準(zhǔn)噶爾盆地超深井達(dá)探1井鉆井液技術(shù)

余加水，　周玉東，　辛小亮，　黃凱，　陳黎，　羅亮

準(zhǔn)噶爾盆地超深井達(dá)探1井鉆井液技術(shù)

余加水1，周玉東1，辛小亮2，黃凱1，陳黎1，羅亮2

（1.中石油西部鉆探工程有限公司克拉瑪依鉆井公司，新疆克拉瑪依834009；2.中石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依834000）

余加水等.準(zhǔn)噶爾盆地超深井達(dá)探1井鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：60-64.

目前達(dá)巴松區(qū)塊共完成11口探井，二開、三開使用的是鉀鈣基聚磺鉆井液體系，在鉆探過(guò)程中頻繁出現(xiàn)縮徑、垮塌、井漏、溢流等復(fù)雜事故，同時(shí)存在起下鉆阻卡嚴(yán)重、鉆井液受污染后性能極不穩(wěn)定等問題。通過(guò)優(yōu)選包被劑和添加胺基抑制劑，整體提高了體系抑制分散能力，解決了達(dá)探1井白堊系和侏羅系膏質(zhì)泥巖極易水化膨脹造成井眼縮徑垮塌的問題；通過(guò)利用體系強(qiáng)抑制、完善配方的封堵防塌能力、使用合理鉆井液密度，杜絕了侏羅系西山窯組和八道灣組地層由于煤層發(fā)育容易發(fā)生垮塌、井漏的問題；通過(guò)KCl與NaCl的復(fù)配，提高體系的抑制性能和抗污染能力，體系回收率從原來(lái)的91.6%提高到97.5%，抗NaHCO3污染能力從5%提高至10%以上；優(yōu)選復(fù)配合理的隨鉆堵漏劑和采用近平衡鉆進(jìn)，解決了可能發(fā)生的井漏問題。達(dá)探1井在井眼尺寸增大的情況下，鉆井速度相比鄰井大幅提升，平均機(jī)械鉆速提高了35.48%；全井復(fù)雜事故率為零；各次完鉆電測(cè)和下套管均一次成功；鉆井月速為1 105.86 m/臺(tái)月，較達(dá)1井提高51.23%，較達(dá)9井提高28.1%，較達(dá)10井提高48.12%。

胺基抑制劑；膏質(zhì)泥巖；縮徑垮塌；卡鉆；鉆井液污染；封堵性；抑制性

達(dá)探1井位于新疆維吾爾自治區(qū)和布克賽爾縣內(nèi)，目的層為二疊系風(fēng)城組和石炭系地層。達(dá)探1井為重點(diǎn)風(fēng)險(xiǎn)探井，井型為直井，完鉆井深為6 226 m，井身結(jié)構(gòu)為：φ660 mm鉆頭×495 m（φ508 mm表層套管×494.7 m）+φ444.5 mm鉆頭×3 885 m（φ339.73 mm技術(shù)套管×3 883 m）+ φ311 mm鉆頭×5 685 m（φ244.5 mm技術(shù)套管× 5 679 m）+φ216 mm×6 226 m（φ177.8 mm油層套管×6 221.57 m）。

1　鉆井技術(shù)難點(diǎn)

1）達(dá)探1井鄰井二開、三開井段使用鉀鈣基聚磺鉆井液，施工過(guò)程中頻繁出現(xiàn)起下鉆阻卡，甚至出現(xiàn)井壁失穩(wěn)、垮塌，造成卡鉆事故，影響鉆井速度。

2）達(dá)探1井二開井段上部白堊系地層大段泥巖發(fā)育，易吸水膨脹，造成井眼縮徑垮塌；侏羅系地層煤層發(fā)育，西山窖組和八道灣組地層含7～8段煤層，最長(zhǎng)煤層厚度超過(guò)10 m，井眼承壓能力低；三開段克拉瑪依組和百口泉組地層均質(zhì)性差，以砂泥巖互層和砂礫巖互層為主，承壓能力低，易發(fā)生井漏；二疊系風(fēng)城組地層存在鹽膏層，易造成鉆井液污染；三疊系、二疊系和石炭系為異常高壓地層，并且下部夏子街、風(fēng)城組和石炭系地層鄰井未鉆遇過(guò)，風(fēng)城組和石炭系裂縫發(fā)育，存在惡性井漏風(fēng)險(xiǎn)。

2　鉆井液配方優(yōu)選

2.1二開

采用新疆南緣極易水化分散的安集海露頭巖心作巖樣（巖心清水回收率為8.5%）。在濃度為0.5%的不同包被劑膠液中加入粒徑為2.0～3.2 mm的巖樣，在120 ℃熱滾16 h后，測(cè)得回收率由大到小的順序?yàn)椋篜MHA-2≥FA367≥MAN104≥JB66，因此選用PMHA-2作包被劑。為了進(jìn)一步提高體系的抑制效果，在二開原抑制劑為KCl配方中添加1.5%胺基抑制劑，使整個(gè)配方的回收率從87.5%提高到95.3%。二開鉆井液還選用SP-8作聚合物，用SMP-2、SPNH改善泥餅質(zhì)量和控制濾失量，以改性纖維TP-2和ZL-1作為隨鉆堵漏劑。達(dá)探1井二開配方如下［1-3］。

4%膨潤(rùn)土+0.2%Na2CO3+0.5%KOH+10% KCl+0.8%降濾失劑SP-8+1.5%胺基抑制劑+0.8%包被劑PMHA-2+0.7%復(fù)配銨鹽+2%SMP-2（粉）+ 2%SPNH+1%低熒光潤(rùn)滑劑+4%磺化瀝青粉（陽(yáng)離子乳化瀝青）+2%隨鉆堵漏劑+1%膠凝劑+0.5%CaO+普通重晶石

由于二開井段存在大段膏質(zhì)泥巖，因此進(jìn)行了抗污染實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如表1所示，得到鉆井液經(jīng)2%CaSO4和15%夏子街土污染后，性能優(yōu)良。

表1　二開鉆井液的抗土、抗鈣性能

2.2三開

三開配方是在二開配方基礎(chǔ)上完善，增加15%NaCl，進(jìn)一步提高鉆井液的礦化度，增強(qiáng)配方抗碳酸氫根污染的能力。三開選用液體潤(rùn)滑劑與固體潤(rùn)滑劑復(fù)配改善潤(rùn)滑性能，封堵劑選用抗溫更好的PHT和天然瀝青粉KH-n。三開鉆井液配方如下。

2%膨潤(rùn)土+0.2%Na2CO3+0.5%KOH+10% KCl+0.8%SP-8+0.8%PMHA-2+0.5%LV-CMC+ 2%SMP-2（粉）+2%SPNH+15%NaCl+2%石墨+2%液體潤(rùn)滑劑+2%PHT+3%KH-n+1%SPAN-80+2%隨鉆堵漏劑+0.5%CaO+活化重晶石

三開井段的烏爾禾組和風(fēng)城組可能有碳酸氫鈉巖層污染鉆井液，因此進(jìn)行了抗污染評(píng)價(jià)［4-5］，結(jié)果見表2。

表2　三開鉆井液中加入15%NaCl前后的抗污染性能

如表2所示，加入NaCl的鉆井液，抗10% NaHCO3污染的性能明顯優(yōu)于不加的。

2.3四開

鄰井沒有四開井段，該段是未知地層，鄰井沒有可借鑒的鉆井資料，鉆井風(fēng)險(xiǎn)極大。四開井段的風(fēng)城組可能有碳酸氫鈉巖層污染鉆井液，及石炭系可能有污染物。為了加強(qiáng)體系的抗污染能力，四開鉆井液在三開鉆井液基礎(chǔ)上，對(duì)聚合物降濾失劑進(jìn)行室內(nèi)評(píng)價(jià)，測(cè)得降濾失效果排序?yàn)椋篈P220＞SP-8＞JT888。該結(jié)果表明，在高溫下AP220具有更好的降濾失作用。因此在三開配方基礎(chǔ)上增加0.8%AP220和3%流型調(diào)節(jié)劑TX，主要用于高溫高密度下流變性能控制。

1）抗高溫評(píng)價(jià)。達(dá)探1井預(yù)測(cè)井底溫度達(dá)150 ℃，抗溫評(píng)價(jià)結(jié)果見表3。由表3可知，鉆井液經(jīng)150 ℃老化不同時(shí)間后，性能穩(wěn)定。

表3　四開鉆井液抗溫性能評(píng)價(jià)

2）抗污染評(píng)價(jià)。如表4所示，經(jīng)5%NaHCO3和10%NaHCO3污染后，鉆井液的性能穩(wěn)定，體系有很好的抗HCO3-污染能力。

表4　四開鉆井液抗NaHCO3污染性能

3）沉降穩(wěn)定性能。取1 000 mL在150 ℃老化72 h后的鉆井液倒入帶刻度的量筒中靜置，然后分別檢測(cè)量筒上下部的密度。測(cè)得靜置16、48、72 h后量筒上下最大密度差為0.01 g/cm3，說(shuō)明鉆井液滿足安全鉆井的需求。

4）防漏堵漏。通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，采用抗高溫的改性纖維、特殊加工粒徑為0.125～0.180 mm的石灰石、云母、蛭石及天然瀝青復(fù)配，兼顧架橋、填充和封堵功能，預(yù)防鉆井過(guò)程中出現(xiàn)井漏。如果施工中出現(xiàn)井漏，選用KZ系列、綜合堵漏劑和核桃殼復(fù)配使用。

3　現(xiàn)場(chǎng)鉆井液維護(hù)處理技術(shù)

3.1一開（0～500 m）

按設(shè)計(jì)配制10%的預(yù)水化膨潤(rùn)土漿作表層漿，采用LV-CMC護(hù)膠。鉆進(jìn)中使用高含量膨潤(rùn)土漿補(bǔ)量，用0.3%～0.5%的LV-CMC膠液控制濾失量，始終保持鉆井液具有高膨潤(rùn)土含量、高黏度和高切力，確保流砂層井壁穩(wěn)定；黏度嚴(yán)格控制在80 s以上，鉆完進(jìn)尺前把密度提到1.25 g/cm3；完鉆后充分洗井，保證井底清潔。提鉆前泵入20 m3稠漿墊底，確保φ508 mm大尺寸表層套管下入順利。

3.2二開（500～3 885 m）

1）使用聚胺-鉀鈣基鉆井液。鉆井液密度為1.10～1.45 g/cm3，漏斗黏度為45～90 s，塑性黏度為20～45 mPa·s，動(dòng)切力為5～15 Pa，切力為（2～5）/（3～15） Pa/Pa，中壓濾失量不大于5 mL，泥餅厚度為0.5 mm，高溫高壓濾失量不大于12 mL，pH值為9～11，膨潤(rùn)土含量為35～45 g/L。

二開轉(zhuǎn)化：將一開表層漿用水稀釋至膨潤(rùn)土含量為40 g/L左右，加入1%復(fù)配銨鹽、2%SPNH、2%SMP-1、0.7%SP-8 、0.7%PMHA-2，將pH值調(diào)至10～11，充分循環(huán)均勻后加入10% KCl和1.5%聚胺，密度調(diào)整至1.15 g/cm3，調(diào)整各項(xiàng)性能達(dá)到設(shè)計(jì)要求后開鉆［6-7］。維護(hù)配方：清水+1.0%SP-8+ 1.0%PMHA-2+10%KCl+2.0%聚胺+3%SMP-1+ 2%SPNH+0.3%KOH。

2）鉆井液維護(hù)要點(diǎn)。針對(duì)二開上部大段泥巖易吸水膨脹導(dǎo)致縮徑垮塌問題，通過(guò)高濃度膠液中的包被劑、胺基及KCl來(lái)實(shí)現(xiàn)強(qiáng)抑制，減輕起下鉆掛卡程度，從而縮短起下鉆時(shí)間。上部膠液中包被劑含量為1%，胺基加量為1.5%，KCl加量不低于10%，K+含量始終保持在35 000 mg/L以上。二開井段井壁穩(wěn)定，上提下放過(guò)程中沒有出現(xiàn)嚴(yán)重阻卡和大段劃眼情況。下部砂巖及泥質(zhì)砂巖滲透性好，采用強(qiáng)封堵，改善泥餅質(zhì)量，保證井眼穩(wěn)定，主要采用加入2%TP-2、2%超細(xì)碳酸鈣和3%～5%乳化瀝青或PHT改善泥餅質(zhì)量，控制鉆井液中膨潤(rùn)土含量為40～45 g/L，保證形成致密且柔韌性很強(qiáng)的高質(zhì)量泥餅，API濾失量控制在4 mL以內(nèi)，高溫高壓濾失量控制在10 mL以內(nèi)。針對(duì)西山窯和八道灣地層的煤層，制定了針對(duì)性措施：加強(qiáng)體系的抑制性能和降低濾失量，保持KCl、胺基、包被劑含量，預(yù)防與煤層膠結(jié)的泥巖吸水膨脹擠壓煤層造成煤層不穩(wěn)定；嚴(yán)格控制鉆井液的密度，保持合理的液柱壓力，保證煤層物理平衡，鉆遇煤層鉆井液密度控制在1.28～1.30 g/cm3；控制合理膨潤(rùn)土含量為40～50 g/L，確保形成致密的優(yōu)質(zhì)泥餅，整個(gè)8段煤層在鉆進(jìn)過(guò)程中沒有發(fā)生過(guò)井漏、起下鉆遇阻、劃眼及煤層垮塌現(xiàn)象，井壁非常穩(wěn)定。

3.3三開（3 885～5 685 m）

1）使用抗高溫欠飽和復(fù)合鹽鉆井液體系。鉆井液密度為1.78～2.28 g/cm3，漏斗黏度為50～120 s，塑性黏度為30～90 mPa·s，動(dòng)切力為8～30 Pa，切力為（3～15）/（6～30） Pa/Pa，中壓濾失量不大于4 mL，泥餅厚度為0.5 mm，高溫高壓濾失量不大于10 mL，pH值為9～10，膨潤(rùn)土含量為15～25 g/L。

三開轉(zhuǎn)化：將二開鉆井液用膠液稀釋至膨潤(rùn)土含量為30 g/L左右，依次分別加入SPNH 、SMP-1、SP-8、PMHA-2、PHT、KH-n，充分循環(huán)均勻后加入KCl和NaCl，密度調(diào)整至1.90 g/cm3，調(diào)整各項(xiàng)性能達(dá)到設(shè)計(jì)要求后開鉆［8-9］。維護(hù)配方為：清水+0.5%SP-8+0.5%PMHA-2+10%KCl+20% NaCl+2.0%KH-n+3%SMP-2+3%SPNH+0.3%KOH。

2）鉆井液維護(hù)要點(diǎn)。加強(qiáng)體系的抑制性能，保持KCl和NaCl的含量分別為10%和15%，控制Cl-含量在150 000 mg/L以上，同時(shí)配合大分子包被劑抑制泥頁(yè)巖地層水化分散，也提高鉆井液體系的抗污染能力，利用TX調(diào)整鉆井液的流變性；用SPNH、SMP-2、SP-8控制濾失量，用PHT和KH-n加強(qiáng)泥餅封堵，改善泥餅質(zhì)量；克拉瑪依組、百口泉組含異常高壓油氣水層，易發(fā)生油氣水侵甚至漏噴同層的嚴(yán)重復(fù)雜。根據(jù)鄰井資料、實(shí)測(cè)DC指數(shù)、氣測(cè)值及實(shí)鉆情況合理調(diào)整鉆井液密度，該井段最高實(shí)際使用密度為1.97 g/cm3，利用不同性質(zhì)和粒徑的隨鉆堵漏材料進(jìn)行封堵，采用的隨鉆防漏配方：2%改性纖維TP-2（粒徑為0.125 mm）+3%碳酸鈣（粒徑為0.10～0.45 mm）+1%蛭石（粒徑為0.125～0.180 mm）+1%云母（粒徑為0.125～0.180 mm），避免了施工過(guò)程中發(fā)生井漏。鉆進(jìn)過(guò)程中最高檢測(cè)出鉆井液中碳酸氫根含量為8 000 mg/L，使用氧化鈣進(jìn)行及時(shí)處理，避免了鉆井液性能惡化；同時(shí)采用超細(xì)固體潤(rùn)滑劑（粒徑小于0.03 mm）與優(yōu)質(zhì)液體潤(rùn)滑劑復(fù)配降低摩阻，整個(gè)施工過(guò)程中，滑塊摩阻系數(shù)保持在0.05～0.06之間。

3.4四開（5 685～6 226 m）

1）使用抗高溫欠飽和復(fù)合鹽鉆井液體系。將三開鉆井液用膠液稀釋至膨潤(rùn)土含量為20 g/L左右，依次加入SPNH、SMP-1、AP220、PMHA-2等，充分循環(huán)均勻后補(bǔ)充KCl和NaCl，密度調(diào)整至1.90 g/cm3，調(diào)整各項(xiàng)性能達(dá)到設(shè)計(jì)要求后開鉆［10］。維護(hù)配方為：清水+0.5%AP220+0.3%PMHA-2+10% KCl+20%NaCl+2.0%KH-n+5%SMP-1+5% SPNH+0.5%KOH。

2）鉆井液維護(hù)要點(diǎn)。利用10%KCl和15%NaCl抑制黏土礦物水化膨脹和分散，避免四開施工過(guò)程中起下鉆掛卡、遇阻劃眼、井壁垮塌等復(fù)雜情況。風(fēng)城組、石炭系地層含異常高壓油氣水層，易發(fā)生油氣水侵甚至漏噴同層的嚴(yán)重復(fù)雜情況，根據(jù)實(shí)測(cè)DC指數(shù)、氣測(cè)值及實(shí)鉆情況合理調(diào)整鉆井液密度，盡可能保持近平衡鉆進(jìn)。在四開鉆井液中加入8%隨鉆堵漏劑，完成2次承壓試驗(yàn)，都取得成功，預(yù)防了在上提密度過(guò)程中發(fā)生井漏。四開井段實(shí)測(cè)DC指數(shù)數(shù)值為1.65～1.72 g/cm3，最后鉆進(jìn)中將鉆井液密度調(diào)整為1.72 g/cm3，提鉆時(shí)將鉆井液密度上調(diào)至1.75 g/cm3，每次下鉆洗井測(cè)后效氣測(cè)值達(dá)到9×105mg/L以上，整個(gè)儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)了近平衡鉆進(jìn)；鉆進(jìn)過(guò)程中檢測(cè)最高碳酸氫根含量為12 000 mg/L，采用氧化鈣處理成功，保證了鉆井液流變性能的穩(wěn)定，整個(gè)四開漏斗黏度保持在50～60 s，鉆井液相關(guān)性能非常穩(wěn)定。

4　應(yīng)用效果

鄰井多次發(fā)生復(fù)雜事故，達(dá)1井在三疊系地層鉆進(jìn)中共發(fā)生13次井漏，全井共漏失鉆井液81.9 m3，起下鉆過(guò)程中多次發(fā)生嚴(yán)重掛卡，出現(xiàn)井壁不穩(wěn)及井眼縮徑，導(dǎo)致長(zhǎng)距離劃眼，損失時(shí)間達(dá)352.5 h。達(dá)9井在三疊系地層鉆進(jìn)過(guò)程中發(fā)生3次卡鉆，在起下鉆過(guò)程中多次發(fā)生阻卡劃眼，共損失時(shí)間286.2 h。達(dá)10井在鉆進(jìn)過(guò)程中共發(fā)生1次氣侵、5次井漏，漏失鉆井液255.3 m3，處理復(fù)雜共耗時(shí)405.4 h。3口鄰井復(fù)雜時(shí)率分別為6.54%、3.34%、7.18%，達(dá)探1井僅用159 d完成了6 226 m的全部進(jìn)尺，無(wú)復(fù)雜發(fā)生，實(shí)現(xiàn)零事故，達(dá)到安全鉆進(jìn)施工；達(dá)探1井鉆井月速為1 105.86 m/臺(tái)月，較達(dá)1井提高51.23%，較達(dá)9井提高28.1%，較達(dá)10井提高48.12%。

5　認(rèn)識(shí)及建議

1.達(dá)探1井二開采用胺基-鉀鈣基鉆井液，通過(guò)復(fù)配使用KCl和胺基，增強(qiáng)協(xié)調(diào)抑制作用，解決了上部紅色膏質(zhì)泥巖蠕變、縮徑及煤層剝落垮塌問題，解決了二開大井眼井壁穩(wěn)定及攜帶巖屑的技術(shù)難題。

2.三開采用鉀鈣基欠飽和鹽水鉆井液，解決了二疊系地層安全鉆進(jìn)及對(duì)鉆井液抗污染技術(shù)難題。

3.四開井段采用KCl欠飽和鹽水鉆井液體系，鉆進(jìn)中通過(guò)添加粒徑級(jí)配、不同物理性質(zhì)的封堵劑，成功解決石炭系地層的壓力平衡問題。

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Drilling Fluid Technology Used in Drilling Ultra Deep Well Datan-1 in Junggar Basin

YU Jiashui1， ZHOU Yudong1， XIN Xiaoliang2， HUANG Kai1， CHEN Li1， LUO Liang2
（1. Karamay Drilling Division of CNPC Xibu Drilling Engineering Company Ltd.Karamay， Xinjiang 834009；2. CNPC Xinjiang Oilfield Company， Karamay， Xinjiang 834000）

11 exploration wells have been completed in the Block Dabasong， the second and the third intervals of which were drilled with polymer sulfonate drilling fluid containing potassium and calcium salts. Tight hole， borehole wall collapse， mud losses，well flow，over-pull and sticking while tripping， and mud contamination etc. have been frequently encountered during drilling. To solve these problems， studies have been done to improve the properties of the polymer sulfonate drilling fluid used. A shale encapsulator and amine based inhibitor were used to improve the inhibitive capacity of the polymer sulfonate drilling fluid. The improved drilling fluid formulation was used to drill the well Datan-1， and was proved successful in solving the problems caused by the easy-to-hydrate-andswell Cretaceous and Jurassic gypsum-containing shales. Borehole instability and mud losses encountered in drilling the Xishanyao formation and the Badaowan formation were solved by the drilling fluid improved in inhibitive capacity and plugging performance，and by using more appropriatemud weight. Using a combination of NaCl and KCl， the percent recovery of shale cuttings was increased from 91.6% to 97.5%， and contamination tolerance of the drilling fluid was increased from 5% to 10%. Using well formulated LCM slurries and near-balanced drilling， possible mud losses can be prevented. Compared with offset wells， the well Dashen-1， which had larger hole sizes， had average ROP increased by 35.48%， and the monthly drilling rate was 1105.86 m per rig， 51.2% higher than that of the well Da-1， 28.1% higher than that of the well Da-9， and 48.12% higher than that of the well Da-10. No drilling problems were experienced during drilling， and the wireline logging and casing running were conducted with no delays.

Amine inhibitor； Gypsum mudstone； Shrinkage and collapse； Pipe sticking； Drilling fluid contamination ； Plugging performance； Inhibitive capacity

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0060-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.012

余加水，高級(jí)工程師，1966年生，1988年畢業(yè)于重慶石油學(xué)校油田化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事鉆井液技術(shù)管理及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)工作。電話13899581769；E-mail：yjskL1769@163.com。

（2016-3-12；HGF=1603N4；編輯王小娜）