諾1井鉆井液技術及復雜情況處理

邱春陽， 葉洪超， 王興勝， 溫守云， 陳二丁， 張海青

諾1井是工程公司部署在柴達木盆地北緣東部諾木洪北油氣勘查區(qū)塊的一口重點預探井，完鉆井深5 000 m。鉆探目的為了解柴達木盆地三湖坳陷霍布遜凹陷全吉背斜圈閉新生界含油氣情況。諾1井地質(zhì)構(gòu)造復雜，地層泥頁巖水敏性強；井深3 000 m以下為鉆探盲區(qū)，無實鉆資料可查，施工中鉆井液技術難度極大。通過優(yōu)選胺基硅醇強抑制強封堵鉆井液，配合現(xiàn)場維護處理工藝和應對復雜情況的井壁穩(wěn)定措施，鉆至目的層，完成了鉆探目的和地質(zhì)任務，為區(qū)塊進一步勘探開發(fā)奠定了基礎。

1 工程地質(zhì)概況

諾1井位于柴達木盆地三湖坳陷霍布遜凹陷全吉背斜圈閉。地層自上而下鉆遇第四系七個泉組、新近系上新統(tǒng)獅子溝組和油砂山組、中新統(tǒng)上干柴溝組。七個泉組（0～1 249 m）上部為淺灰色-灰色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖互層，下部為淺灰色-灰色泥質(zhì)粉砂與灰色中砂巖互層。獅子溝組（1 249～2 442 m）為灰色泥巖、砂質(zhì)泥巖與灰白色粉砂巖互層。油砂山組（2 442～4 299 m）為灰黃色中砂巖、細砂巖與灰黃色砂質(zhì)泥巖、泥巖互層。上干柴溝組（4 299～5 000 m未穿）上部以灰黃色、棕黃色砂質(zhì)泥巖和灰色細砂巖為主；中下部發(fā)育黃灰色細砂巖和灰色細砂巖，中間夾少量灰黃色砂質(zhì)泥巖和泥巖。

諾1井完鉆井深為5 000 m。一開采用φ444.5 mm三牙輪鉆頭鉆至井深308 m，下入φ339.7 mm表層套管；二開采用φ311.2 mm PDC鉆頭鉆至井深2720 m，下入φ244.5 mm技術套管；三開采用φ215.9 mm PDC鉆頭鉆至完鉆。鉆井周期為85.23 d，完井周期為121.04 d。

2 鉆井液技術難點

1）上部地層膠結(jié)性弱，成巖性較差，機械鉆速快。φ444.5 mm和φ311.2 mm井眼產(chǎn)屑量大，如果巖屑不能及時帶出井眼，輕則重復破碎，降低施工效率；重則發(fā)生泥包鉆頭現(xiàn)象，引發(fā)復雜事故。

2）獅子溝組和油砂山組地層泥巖、砂巖及粉砂巖互層性強。地層水敏性強，砂巖吸水后強度降低，導致與其互層的泥巖因支撐強度降低而垮塌；泥巖吸水后膨脹分散，使井徑縮小，易導致起下鉆不暢通；巖屑吸水后分散在鉆井液體系中，造成鉆井液體系流變性惡化。

3）受地質(zhì)構(gòu)造運動影響，該區(qū)域發(fā)育斷層，地層孔隙及微裂縫發(fā)育。鉆進中鉆井液密度稍大則發(fā)生井漏；密度略為降低則發(fā)生井塌，施工中鉆井液密度窗口很窄，井壁穩(wěn)定技術難度大。

4）實鉆揭示下部地層含有多套鹽水層。預探井施工中鉆井液密度提高幅度有限，受鹽水侵后，鉆井液流變性惡化，若流變性失穩(wěn)直接誘發(fā)井壁失穩(wěn)。

5）該井井底溫度預測達150 ℃，高溫下膨潤土鈍化，鉆井液處理劑失效；該區(qū)塊井深3 000 m以下為鉆探盲區(qū)，無實鉆資料可供查閱參考，施工中未知因素多，鉆井液技術難度大。

通過調(diào)研深井及超深井鉆井液施工情況，優(yōu)選了胺基硅醇強抑制強封堵鉆井液，其配方如下[1-7]。

（5.0%～7.0%）膨潤土+（0.2%～0.5%）PAM+（0.5%～1.5%）胺基硅醇+（0.5%～1.0%）DSP-2+（3.0%～5.0%）SMP-2+（3.0%～4.0%） 抗 溫 抗鹽鈣降濾失劑JZC-1+（2.0%～4.0%）抗溫海水降濾失劑+（2.0%～3.0%）抗溫封堵防塌劑+（3.0%～5.0%）多級超細碳酸鈣+（1.0%～2.0%）雙膜承壓劑+（0.5%～1.0%）硅氟穩(wěn)定劑SF-4

體系中胺基硅醇[8-9]通過胺基的“晶層鑲嵌”及硅羥基的“表面疏水”作用抑制黏土的水化膨脹；雙膜承壓劑[10-11]通過活性物質(zhì)的“化學膠結(jié)”作用及惰性物質(zhì)的“膜屏蔽”作用，能夠持久穩(wěn)定井壁；抗溫封堵防塌劑[12]所具有的良好彈性和可變形性，配合超細碳酸鈣，能夠保證對地層中不同形狀及不同尺寸的孔隙進行封堵；體系中所使用的磺酸鹽共聚物降濾失劑、磺甲基酚醛樹脂和抗溫抗鹽鈣降濾失劑抗溫抗鹽鈣侵性能強，保證了體系在井下高溫高礦化度下具有良好的流變性。

3 現(xiàn)場鉆井液技術

3.1 一開（0～308 m）

1）配制濃度為10%膨潤土漿，預水化24 h；儲備好重鉆井液。

2）采用高濃度聚合物膠液維護鉆井液性能，膠液配方：井場水+0.4%NaOH+0.5% PAM；使用銨鹽調(diào)整鉆井液的流變性；工程上排量控制在45 L/s以上，提高鉆井液環(huán)空上返速度，以沖刷吸附在井壁上的虛厚泥餅。

3）鉆進中將鉆井液密度逐漸提高至1.40 g/cm3；漏斗黏度提高至55 s左右；使用LV-CMC將中壓濾失量控制在8 mL以內(nèi)。

4）保持固控設備良好運轉(zhuǎn)，除去劣質(zhì)固相和低密度固相，保持鉆井液流變性穩(wěn)定。

5）中途完鉆前50 m加入HV-CMC提高鉆井液黏度和切力，提高鉆井液的懸浮攜帶能力，凈化井眼；中途完鉆時加入HV-CMC配制高黏度封井漿封井，以保證電測和下套管順利。

3.2 二開（308～2 720 m）

1）采用膠液維護鉆井液性能。井深1 000 m前膠液配方：井場水+0.4%NaOH+0.5%PAM+0.5%胺基硅醇；井深1 000 m后提高鉆井液的抑制性，膠液配方：井場水+0.4%NaOH+0.7%PAM+1.0%胺基硅醇；鉆進期間控制pH值在8左右，防止泥巖在高pH值下分散。

2）井深2 000 m前，主要使用抗溫抗鹽鈣降濾失劑控制鉆井液濾失量；井深2 000 m后，主要使用磺甲基酚醛樹脂和磺酸鹽共聚物降濾失劑控制中壓濾失量和高溫高壓濾失量。

3）采用超細碳酸鈣和雙膜承壓劑保持鉆井液體系的封堵性，主要封堵上部疏松地層，防止井漏；進入油砂山組地層后，采用多級配超細碳酸鈣、抗溫封堵防塌劑和雙膜承壓劑，改善泥餅質(zhì)量，封堵地層孔隙和微細裂縫。

4）保持體系低黏度、低切力和低固相狀態(tài)，控制鉆井液漏斗黏度為48 s；臨近中途完鉆時，適當提高鉆井液黏度和切力，增強井眼凈化能力。

5）控制鉆井液密度在設計下限，便于收集地質(zhì)資料；中途完鉆后適當提高密度，保證井控安全。

6）使用好四級固控設備。振動篩使用孔徑為0.125 mm的篩布，保持振動篩、除砂器和除泥器運轉(zhuǎn)率為100%；離心機的使用視鉆井液體系劣質(zhì)固相含量而定，保持鉆井液流變性穩(wěn)定。

7）一般鉆進200～300 m進行一次短程起下鉆；快速鉆進期間且泥巖段較長時，鉆進200 m進行短程起下鉆，刮掉吸附在井壁的虛厚泥餅，暢通井眼。

8）電測前鉆井液處理。鉆完進尺后，大排量充分循環(huán)鉆井液；起鉆換牙輪鉆頭帶扶正器認真通井；大排量循環(huán)鉆井液2～3循環(huán)周，凈化井眼，保證井眼暢通；泵入封井鉆井液，封井漿配方：100 m3井漿+2.0%抗溫封堵防塌劑+1.0%抗溫抗鹽鈣降濾失劑+0.5%磺酸鹽共聚物降濾失劑。

9）取心前鉆井液處理。電測后進行旋轉(zhuǎn)井壁取心。下鉆通井，大排量循環(huán)鉆井液3個循環(huán)周以上，保持四級固控設備運轉(zhuǎn)率為100%，徹底清除鉆井液劣質(zhì)固相；細水長流補充適量的稀膠液，降低鉆井液的黏度和切力；加入2%抗溫封堵防塌劑增強鉆井液的封堵防塌能力；加入抗溫抗鹽鈣降濾失劑把鉆井液中壓濾失量控制在3 mL以內(nèi)；配封井漿封井，封井漿配方為：100 m3井漿+1.0%雙膜承壓處理劑+1.0%抗溫封堵防塌劑+1.0%抗溫抗鹽鈣降濾失劑。

10）下套管前鉆井液處理。大排量循環(huán)鉆井液3周以上，確保井眼凈化后封住井底1 500 m。封井漿配方：100 m3井漿+2.0%白油潤滑劑+2.0%固體潤滑劑+1.0%SMP-1+1.0%磺酸鹽共聚物降濾失劑，保證下套管施工順利。

二開鉆井液性能變化見表1。

表1 諾1井二開鉆井液性能

3.3 三開（2 720～5 000 m）

1）井漿預處理。二開套管內(nèi)循環(huán)鉆井液，開動四級固控設備凈化鉆井液；按照配方加入處理劑，充分循環(huán)，性能達到設計要求后開鉆。

2）按照循環(huán)周加入膠液維護鉆井液性能。膠液配方：井場水+0.3%PAM+0.5%胺基硅醇+4%抗溫抗鹽鈣降濾失劑。定期補充預水化膨潤土漿，保持鉆井液流變性穩(wěn)定。

3）使用抗溫抗鹽鈣降濾失劑、SMP-2和抗溫海水降濾失劑控制鉆井液濾失量，保持其總含量大于5.0%，防止泥巖水化膨脹及保護儲層。

4）進入上干柴組地層前，一次性加入2.0%多級超細碳酸鈣、3.0%抗溫封堵防塌劑和0.5%雙膜承壓劑，改善泥餅質(zhì)量，提高鉆井液體系的封堵防塌能力。加入1.0%硅氟穩(wěn)定劑，并在后續(xù)中逐漸補充，當鉆井液受鹽水侵后將其含量提高到1.5%，保證鉆井液流變性穩(wěn)定。

5）鉆進中加入1.0%白油潤滑劑，特別是在提高鉆井液密度后增加白油潤滑劑的加量，防止因為鉆井液密度過高而在砂巖地層發(fā)生壓差卡鉆。

6）鉆井液密度控制在設計中限；卡鉆后提高鉆井液密度，以平衡地層坍塌壓力；地層出鹽水后，提高鉆井液密度至1.58 g/cm3，以平衡地層壓力。

7）鉆進期間加強坐崗，監(jiān)控Cl-和Ca2+含量、鉆井液量的變化、振動篩巖屑返出量、巖屑大小及形狀變化情況，防止井塌；加重鉆井液要均勻，每個循環(huán)周不超過0.02 g/cm3，防止井漏。

8）嚴格控制起下鉆速度；下鉆到底后緩慢開泵，防止激動壓力過大壓漏地層。

9）完鉆后，下牙輪鉆頭帶扶正器通井；下鉆到底后循環(huán)鉆井液，補充稀膠液，適當降低鉆井液的黏度和切力；加入0.5%磺甲基酚醛樹脂和0.5%抗溫海水降濾失劑降低鉆井液濾失量；加入1.0%多級超細碳酸鈣和1.0%抗溫封堵防塌劑改善泥餅質(zhì)量，提高鉆井液體系的封堵能力。

10）為防止油氣侵，井底600 m裸眼井段采用加重鉆井液封井，封井漿密度為1.60 g/cm3，配方如下。其余裸眼段采用正常密度封井漿封井。

35 m3井漿+0.5%DSP-2+1.0%SMP-2+2.0%抗溫封堵防塌劑+2.0%白油潤滑劑+2%固體潤滑劑

三開鉆井液性能見表2。

4 復雜情況處理

4.1 卡鉆事故

諾1井鉆至井深4 048 m后，下取心鉆具取心，下鉆至井深3 982.89 m時遇阻，上提鉆具遇阻，懸重由135 t上升至145 t，接頂驅(qū)開泵，泵壓由5 MPa不斷升高到7 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，不能頂通。此后多次上提下放鉆具，上提鉆具時懸重最高達170 t，下壓鉆具時懸重最低至110 t，中間間歇開轉(zhuǎn)盤15圈，扭矩不降低，鉆具卡死。

表2 諾1井三開鉆井液性能

1）第1次處理。正向旋轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)盤15圈，扭矩不降，釋放扭矩過程中，泵壓突然由18 MPa下降至0，逐漸提高排量至26 L/s，泵壓為16 MPa，上提下放鉆具不能解卡，上提鉆具至懸重最高達170 t，下壓鉆具至懸重最低達110 t，中間間歇開轉(zhuǎn)盤15圈，扭矩不降。開泵循環(huán)期間，錄井氣測顯示，全烴值由1.62%升高至46.85%，加密測量鉆井液密度和漏斗黏度，密度下降至最低1.17 g/cm3，漏斗黏度最低為35 s；密度最低點測量Cl-含量為28 593 mg/L，Ca2+含量為1 763 mg/L，現(xiàn)場判斷地層出水，累計出水7 m3，判斷鉆井液遭遇水侵。循環(huán)過程中，振動篩返出大量掉塊，鉆井液密度從1.31 g/cm3逐漸下降至1.28 g/cm3，現(xiàn)場經(jīng)過請示后提高鉆井液密度至1.37 g/cm3。循環(huán)期間，工程上間歇大幅度活動鉆具（鉆具懸重從80 t至260 t），中間多次配制稠鉆井液，大排量（排量為32 L/s，泵壓為25 MPa）泵入井內(nèi)，嘗試解卡，無果。循環(huán)過程中，加入1.0%抗溫海水降濾失劑、2.0%SMP-2、加入2.0%抗溫封堵防塌劑和0.5%雙膜承壓劑，提高鉆井液的封堵防塌能力；加入0.5%白油潤滑劑，保持體系潤滑性。

2）第2次處理。配制解卡劑30 m3，泵入井內(nèi)，浸泡3 490～3 982 m井段，用解卡劑浸泡期間（電測卡點為井深3 850 m處），每2 h泵入0.5 m3鉆井液頂替解卡劑；每30 min活動鉆具1次，上提下放鉆具，懸重為80～240 t。最后，在原懸重140 t的基礎上正向旋轉(zhuǎn)20圈，下放鉆具至73 t，釋放扭矩后，懸重突然升高至140 t，鉆具解卡。

鉆具解卡后，循環(huán)鉆井液，振動篩返出大量掉塊。上下活動鉆具時，鉆具下放無顯示，轉(zhuǎn)動正常，但是上提至卡點位置則遇阻，被迫倒劃眼至井深3 870 m，劃眼期間，振動篩返出大量掉塊。起出取心鉆具后，下牙輪鉆頭通井，下鉆至井深2 465 m后保養(yǎng)頂驅(qū)，期間發(fā)現(xiàn)溢流0.5 m3，關井后，立管壓力和套管壓力均為1.3 MPa，現(xiàn)場決定循環(huán)鉆井液并提高鉆井液密度至1.48 g/cm3，下鉆到井深3 880 m后，逐漸劃眼至井深4 048.66 m，振動篩無返砂后，順利短程起下鉆至套管鞋處。事故發(fā)生前后鉆井液性能見表3。

表3 諾1井卡鉆事故發(fā)生前后鉆井液的性能變化

分析發(fā)生卡鉆的原因有以下幾方面。①鉆井液密度偏低，鉆井液液柱壓力不能平衡地層坍塌壓力。這從鉆進期間振動篩返出少量小掉塊可以看出。②鉆井液靜液柱壓力不能平衡地層孔隙壓力，因此在卡鉆時，地層鹽水侵入鉆井液中，導致鉆井液性能惡化。③鄰井已完鉆井實鉆井深不超過3 000 m，地質(zhì)資料匱乏，地層預測性差。④由于鉆井液的密度低，鉆井液的液柱壓力和地層孔隙壓力之間的壓差小，致使鉆井液體系不能在井壁上形成良好的泥餅，鉆井液中的自由水在毛細管作用下滲入井壁巖石中，一則導致油砂山組泥巖吸水膨脹，造成縮徑，導致壓差卡鉆；二則導致砂巖段膠結(jié)強度降低，鉆具擾動下產(chǎn)生掉塊，造成掉塊卡鉆，上提鉆具遇阻。三開井段井徑曲線見圖1，可以看出，井深3 500 m以前，使用的鉆井液密度低，井徑擴大率低，個別井段出現(xiàn)縮徑現(xiàn)象；在3 500～3 900 m井段，浸泡解卡劑后，井徑擴大；以后提高鉆井液的密度并調(diào)整鉆井液的濾失造壁性能后，在泥巖井段井徑小，砂巖井段井徑大，砂泥巖互層出現(xiàn)“糖葫蘆”形井眼。由此可知，即使提高鉆井液密度后，也沒有真正平衡地層坍塌壓力。

圖1 諾1井三開井段井徑曲線

4.2 井漏

諾1井鉆至設計井深后，短程起下鉆至井底，開泵循環(huán)鉆井液，排量逐漸上提至25 L/s，泵壓20 MPa，循環(huán)期間發(fā)現(xiàn)漏失鉆井液0.6 m3，泵壓下降至19 MPa；降低排量至16 L/s，漏失鉆井液14 m3，漏速為39.6 m3/h；起鉆至井深3811.49 m小排量循環(huán)，漏失鉆井液6 m3，漏速為45 m3/h；起鉆至井深2 635 m，單凡爾開泵嘗試建立循環(huán)，漏失鉆井液6.3 m3，漏速為20 m3/h，累計漏失鉆井液34.7 m3。采用粗、中、細顆粒合理使用、架橋粒子和可變形粒子合理搭配的思路配制堵漏漿，配方為：35 m3井漿+3.0 t隨鉆堵漏劑+2.0 t復合堵漏劑+1.0 t超細碳酸鈣，泵入井中，關井憋壓5.0 MPa，壓力10 min不降低，堵漏成功。

分析發(fā)生井漏的原因有以下幾方面。①區(qū)域斷層發(fā)育，存在裂縫，提供了漏失通道和儲存液體的空間，這是井漏發(fā)生的必要條件之一。②鉆井液密度窗口窄，施工中鉆井液密度控制在設計中限，僅僅能平衡地層坍塌壓力；循環(huán)時，鉆井液循環(huán)壓耗和井底激動壓力之和大于地層破裂壓力，故而壓漏地層。③鉆井液黏度和切力較高，鉆井液靜止后凝膠強度大。下鉆到底后開泵頂通過程中井底激動壓

力增加幅度大，導致井漏。

5 結(jié)論和認識

1.胺基硅醇強抑制強封堵鉆井液體系抑制性好，有效抑制了砂泥巖互層中泥頁巖的水化膨脹，井壁穩(wěn)定性得到有效提高，使用該體系成功完成了諾1井的工程施工。

2.諾1井中途完鉆及完井后采用封井漿封井措施，保障了中完及完井作業(yè)的順利進行。全井共計電測10次，成功率100%，下套管一次到底，全井平均機械鉆速為7.54 m/h，達到了優(yōu)快鉆井目的。

3.諾1井為柴達木盆地北緣東部諾木洪北油氣勘查區(qū)塊第1口探井，為保證鉆探成功率，應適當放寬鉆井液密度限制，這是保證井壁穩(wěn)定的力學基礎。該區(qū)域鉆井液密度調(diào)控窗口窄，必須深入研究窄密度窗口下鉆井液流變性調(diào)控和現(xiàn)場施工工藝。

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