高密度油包水钻井液在大古3井中的应用

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1、学兔兔www.xuetutu.com第31卷第2期钴井液与完井液V01．3lNO．220l4年3月DRILLINGFLUID&C0MPLET10NFLUIDMar．20l4doi：10．3969~．issn．1001—5620．2014．02．010高密度油包水钻井液在大古3井中的应用潘丽娟，王悦坚，于培志，刘彪(1．西北油田公司T程技术研究院，乌鲁木齐；2．中国地质大学(北京)T程技术学院，北京)潘丽娟等．高密度油包水钻井液在大古3井中的应用[J]．钻井液与完井液，2O14，31(2)：35—38．摘要大古3井是塔里木盆地库车山前地区的一口重点探井。

2、该井四开2l5．9mm裸眼井段压差卡钻风险大，白垩系舒善河组地层具有极强的水化能力和一定的硬脆性，极易水化掉块造成硬卡，现场采用强抑制强封堵KCI一阳离子乳液聚磺钻井液仍无法满足钻井要求，复杂处理时间长达6O．93d。通过室内实验研制了一套密度为1．63g／cm、油水比为80：20的油包水钻井液，该体系的抑制性强，抗高温、抗水和抗土污染的能力强，且塑性黏度高、沉降稳定性好，通过强化抑制和减弱冲刷2方面作用来稳定地层，解决了大古3井的泥岩掉块问题，同时较水基钻井液钻时更快，为优化库车山前地区钻井工艺奠定了坚实基础。关键词压差卡钻；剥落掉块；KC1阳离子乳

3、液聚磺钻井液；油包水钻井液；大古3井中图分类号：TE254．3文献标识码：A文章编号：1001．5620(2014)02-0035—04大古3井是巾石化西北油田公司部署在塔里木盆善河组泥岩掉块巾最大长×宽×厚达到13cm×1．0地库车山前地区的一口重点探井，目的层位为古生界cm×0．5cm和6．5cm×3．5cm×1．0cm(见图I)。现寒武系，完钻井深为7091m。该井采用五级结构，场通过逐步提高钻井液密度至1．63g／cm(地层压力钻井周期为430．05d，其中四开钻井周期为240．19d，系数为1．30～1．45)，添加聚胺抑制剂复配氯化钾，占全

4、井钻井周期的55．8％，四开舒善河泥岩水敏性极以强化钻井液的抑制性，添加高软化点阳离子乳化沥强，并且具有一定的硬脆性，强抑制性KC1．聚磺钻青复配非渗透处理剂，以进一步增强体系封堵性能，井液无法满足钻井要求，掉块阻卡及坍塌埋钻的复杂强钻至井深6955．3m过程中，掉块问题仍未能解决。处理时间为60．93d，占四开钻井周期的25．37％。通过对大古3井舒善河组泥岩样品进行全岩矿物和黏土矿物分析(见表2)，显示样品含有一定量的方1钻井液技术难点及对策解石或白云石，这些矿物在一定程度上增强岩石硬度，大古3井井身结构及其钻井液技术难点见表1。故当出现掉块时，极

5、可能导致硬卡；黏土矿物以伊利借鉴邻井亚肯3井和大古2井在浅层井段的成功经石或低混层比的伊／蒙混层和绿泥石为主，这些高伊验，大古3井二开采用高黏度的聚合物钻井液维持井利石化的泥岩具有一定硬脆性，因此若发生井壁失稳，壁稳定和井眼清沽；j开采用KC1一欠饱和盐水聚磺将以剥落掉块为主。进一步对舒善河组泥岩样品进行钻井液，降低石膏对钻井液性能的影响，通过非渗透加水／加白油浸泡实验，加水样品经2min即分散崩处理剂和屏蔽暂堵剂强化对地层的封堵，解决了压差塌(见图2)，而加白油样品经过lh仍保持原状，证卡钻问题⋯；四开采用强抑制性KC1．阳离子乳液聚实了该泥岩水敏性

6、极强，水化分散极快且彻底。磺钻井液钻至巴什基奇克组井深6273．95m处，发生油包水钻井液由于具有低滤失量和高塑性黏度，钻具瞬间卡钻，解卡失败后同填侧钻，钻至舒善河组能够从强化抑制和减小冲刷2方面稳定井壁，【大】此抑井深6799．58m处，井内掉块现象严重，多次发生起制坍塌效果优于其他常用钻井液体系[2-4]o为此，大钻后不能下钻到底、划眼憋停转盘的情况，返出的舒古3井四开决定更换油包水钻井液体系。第一作者简介：潘丽娟，助理工程师，2011年毕业于西南石油大学应用化学专业，现在从事钻井液工艺技术研究工作u地址：新疆乌鲁木齐新市区长春南路466号西北油田

7、分公司科研生产园区；邮政编码830011；电话(0991)3161156；E-mail：panlijuan19831001@163．com。学兔兔www.xuetutu.com36钨井液与完井液2014年3月——r660．4×l55508×l54．17．19Q上部地层胶结疏松易垮塌．要求钻外液有较高的黏二开444．5×3l00339．7×3099．355．10N2度切力值，维持片壁稳定．增强携岩能力大段的膏质软泥岩易水化膨胀缩径，造成起下钻阻卡严蓖，尤其244．5x5277．6{开311．2x5642吉迪克组泥岩富含膏，并且发育高压盐水层，要求钻井液有

8、+23×564O良好的抗钙污染能力，同时做好高密度下的防压差钻措施?巨、215．9×6273．