锦州25－1南油田生产井起钻难的原因分析

时间：2024-09-03

王洪伟（中海油服油田化学事业部塘沽基地，天津300452）

王昌军，吴宇（长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州434023）

根据渤海油田的长远目标规划，2020年将达到4000×104t的宏伟产量目标，要维持3000×104t的产量并冲上更高的新台阶，需对老油田和渤海中小型油气田的开发进行调整。其中位于渤海辽东湾海域的锦州25－1南油田作为主力油田之一储量可观。但该区块目前在二开钻井作业中，12in部分井段起下钻阻卡严重，严重影响了钻井时效，成为制约渤海油田再提速的重要瓶颈之一。笔者研究分析了锦州25－1南油田生产井起钻难的原因，对渤海油田其他大斜度大位移井钻井提效具有重要指导意义。

1 起钻难的地层因素分析

1．1 地质分层及地层特征

锦州25－1南油田揭示的地层，自上而下分别为第四系平原组（Qp），新近系明化镇组（Nm）和馆陶组（Ng），古近系东营组（Ed）和沙河街组（Es），含油层系发育于古近系沙河街组。

选取JZ25－1SA24H井，利用X射线衍射仪对不同井深的岩屑进行了岩性分析，结果如表1所示。该井井深1470m以上处黏土矿物的质量分数较高，其中1800～1900m井段处黏土矿物质量分数高达62．14%，说明该地层泥岩容易水化膨胀，从而易造成井壁不稳，出现垮塌、扩径等现象。

表1 JZ25－1SA24H井不同井深岩屑黏土矿物分析

1．2 起钻难的地层原因分析

2）裸眼段携砂困难，倒划眼起钻困难：Nm组地层造斜30～40°，Ng组及Ed组上部地层段稳斜，Ed组下部及Es组地层造斜至85～90°，稳斜段及下部造斜段钻进时返砂量少；Ng组底砾岩层、Ed组砂泥岩互层、Es组砂泥岩互层倒划眼起钻困难。

2 井径变化引起的起钻难原因分析

JZ25－1S平台探井上部明化镇组、馆陶组地层钻进均是采用的海水膨润土浆，井下均存在不同程度的井径扩大，电测下钻不到底的现象。图1、2分别为 JZ25－1S－2 井、JZ25－1S－3井井径曲线图。

由图1、2可知，上部明化镇组、馆陶组井段井径扩大明显，JZ25－1S－2井、JZ25－1S－3 井的最大井径均在套管鞋或者套管鞋下几十米处。其中最大井径达到了20．90in（钻头尺寸12．25in），井径扩大率高达70．61%，形成 “大肚子”井眼，导致岩屑在 “大肚子”里形成回流，难以被带出地面。

图1 JZ25－1S－2井井径曲线

图2 JZ25－1S－3井井径曲线

3 常用钻井液应用分析

随着大斜度大位移井的逐渐推广，用于钻井的泥浆体系也需要做出调整以应对各种井下复杂情况。对于井斜角大于55°的易垮塌井段，要求钻井液体系满足较低的漏斗黏度以便更好地扰动岩屑床，有利于井眼净化；较高的低剪切速率黏度，能够增强体系悬浮和携砂能力；较强的抑制性（较低的土般土质量浓度），能够有效地抑制泥岩水化膨胀，有助于井壁稳定［1］。

锦州25－1南油田常使用PEM、PEC钻井液体系，选取JZ25－1B6h井、JZ25－1B1h井分析钻井液在20．90in井段内的性能。

3．1 PEM钻井液体系的应用

PEM钻井液是一种强抑制性的聚合物、氯化钾、聚合醇（PF－JLX）钻井液，能有效抑制钻屑的分散和造浆，防止井壁坍塌，保证井眼稳定和井下安全［2～4］。常用于强水敏性复杂地层、大斜度大位移井中下部井眼段的作业。

图3给出了JZ25－1B6h井PEM体系的漏斗黏度（μf）、低剪切速率黏度（2NΦ3－NΦ6）、土般土质量浓度（CMBT）随井深变化的曲线。PEM钻井液体系为了获得较高的低剪切速率黏度，必然会导致泥浆的漏斗黏度及表观黏度上升，这不利于大斜度井的携砂及紊流冲刷，当降低漏斗黏度及表观黏度时，低剪切速率黏度也会随之下降。总的说来，PEM体系虽然具有良好的抑制性，但动切力较低，剪切黏度较小，对于携岩不利。

图3 JZ25－1B6h井PEM体系的物性随井深变化曲线

3．2 PEC钻井液体系的应用

PEC钻井液体系中加入了一种有机正电胶材料PF－JMH－YJ，这种由阳离子单体合成的聚合物带有很强的正电荷，通过中和黏土矿物表面负电荷使其压缩双电层，从而减少黏土水化膨胀的可能性，达到抑制的效果［5］。但是相比PEM钻井液体系，PEC钻井液体系的抑制性能仍然不够。

图4给出了JZ25－1B1h井PEC钻井液体系的漏斗黏度（μf）、低剪切速率黏度（2 NΦ3－NΦ6）、土般土质量浓度（CMBT）随井深变化的曲线。PEC钻井液体系的低剪切速率黏度较高，有较好的悬浮和携砂能力。但是漏斗黏度过高，可能形成不流动层，不利于冲刷携砂；另外，PEC钻井液体系抑制性不够，土般土质量浓度上升，导致黏度不好控制，振动筛返出软泥岩。

图4 JZ25－1B1h井PEC体系的物性随井深变化曲线