在1.14～1.15 g/cm3，黏度為50～55 s，動塑比為0.38～0.42 Pa/（mPa·s）鉆進，以保證井下安全。

3.4 四開（2 600～3 560 m）

開鉆地層為Bhuban，為該井目的層，地層實鉆巖性為灰色細砂巖與深灰色、灰色頁巖不等厚互層，頁巖成巖性較好，地質標定為輕微硬脆性頁巖，易垮塌，該區塊四開井段卡鉆頻繁。

四開選用的胺基聚醇體系開鉆，基本配方為：（3%～5%）膨潤土+（0.2%～0.3%）NaCO3+（0.2%～0.3%）NaOH+（0.3%～0.5%）PAM+（2%～3%）SMP-1+（3%～4%）FT-1+0.5%AP-1+（0.5%～1%）鋁基聚合物防塌劑DLP+1%JZC+（3%～5%）QS-Z。開鉆前，在套管內處理鉆井液，在三開鉆井液基礎上，開啟離心機將膨潤土含量降到32 g/L，補充1%SMP-1、 2%FT-1，再用JZC將濾失量降至3 mL以內，循環均勻后，一次性加入0.5%AP-1，轉換為胺基聚醇鉆井液體系，再四開鉆進。鉆進過程中，逐步補充水化好的膨潤土漿，在提高造壁性的同時，逐步將動塑比從0.21 Pa/（mPa·s）提至0.48 Pa/（mPa·s），以保證在頁巖段鉆進過程中，降低鉆井液對井壁的沖刷，維護井壁穩定。隨著井深的增加，發現井壁掉塊依舊存在，且巖屑中掉塊含量未見明顯減少，鉆進至井深2 780 m時，再次補充3%磺化瀝青和1.5%鋁基聚合物防塌劑DLP，并將中壓濾失量降至2 mL，高溫高壓濾失量降至8.6 mL（120 ℃），巖屑掉塊未見明顯變化。為了保證井下安全及后期施工的順利，現場經大量小型實驗驗證，決定將體系轉換為胺基聚醇-KCl強抑制鉆井液體系，并在井深2 850 m處成功轉型，一次性向體系中補充7%KCl的主處理劑，再微調流型及濾失后，振動篩掉塊消失，轉型后鉆井液密度為1.17 g/cm3，黏度為55 s，塑性黏度為16 mPa·s，動切力為6.5 Pa，靜切力為2/6 （Pa/Pa），濾失量為2.2 mL，膨潤土含量為28 g/L，維護該性能鉆進，及時補充材料消耗，以保證體系中主處理劑AP-1和KCl的有效含量，保證井壁穩定，順利鉆穿四開設計井段。應地質要求，繼續加深鉆進井深360 m，通過將超細碳酸鈣加量提至6%的方式，有效的保護了油氣層，順利發現多套新儲層，由于新儲層壓力系數較高，提鉆井液密度至1.26 g/cm3，保證井控安全。完鉆后，在井漿中加入2%液體潤滑劑RH-3封井，電測、下套管順利。完鉆鉆井液密度為1.26 g/cm3，黏度為58 s，塑性黏度為18 mPa·s，動切力為8 Pa，靜切力為3/8（Pa/Pa），濾失量為2mL，膨潤土含量為30 g/L。

由表2四開段井徑數據可以看出，轉換為胺基聚醇-KCl強抑制鉆井液體系后，井徑擴大率降低，井壁穩定性增強，說明胺基聚醇-KCl強抑制鉆井液體系能夠滿足四開井段井壁穩定需求。

表2 Syl25井四開井徑數據表

4 認識與建議

1.適當提高膨潤土含量和包被能力，能夠有效包裹粉砂巖顆粒，增大粉砂巖直徑，避免粉砂巖鉆進過程中振動篩大量跑漿問題。

2.保持良好的鉆井液流型沖刷井壁，并輔以工程劃眼，可以解決Syl區塊砂巖段的砂巖瞬間小井眼問題，避免卡鉆事故的發生。

3.胺基聚醇鉆井液體系無法滿足該區塊四開井段井壁穩定要求，轉換為胺基聚醇-KCl鉆井液體系后，抑制能力得到增強，能夠有效解決Syl區塊四開井段井壁穩定問題，保證四開段施工順利進行。

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Drilling Fluid Technology for Use in Drilling Well Sy125 in Syl Gas Field in Country B

LIU Haipeng1, WANG Benli1, ZHAO Liming1, LI Xijun1, HONG Hanghai1, WANG Wei1, WU Wanhua2
(1. Drilling Engineering Technology Branch of Shengli Petroleum Engineering Ltd.,Sinopec, Dongying, Shandong 257064; 2. Technical supervision and inspection department of Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552)

The Syl gas field located in Country B has complex geological structures. 21 wells were drilled in this gas field, nine of which have encountered pipe sticking during drilling, 7 abandoned. During drilling of the 21 wells, 23 times of various drilling troubles took place. To better develop the Syl gas field, a cooperation agreement was reached between the National Gas Field Company Ltd. of the country B and Sinopec, which proposed 4 wells in this gas field. The Well Syl-25 was the first well to be drilled, with designed depth of 3,200 m, and actual drilled depth of 3,560 m. Different drilling fluid formulation were selected for use in different intervals. To avoid the flow of drilling fluid over the shale shakers in siltstone drilling, the bentonite content of the drilling fluid was reasonably increased and the inhibitive capacity improved. Good mud rheology, which was maintained to clean the hole, accompanied by reaming operation, overcame the problem of “sudden slim hole” along the sandstone section in the Block Syl. In drilling the fourth interval, amine based poly alcohol drilling fluid was used to stabilize the borehole wall. The Well Syl-25 was finally deepened to 3,560 m with the consent from drilling and geology engineers. Drilling of the hole section from 3,200-3,560 m, which had never been performed in the past in the country B, not only helped the engineers obtain lithological data of this section, it also found 7 extra pay zones with high production rates. Completion tests of the well gave birth to 640,000 m3/day industrial gas flow.

Siltstone; Borehole collapse in shale formation; Amine based poly alcohol drilling fluid; Sudden slim hole in sandstone; Well Syl-25

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0044-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.008

劉海鵬，1979年生，高級工程師，2003年畢業于石油大學（華東）應用化學專業，現在從事鉆井液的現場技術服務和室內研究工作。電話 13589449805；E-mail：haipengl@163.com。