高陡構(gòu)造 “三高、窄窗口” 地層克深15井鉆井液技術(shù)

張民立，艾正青，王　威，李家學(xué)，張　震，梁　波，陳澤楊

（1.中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探泥漿技術(shù)服務(wù)公司，天津300280；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆庫(kù)爾勒841000）

高陡構(gòu)造 “三高、窄窗口” 地層克深15井鉆井液技術(shù)

張民立1，艾正青2，王威1，李家學(xué)2，張震2，梁波1，陳澤楊1

（1.中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探泥漿技術(shù)服務(wù)公司，天津300280；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆庫(kù)爾勒841000）

張民立等.高陡構(gòu)造“三高、窄窗口”地層克深15井鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：25-29.

克深15井是塔里木油田庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶中段克深15號(hào)構(gòu)造上部署的一口重點(diǎn)預(yù)探井，存在塔里木山前高陡構(gòu)造、斷層、大井眼、高溫、高密度、高鹽膏、窄密度窗口等工程、地質(zhì)、鉆井液技術(shù)難題。該井優(yōu)選了抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液技術(shù)，圍繞“低活度、弱水化、低的循環(huán)當(dāng)量密度”等采取井壁穩(wěn)定措施，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用，很好地解決了高陡構(gòu)造、大傾角、破碎地層井壁穩(wěn)定，大井眼安全快速鉆進(jìn)，鹽膏層、鹽膏泥混層阻卡、縮徑，以及揭開(kāi)鹽層、鹽膏層、目的層鉆進(jìn)窄密度窗口漏失等一系列技術(shù)難題，實(shí)現(xiàn)了全井安全無(wú)事故，多次電測(cè)均一次成功。與使用國(guó)外油基鉆井液技術(shù)的鄰井相比，鉆井液實(shí)際應(yīng)用密度降低0.05～0.08 g/cm3，體現(xiàn)了該體系強(qiáng)抑制、 低的循環(huán)當(dāng)量密度以及流變性良好，抗高溫和抗鹽、膏、泥等污染能力強(qiáng)，同時(shí)該體系無(wú)毒，環(huán)境保護(hù)性能好，無(wú)熒光，利于提高固井質(zhì)量，低腐蝕，保護(hù)管串性能好等綜合技術(shù)特性，并實(shí)現(xiàn)了鉆井液、完井液一體化，提高了生產(chǎn)時(shí)效。該井的順利完鉆，進(jìn)一步證明了抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液體系推廣應(yīng)用前景廣闊。

高陡構(gòu)造；井壁穩(wěn)定；鹽膏層；窄密度窗口；抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液；水活度；弱水化

1　工程地質(zhì)概況

克深15井完鉆井深為5 660 m，井身結(jié)構(gòu)如下：一開(kāi)，φ660.4 mm×204.6 m+φ508 mm×204.6 m；二開(kāi)，φ444.5 mm×2 260 m+φ365.13 mm×2 260 m；三開(kāi)，φ333.4 mm×3 595 m+（φ282.6 mm× 1 506 m+φ273.1 mm×1 792.9 m）；四開(kāi)，φ241.3 mm×5 480.21 m+（φ196.8 mm×300 m+φ201.7 mm×1 365 m+φ206.4 mm×553 m）；五開(kāi)，φ168.3 mm×5 660 m。

該井地質(zhì)概況見(jiàn)表1。

表1　克深15井地質(zhì)分層及巖性描述

2　施工難點(diǎn)分析

2.1上部高陡構(gòu)造大井眼井段技術(shù)難點(diǎn)

克深15井上部康村組至鹽膏層頂為φ444.5 mm和φ333.4 mm 大井眼段，而且存在高陡構(gòu)造，地層傾角大，2套斷層，多套大段砂礫巖貫穿其中，不整合膠結(jié)，成巖性差，地層破碎，夾層多，水敏性強(qiáng)，地應(yīng)力變化大，對(duì)鉆井液提出了很高的要求。其施工難點(diǎn)主要是工程技術(shù)方面防斜與打快的矛盾非常突出，井身質(zhì)量不易控制，巖石研磨性強(qiáng)，鉆頭選型困難，機(jī)械鉆速很難突破，加之地層穩(wěn)定性差，起下鉆阻卡、劃眼頻繁發(fā)生，嚴(yán)重影響生產(chǎn)時(shí)效。目前看，這方面的因素是制約塔里木山前周期過(guò)長(zhǎng)的主要原因，反而鹽膏層鉆井施工不是主要矛盾。再就是由于存在2套斷層、大段砂礫巖、泥砂巖互層，井壁剝落、掉塊、泥巖分散造漿、縮徑與漏失等多重風(fēng)險(xiǎn)共存，這是鉆井液需要解決的技術(shù)難題［1-5］。

2.2鹽膏層、目的層技術(shù)難點(diǎn)

克深15井鉆遇古近系庫(kù)姆格列木群膏鹽巖段處于異常高壓-超高壓系統(tǒng)之中，地層壓力系數(shù)為2.1～2.5，甚至更高，在克拉蘇地區(qū)廣泛分布古近系庫(kù)姆格列木群膏鹽層，受構(gòu)造擠壓變形影響，厚度變化較大，膏鹽層從646 m到3 911 m不等，同時(shí)夾雜膏泥巖等地層。鉆井技術(shù)難點(diǎn)主要是，大段鹽膏層鉆進(jìn)對(duì)鉆井液污染的問(wèn)題，鹽膏層、膏泥巖蠕變縮徑、阻卡污染的問(wèn)題，膏泥巖鉆屑分散對(duì)高密度鉆井液流變性的影響，以往施工中高密度鉆井液“抑制與分散、固相與流變性、濾失量控制與流變性”三大矛盾非常突出，傳統(tǒng)鉆井液很難解決以上問(wèn)題，在施工中“加-加-放”成為常態(tài)，隨即面臨污水排放問(wèn)題、廢棄鉆井液處理問(wèn)題。

根據(jù)鄰井白堊系地層測(cè)試壓力資料折算，克深15井目的層壓力系數(shù)為1.76左右，屬于高壓系統(tǒng)，同時(shí)裂縫發(fā)育，泥頁(yè)巖水化膨脹，井壁失穩(wěn)問(wèn)題嚴(yán)重，還有就是窄密度窗口溢漏技術(shù)難題突出，井漏、掉塊卡鉆事故、復(fù)雜頻繁發(fā)生。以往所鉆井，漏失復(fù)雜幾乎100%，堵漏復(fù)雜時(shí)效居高不下，因漏而引起的垮塌、卡鉆、劃眼等事故、復(fù)雜占相當(dāng)比例。如何通過(guò)鉆井液綜合性能的調(diào)整，實(shí)現(xiàn)鉆井液使用密度的降低，進(jìn)而解決“窄密度窗口”漏失技術(shù)難題，是解決一切問(wèn)題的關(guān)鍵［6-8］。

3　鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用技術(shù)

3.1鉆井液體系優(yōu)選

以往解決類(lèi)似克深15井施工難點(diǎn)，主要技術(shù)思路是采取“強(qiáng)包被、封堵、高密度”等技術(shù)措施，實(shí)際施工情況是由于使用高密度預(yù)解決垮塌問(wèn)題，但帶來(lái)了普遍的井漏復(fù)雜發(fā)生，尤其是進(jìn)入吉迪克組地層鉆進(jìn)，這個(gè)矛盾非常突出。在克深15井鉆井液施工中，通過(guò)認(rèn)真分析三壓力曲線，結(jié)合以往施工經(jīng)驗(yàn)，通過(guò)對(duì)鉆井液配方進(jìn)行改進(jìn)，通過(guò)降低鉆井液濾液水活度，進(jìn)而降低水敏效應(yīng)、降低水化對(duì)地應(yīng)力的影響程度，甚至實(shí)現(xiàn)不改變地應(yīng)力的原始狀態(tài)，從而實(shí)現(xiàn)鉆井液密度的最大限度降低，以解決力學(xué)支撐與高壓差漏失的矛盾，從而解決因漏導(dǎo)致的阻卡、劃眼、時(shí)效低下等問(wèn)題。優(yōu)選了抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液體系。

3.2分階段鉆井液應(yīng)用要點(diǎn)

克深15井鉆井液應(yīng)用基本分3個(gè)階段，3個(gè)階段均存在自身的特殊技術(shù)難點(diǎn)，但高密度與漏失矛盾基本普遍共存。二、三開(kāi)高陡構(gòu)造、大井眼段為一套配方，主要注重鉆井液的低活度、弱水化、強(qiáng)抑制、流變性等性能指標(biāo)調(diào)控，解決高陡構(gòu)造井壁穩(wěn)定、漏失難題，并注重圍繞如何提高鉆頭水馬力，實(shí)現(xiàn)快速鉆進(jìn)考慮問(wèn)題；四開(kāi)鹽膏層段為一套配方，主要注重鉆井液的復(fù)合鹽配比、濃度及高溫高壓濾失量、抗老化能力等性能指標(biāo)調(diào)控，控制鹽溶率，抑制鹽、膏過(guò)度溶解，同時(shí)又使其具有一定的鹽溶率，一般控制鹽溶率在5%～8%之間，同時(shí)具備較強(qiáng)的抗鹽膏污染能力，實(shí)現(xiàn)鹽膏層的安全鉆進(jìn)和中途完井作業(yè)；五開(kāi)為一套配方，主要注重鉆井液的抗高溫穩(wěn)定性、低活度、弱水化、抑制性以及流變性指標(biāo)調(diào)控，實(shí)現(xiàn)弱水化及低的ECD值，實(shí)現(xiàn)低密度施工，解決井壁穩(wěn)定及由于ECD引發(fā)的誘導(dǎo)性窄密度窗口漏失矛盾。

3.3鉆井液技術(shù)

克深15井鉆井液應(yīng)用性能見(jiàn)表2。

3.3.1二、三開(kāi)鉆井液

1）鉆井液基本配方：（3%～5%）抗鹽結(jié)構(gòu)劑+ （0.3%～0.5%）純堿+ （0.3%～0.8%）大分子包被劑BZ-BYJ-1+ （0.3%～0.8%）中小分子聚合物+（1%～3%）抗鹽降濾失劑BZ-KJS-1+（0.5%～3%）抑制防塌劑BZ-YFT+（0.5%～3%）抑制潤(rùn)滑劑BZ-YRH+（30%～70%）復(fù)合有機(jī)鹽+加重劑。

2）鉆井液轉(zhuǎn)化。二開(kāi)開(kāi)鉆前，沿用一開(kāi)鉆井液鉆塞，鉆塞后全面清理循環(huán)罐內(nèi)沉砂，根據(jù)基本配方配制足量的復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液進(jìn)行轉(zhuǎn)化。

3） 維護(hù)處理。技術(shù)思路是，加入足量的大分子，使其濃度保持在0.3%～0.8%，提高包被抑制能力，同時(shí)保持復(fù)合有機(jī)鹽含量在30%～70%，開(kāi)始用相對(duì)低的濃度，隨著裸眼段的增長(zhǎng)逐步提高，實(shí)現(xiàn)“低活度、弱水化、強(qiáng)抑制”是本開(kāi)次的技術(shù)關(guān)鍵，通過(guò)“低活度、弱水化”，實(shí)現(xiàn)鉆井液應(yīng)用密度的降低，進(jìn)而解決高密度鉆井液穩(wěn)定井壁與漏失的矛盾。由于使用φ444.5 mm和φ333.4 mm 鉆頭鉆進(jìn)，井眼大，環(huán)空返速低，要確保鉆井液有合理的動(dòng)塑比，同時(shí)維持較高的切力，輔助懸浮和攜砂。

表2　克深15井鉆井液性能

日常鉆井液維護(hù)，以補(bǔ)充提前配制好的膠液為主，由于上部機(jī)械鉆速快、大井眼鉆井液消耗量大，膠液補(bǔ)充量大，為保證處理效果，處理劑要提前預(yù)水化處理，尤其是保證大分子的充分溶解分散，有條件最好配備剪切泵或2個(gè)膠液罐交替使用，水化充分后加入復(fù)合有機(jī)鹽，再通過(guò)細(xì)水長(zhǎng)流的形式維護(hù)處理，以達(dá)到好的應(yīng)用效果。各種處理劑加量依據(jù)地層巖性、工程參數(shù)、井下實(shí)際情況隨時(shí)調(diào)整，保證大分子包被劑BZ-BYJ-1和降濾失劑BZ-KJS-1等各種處理劑在鉆井液中的有效含量。尤其是要加足大分子包被劑，對(duì)鉆屑強(qiáng)包被以利于固控設(shè)備進(jìn)行有效清除，減少由于鉆屑量多而產(chǎn)生過(guò)多的劣質(zhì)固相未能及時(shí)清除，導(dǎo)致重復(fù)切削，不易清除并污染鉆井液，導(dǎo)致泥餅質(zhì)量差，起下鉆阻卡等不良后果。在鉆進(jìn)至斷層前，提前補(bǔ)充復(fù)合有機(jī)鹽含量至50%以上，并加大抑制防塌劑BZ-YFT、抑制潤(rùn)滑劑BZ-YRH、隨鉆防滲漏劑BZ-DFT的用量，避免因受斷層影響，水化引起地應(yīng)力變化導(dǎo)致井壁失穩(wěn)、垮塌造成井下復(fù)雜情況。中途完鉆前，維持鉆井液性能穩(wěn)定，提高全井鉆井液的抗溫穩(wěn)定性及潤(rùn)滑性能，為中途完鉆電測(cè)、下套管做好準(zhǔn)備。鉆完進(jìn)尺后，充分循環(huán)帶砂，進(jìn)行短程起下鉆，在確定井眼通暢、清潔情況下配制性能好的封閉液封閉底部至斷層以上復(fù)雜井段，確保電測(cè)、下套管作業(yè)的一次成功率。封閉液性能調(diào)控原則是“三高一低”。

3.3.2四開(kāi)鹽膏層鉆井液

1）鉆井液基本配方。鉆井液基本配方如下。

（0.3%～0.5%）純堿+（2%～4%）抗鹽提切劑+（2%～4%）抗鹽降濾失劑+（3%～5%）抑制防塌劑+（2%～4%）抑制潤(rùn)滑劑+（80%～120%）復(fù)合有機(jī)鹽（1型和2型）+加重劑

2）鉆井液轉(zhuǎn)化。沿用上開(kāi)次鉆井液鉆水泥塞，鉆塞完成后一次性替入配制好的無(wú)土相抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液，充分循環(huán)、剪切至性能滿足施工要求。鉆井液轉(zhuǎn)換配方如下。

0.3%Na2CO3+4%BZ-VIS+3%BZ-KJS-3+2% BZ-YRH+3%BZ-YFT+60%BZ-YJZ-1+40%BZYJZ-2+水+重晶石

3）維護(hù)處理。該井鹽膏層段長(zhǎng)1 885 m，且中間夾雜膏泥、鹽間軟泥等，鉆井周期長(zhǎng)，幾百方高密度鉆井液一旦性能惡化，就要大量置換或排放，所以，日常維護(hù)處理工作非常重要，必須樹(shù)立預(yù)防為主、處理為輔的理念。日常維護(hù)采用補(bǔ)充膠液細(xì)水長(zhǎng)流方式，膠液配制依次加入Na2CO3、抗高溫抗鹽降濾失劑、抗高溫抗鹽抑制防塌劑、抗高溫抗鹽抑制潤(rùn)滑劑、復(fù)合有機(jī)鹽等，配制過(guò)程中始終開(kāi)啟攪拌器，實(shí)現(xiàn)充分循環(huán)剪切攪拌。膠液中復(fù)合有機(jī)鹽濃度在滿足抑制性的同時(shí)，適當(dāng)控制欠飽和，以實(shí)現(xiàn)5%～8%的鹽溶率為理論依據(jù)。復(fù)合有機(jī)鹽濃度一般控制在90%左右即可，根據(jù)地層巖性變化，通過(guò)調(diào)整1型、2型復(fù)合有機(jī)鹽的比例，微調(diào)各項(xiàng)性能指標(biāo)，防止鹽層蠕變縮徑形成小井眼、甚至卡鉆情況的發(fā)生。同時(shí)針對(duì)鹽間軟泥巖、膏泥巖易分散的特點(diǎn)，適當(dāng)加大抑制潤(rùn)滑劑BZ-YRH以及BZ-YJZ-2的使用，盡可能地抑制泥巖水化分散，在維持井壁穩(wěn)定的同時(shí)減少由于低密度泥質(zhì)固相對(duì)鉆井液流變性造成影響。日常維護(hù)必須遵循細(xì)水長(zhǎng)流且不間斷維護(hù)原則，膠液配制必須將處理劑充分水化后再加入有機(jī)鹽，混入鉆井液中起到良好的護(hù)膠作用，堅(jiān)持按要求做全套性能，保持鉆井液中各處理劑有效含量，另外各種處理劑嚴(yán)禁以干粉形式加入，必須配制成膠液，高密度鉆井液維護(hù)處理這點(diǎn)非常重要。鉆完中途完鉆進(jìn)尺以后，充分循環(huán)帶砂，短程起下鉆，在確保井眼通暢、清潔情況下配制性能好的封閉液封閉底部井段，確保電測(cè)、下套管作業(yè)的一次成功率。封閉液性能調(diào)控原則是“三高一低”，密度附加2%。

3.3.3五開(kāi)目的層鉆井液

1）鉆井液配方。鉆井液配方如下：水+（0.3%～0.5%）純堿+（2%～4%）抗鹽提切劑+（2%～3%）抗鹽降濾失劑+（3%～6%）抑制防塌劑+（2%～5%）抑制潤(rùn)滑劑+（60%～90%）復(fù)合有機(jī)鹽+加重劑。

2）鉆井液轉(zhuǎn)化。使用離心機(jī)最大限度地清除四開(kāi)優(yōu)質(zhì)井漿中的固相以降低密度，同時(shí)補(bǔ)充膠液，達(dá)到稀釋護(hù)膠、調(diào)整其他性能，防止鉆塞期間水泥污染引起鉆井液稠化的目的，保證鉆井液的低活度、弱水化、強(qiáng)抑制、良好流變性能，努力實(shí)現(xiàn)“三低、低ECD”性能調(diào)控目標(biāo)。稀釋護(hù)膠膠液配方為水+ 0.4%Na2CO3+2%BZ-VIS+1%BZ-KJS-3+1.5% BZ-KJS-2+2%BZ-YRH+3%BZ-YFT+30%BZ-WYJ2

3）維護(hù)處理。五開(kāi)鉆井液維護(hù)處理主要以“低活度、弱水化”實(shí)現(xiàn)鉆井液使用密度的盡量降低，解決井壁穩(wěn)定與窄密度窗口漏失矛盾，同時(shí)注重保護(hù)油氣層。目的層鉆進(jìn)在滿足井控要求的前提下，盡量走鉆井液密度下限，加強(qiáng)固控設(shè)備使用，鉆進(jìn)期間維持復(fù)合有機(jī)鹽總含量不低于90%，充分發(fā)揮鉆井液基液活度低、弱水化、低固相等獨(dú)特技術(shù)優(yōu)勢(shì)，最大限度地實(shí)現(xiàn)好的流變性和油氣層的保護(hù)。鉆完進(jìn)尺后，充分循環(huán)帶砂，短程起下鉆，在確保井眼通暢、清潔情況下配制性能好的封閉液封閉全部裸眼井段。

抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液技術(shù)在克深15井的應(yīng)用，取得了很好的應(yīng)用效果，與工程密切配合，全井實(shí)現(xiàn)了安全無(wú)事故，鉆井液使用密度同比降低0.05～0.08 g/cm3，較好地解決了井壁穩(wěn)定、窄密度窗口誘導(dǎo)性漏失技術(shù)難題，實(shí)現(xiàn)了高陡構(gòu)造、大井眼、斷層復(fù)雜結(jié)構(gòu)以及大段鹽膏層的安全提速；電測(cè)一次成功率均為100%；高密度鹽膏層取心鉆進(jìn)作業(yè)1次，取心進(jìn)尺5.2 m，巖心收獲率94.23%，實(shí)現(xiàn)了鉆井液、完井液一體化，提高了生產(chǎn)時(shí)效，同時(shí)體系的環(huán)境保護(hù)性能好。

4　認(rèn)識(shí)與結(jié)論

1．抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液技術(shù)在克深15井的應(yīng)用，驗(yàn)證了筆者提出的通過(guò)采取“低活度、弱水化、低循環(huán)當(dāng)量密度”的井壁穩(wěn)定措施實(shí)現(xiàn)降低鉆井液密度、進(jìn)而解決高壓差、壓耗誘導(dǎo)性漏失技術(shù)思路的可行性。

2.抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液技術(shù)在解決技術(shù)難題的同時(shí)，與油基鉆井液相比體現(xiàn)出無(wú)毒、無(wú)熒光、對(duì)金屬及橡膠低腐蝕、防火防爆，性價(jià)比優(yōu)良、鉆井液及完井液一體化等綜合技術(shù)優(yōu)勢(shì)，尤其是在環(huán)境保護(hù)要求日益嚴(yán)格、鉆井成本不斷下降的環(huán)境下，抗高溫高密度復(fù)合有機(jī)鹽鉆井液體系更有應(yīng)用前景。

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Drilling Fluid Technology for Well Keshen-15 Penetrating Highly Deep HTHP Gypsum Formations

ZHANG Minli1， AI Zhengqing2， WANG Wei1， LI Jiaxue2， ZHANG Zhen2， LIANG Bo1， CHEN Zeyang1
（1. Drilling Fluid Technology Services of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Tianjin 300280；2. PetroChina Tarim Oilfield Division， Korla， Xinjiang 841000）

The well Keshen-15 is a key exploration well drilled in the Keshen 15#structure of the middle Kelasu tectonic zone， Kuche depression， Tarim. Difficulties that must be faced during drilling include highly deep formations， faults， large hole size， high temperature，high mud density， developed salt and gypsum formations， and narrow mud density window etc. High temperature high density complex organic salt drilling fluids were formulated to have “l(fā)ow water activity， low hydrating potential and low equivalent circulation density（ECD）”， in an effort to deal with the difficulties as mentioned above. With these measures， no trouble had ever occurred during drilling，and all of the wireline loggings were successful at the first try. Compared with the well drilled nearby with oil base drilling fluid， the mud density was reduced by 0.05-0.08 g/cm3， indicating that this organic salt drilling fluid had strong inhibitive capacity， low ECD，good rheology， high temperature stability， and resistance to salt， gypsum and drill cutting contamination. Meanwhile， this drilling fluid was environmentally friendly， non-fluorescent， had low corrosion to tubular goods， and can be used as drill-in fluid to save drilling time. The successful drilling of the well Keshen-15 has proved the potential of wide application of the high temperature high density complex organic salt drilling fluid.

Highly deep structure； Borehole wall stabilization； Salt and gypsum formation； Narrow density window； High temperature high density complex organic salt drilling fluid； Low activity； Low hydrating potential

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0025-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.005

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)攻關(guān)項(xiàng)目 《西部山前復(fù)雜地層安全快速鉆井技術(shù)》課題“高溫高密度有機(jī)鹽鉆井液體系”（2011ZX0521-001）。

張民立，高級(jí)工程師，中油集團(tuán)高級(jí)技術(shù)專(zhuān)家，1965年生，從事鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及技術(shù)管理工作近30年。電話13699338299；E-mail：tlm_zml@cnpc.com.cn。

（2016-7-11；HGF=1605W1；編輯汪桂娟）