順北油氣田奧陶系破碎性地層油基鉆井液技術(shù)

吳雄軍，林永學(xué)，宋碧濤，金軍斌，董曉強(qiáng)

（1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101）

順北油氣田奧陶系地層埋藏深度超過7300 m，地層溫度高于150 ℃，受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，地層溶蝕孔洞與微裂縫發(fā)育，破碎程度高，膠結(jié)性差[1]，前期采用水基鉆井液鉆進(jìn)時(shí)，上部桑塔木組地層坍塌掉塊嚴(yán)重，遇阻卡鉆頻發(fā)，而在同一開次揭開的下部儲(chǔ)層段則漏失頻發(fā)，鉆井液安全密度窗口極窄甚至為負(fù)，導(dǎo)致多口井發(fā)生嚴(yán)重的井下復(fù)雜情況，長時(shí)間處理無效后最終填井側(cè)鉆，不僅造成鉆井周期延長、鉆井費(fèi)用飆升，而且嚴(yán)重制約了順北油氣田的資源勘探開發(fā)進(jìn)程，綜合損失巨大[2]。對(duì)順北油氣田主力產(chǎn)能區(qū)的復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，Ⅰ號(hào)斷裂帶奧陶系地層井下復(fù)雜情況占比高達(dá)45.31%，Ⅴ號(hào)斷裂帶奧陶系地層井下復(fù)雜情況占比37.3%，以漏失、阻卡為主[3]。奧陶系地層井壁失穩(wěn)與儲(chǔ)層段漏失難題已成為制約順北油氣田提速、提效開發(fā)的“瓶頸”問題[4]。與水基鉆井液相比，油基鉆井液在抑制性、封堵性、潤滑性以及儲(chǔ)層保護(hù)等方面具有明顯的優(yōu)勢，已成為泥頁巖等復(fù)雜地層的主要選擇[5-6]。但是對(duì)于順北奧陶系破碎性地層，由于超深井井底溫度高、井眼尺寸小，裂縫性儲(chǔ)層段漏失風(fēng)險(xiǎn)大，使用油基鉆井液時(shí)面臨高溫穩(wěn)定、井眼清潔、漏失成本控制等多重考驗(yàn)。國內(nèi)常用的油基鉆井液體系抗溫能力有限，且高溫條件下鉆井液切力提升困難，動(dòng)塑比偏小，難以有效懸浮并攜帶鉆屑，小井眼條件下井眼清潔效果難以保障[7]。此外，由于油基鉆井液用防漏堵漏材料選擇范圍較小，綜合堵漏效果不足，一旦發(fā)生漏失，油基鉆井液成本難以控制[8-9]。因此，油基鉆井液技術(shù)前期并未在順北油氣田奧陶系破碎性地層中進(jìn)行應(yīng)用。結(jié)合順北奧陶系破碎地層安全、高效鉆探的現(xiàn)實(shí)需求，設(shè)計(jì)合成了具有三頭雙尾結(jié)構(gòu)的Gemini 型高溫乳化穩(wěn)定劑和支化型流型調(diào)節(jié)劑，有效提高了油基鉆井液體系的抗溫性能和鉆屑懸浮與攜帶能力；采用微膠囊化處理方法研制了可在地層溫度下激發(fā)的溫度敏感型膨脹性堵漏材料，開發(fā)了一種抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液體系，并在順北油氣田多口超深井上進(jìn)行了成功應(yīng)用，保障了順北奧陶系破碎性地層的安全、高效鉆探，助力了亞洲陸上最深定向井紀(jì)錄的創(chuàng)造。

1 順北奧陶系破碎性地層鉆井液技術(shù)

1.1 桑塔木組硬脆性泥巖易坍塌失穩(wěn)

順北奧陶系桑塔木組含大段微裂縫發(fā)育的硬脆性泥巖，前期采用水基鉆井液鉆井過程中先后有14 口井在該地層發(fā)生井壁失穩(wěn)，造成鉆井周期延長甚至井眼報(bào)廢，損失巨大。對(duì)桑塔木組地層的礦物組成分析結(jié)果表明，地層巖樣中黏土礦物平均含量達(dá)到34.78%，且其中伊利石相對(duì)含量為50.60%，蒙脫石和伊蒙混層的相對(duì)含量為30.61%，屬于典型的硬脆性泥巖。采用水基鉆井液鉆井時(shí)將難以避免地發(fā)生黏土水化膨脹、剝落，導(dǎo)致地層坍塌壓力的上升，加大井壁失穩(wěn)的風(fēng)險(xiǎn)。此外，對(duì)桑塔木組泥巖微觀結(jié)構(gòu)的掃描電鏡分析結(jié)果表明，巖樣破碎程度高，基質(zhì)中微裂隙發(fā)育，裂隙最大寬度為5.92 μm。鉆井過程中若不能對(duì)此類微裂隙進(jìn)行有效的匹配性封堵，鉆井液濾液大量侵入后，極易因水力尖劈作用和黏土水化作用使得泥巖內(nèi)部微裂縫擴(kuò)展貫通或?qū)永砻姘l(fā)生剪切滑移，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)。

1.2 超深井鉆井液高溫穩(wěn)定性和流變性難題

順北奧陶系地層溫度接近180 ℃，超深井條件下鉆進(jìn)及起下鉆時(shí)間長，鉆井液的高溫穩(wěn)定性能和長期懸浮穩(wěn)定性能面臨巨大考驗(yàn)。此外，順北奧陶系超深層鉆井過程中多采用φ120.65 mm、φ143.90 mm、φ149.2 mm 等3 種小井眼井身結(jié)構(gòu)，對(duì)鉆井液流變性能提出較高要求。若鉆井液黏度偏高時(shí)，鉆井液循環(huán)壓耗將顯著增加，導(dǎo)致地層漏失風(fēng)險(xiǎn)加大；而當(dāng)鉆井液切力不足時(shí)，則難以有效懸浮并攜帶鉆屑，導(dǎo)致井眼不暢甚至坍塌卡鉆等復(fù)雜情況的發(fā)生。

1.3 裂縫性儲(chǔ)層段易漏失

順北奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層段一間房組和鷹山組地層巖性主要以灰?guī)r和泥晶灰?guī)r為主，溶蝕孔洞、裂縫發(fā)育，且破碎帶發(fā)育的可能性大，鉆井過程中的漏失風(fēng)險(xiǎn)大。通過地層成像測井資料和巖樣分析資料可知，奧陶系儲(chǔ)層段地層內(nèi)部裂縫發(fā)育，裂縫尺寸大小不一，主要裂縫寬度0.1～20 mm，表現(xiàn)出明顯的差異性。但是超深井小井眼條件下，由于受到螺桿等井下工具內(nèi)部尺寸的限制，堵漏材料尺寸選擇范圍小，難以實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層段裂縫的匹配性封堵，鉆井液漏失風(fēng)險(xiǎn)極大。順北奧陶系裂縫性儲(chǔ)層段前期鉆井過程中多口井因發(fā)生失返性漏失而被迫提前完鉆。

2 抗高溫強(qiáng)封堵油基鉆井液技術(shù)

2.1 抗高溫乳化穩(wěn)定劑研制

針對(duì)市售油基鉆井液乳化穩(wěn)定劑抗溫性能不夠，所形成的油包水乳化液高溫穩(wěn)定性不足的問題，以環(huán)氧氯丙烷、妥爾油脂肪酸和四甲基丁二胺為主要反應(yīng)單體，設(shè)計(jì)合成了一種三頭雙尾型Gemini型抗高溫乳化穩(wěn)定劑（GRH-1）。GRH-1 特有的三頭雙尾結(jié)構(gòu)可有效克服常規(guī)乳化劑分子結(jié)構(gòu)中極性基團(tuán)間的斥力，使乳化劑分子更緊密地排列在乳化液滴上，牢固地吸附微小水珠，從而獲得更大的界面強(qiáng)度，提高油包水乳化液的高溫穩(wěn)定性。對(duì)合成產(chǎn)物GRH-1 進(jìn)行了紅外光譜分析，結(jié)果見圖1。

圖1 GRH-1 紅外光譜分析圖

從圖1 可以看出，1660 cm-1處的強(qiáng)吸收峰為締合態(tài)仲酰胺基的特征振動(dòng)峰，1548 cm-1處的吸收峰為二乙基亞氨基的特征振動(dòng)峰，表明GRH-1分子結(jié)構(gòu)中含有典型的三頭雙尾結(jié)構(gòu)，借助多頭基的“錨定”作用可吸附在油水界面，提高油包水乳化液的高溫穩(wěn)定性。此外，3288 cm-1處的吸收峰為羥基的特征振動(dòng)峰，2936、2868 cm-1處的2 個(gè)強(qiáng)吸收峰為長碳鏈的特征振動(dòng)峰，1772 cm-1處的吸收峰為酸酐中羰基的特征振動(dòng)峰，1072～1453 cm-1之間的吸收峰和500～700 cm-1之間的吸收峰 是C—C、C—N 和C—Cl 等的 特 征 振 動(dòng)峰。GRH-1 分子結(jié)構(gòu)中所含的上述親水、親油活性基團(tuán)可使其在油水界面充分鋪展，增加界面膜強(qiáng)度，輔助提高油包水乳化液的高溫穩(wěn)定性。

依據(jù)GB/T 16783.2—2012《鉆井液現(xiàn)場測試第 2 部分 油基鉆井液》，對(duì)GRH-1 的高溫乳化性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，測試基礎(chǔ)配方為0#柴油+2.5%GRH-1+2.5% 有機(jī)土+氯化鈣溶液（ω=25%）+2.0%氧化鈣，油水比為75∶25，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。從表1 可以看出，在實(shí)驗(yàn)選擇的溫度范圍內(nèi)，GRH-1 形成的油包水乳狀液破乳電壓均在700 V以上，且乳化率≥93.5%，析液量≤0.32 mL，表明GRH-1 在柴油中具有優(yōu)異的乳化效果和高溫穩(wěn)定性，抗溫能力可達(dá)180 ℃。

表1 GRH-1 高溫乳化性能評(píng)價(jià)

2.2 抗高溫支化型流型調(diào)節(jié)劑研制

針對(duì)超深井小井眼條件下，降低鉆井液循環(huán)壓耗與提高鉆屑懸浮與攜巖能力的雙重要求，采用兩步反應(yīng)法，以烷氧基化脂肪胺、聚氧乙烯醚二胺和多元羧酸為主要反應(yīng)單體，設(shè)計(jì)合成了一種抗高溫支化型流型調(diào)節(jié)劑（ZLX-1）。對(duì)合成產(chǎn)物ZLX-1進(jìn)行了紅外光譜分析，結(jié)果見圖2。從圖2 可以看出，3332 cm-1處的弱吸收峰為脂肪仲胺基的特征振動(dòng)峰，2840～2886 cm-1處出現(xiàn)的強(qiáng)吸收雙峰表明ZLX-1 分子結(jié)構(gòu)中含有甲氧基、亞甲基等烷烴類親油基團(tuán)，1639 cm-1處的強(qiáng)吸收峰為亞氨基的特征振動(dòng)峰，1449 cm-1處的強(qiáng)吸收峰為甲基的特征振動(dòng)峰，562～1196 cm-1之間規(guī)律性的特征振動(dòng)峰則表明ZLX-1 分子結(jié)構(gòu)中含有支化程度不同的C—C、C—N 基團(tuán)。ZLX-1 特有的支化結(jié)構(gòu)可使其在靜止?fàn)顟B(tài)或弱剪切作用下與分散在油包水乳化液滴中的有機(jī)土端面產(chǎn)生多點(diǎn)吸附作用，以多孔堆砌的結(jié)構(gòu)存在，而在受到剪切力作用時(shí)轉(zhuǎn)變?yōu)槠交钠瑺罱Y(jié)構(gòu)，從而有效提高乳狀液滴的流變性能和攜巖能力[10-11]。

圖2 ZLX-1 紅外光譜分析圖

依據(jù)GB/T 16783.2—2012《鉆井液現(xiàn)場測試 第 2 部分 油基鉆井液》，對(duì)不同溫度下加入ZLX-1 后鉆井液的流變性能和濾失性能進(jìn)行了測試。測試用配方為：0#柴油+2.5%GRH-1+2.5%有機(jī)土+25%氯化鈣溶液+2.0%氧化鈣，油水比為75∶25，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 不同溫度下ZLX-1 對(duì)鉆井液流變性和濾失量的影響

從表2 可以看出，未加入流型調(diào)節(jié)劑時(shí)，隨著溫度升高，鉆井液熱滾后的黏度和切力均出現(xiàn)明顯的降低，動(dòng)塑比均在0.21 Pa/mPa·s 以下，不利于鉆井過程中加重材料懸浮和鉆屑攜帶；加入1.5%的ZLX-1 后，鉆井液切力顯著升高，且隨著溫度升高切力保持穩(wěn)定；塑性黏度較未加入前出現(xiàn)一定程度的下降，動(dòng)塑比提高到0.39～0.42 Pa/mPa·s，體系懸浮性能和鉆屑攜帶能力均得到明顯提高。此外，加入ZLX-1 后，鉆井液的破乳電壓升高，高溫高壓濾失量降低。

2.3 鉆井液推薦配方與性能測試

針對(duì)奧陶系地層溫度高（≥150 ℃）、井眼尺寸?。?20.65～165.10 mm）、硬脆性泥巖地層微裂縫發(fā)育（≤5.92 μm）的特點(diǎn)，從油基鉆井液的乳化穩(wěn)定性、乳化液滴大小、濾失量、流變性和懸浮穩(wěn)定性等方面入手，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對(duì)有機(jī)土、乳化劑、降濾失劑等處理劑的加量進(jìn)行優(yōu)化，得到了抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液推薦配方：0#柴油+2.5%有機(jī)土+（3.0%～3.5%）GRH-1+（0.5%～1.5%）ZLX-1+3.0%油基降濾失劑+25%氯化鈣水溶液+2.0%氧化鈣，油水比為75∶25。依據(jù)GB/T 16783.2—2012《鉆井液現(xiàn)場測試 第2 部分 油基鉆井液》，對(duì)抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液體系的綜合性能進(jìn)行了室內(nèi)評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 抗高溫低黏高切油基鉆井液性能

從表3 可以看出，所形成的不同密度的油基鉆井液推薦配方在150 ℃和180 ℃下老化滾動(dòng)16 h 后，鉆井液破乳電壓均保持在800 V 以上，流變性能參數(shù)均保持穩(wěn)定，表現(xiàn)出優(yōu)異的抗高溫性能。鉆井液塑性黏度均在40 mPa·s 以內(nèi)，動(dòng)塑比為0.31～0.40 Pa/mPa·s，與傳統(tǒng)油基鉆井液相比，塑性黏度降低10%～15%，動(dòng)切力提高15%～25%，表現(xiàn)出明顯低黏高切特性。此外，鉆井液高溫高壓濾失量均在2.4 mL 以下，所形成的油包水乳化液滴尺寸為1.2～26.9 μm，具有較寬的粒徑分布。由于油包水乳化液滴具有壓縮變形特性，因此可對(duì)桑塔木組發(fā)育的不同尺度的地層微裂縫進(jìn)行良好的匹配性封堵，從而提高井壁穩(wěn)定性。

2.4 裂縫性儲(chǔ)層段油基鉆井液堵漏劑配方優(yōu)化

順北奧陶系裂縫性儲(chǔ)層段漏失風(fēng)險(xiǎn)極高，采用油基鉆井液時(shí)若不能對(duì)漏失層實(shí)施快速、有效的封堵，鉆井液成本將難以承受。但超深井小井眼條件下，常規(guī)堵漏材料尺寸選擇范圍偏小，難以實(shí)現(xiàn)對(duì)漏失裂縫的匹配性封堵，成為制約油基鉆井液在奧陶系破碎性地層應(yīng)用的“瓶頸”問題。筆者通過廣泛調(diào)研吸油膨脹性樹脂研究現(xiàn)狀，優(yōu)選了一種可在油基鉆井液中膨脹的吸油樹脂，并采用微膠囊化處理方法，研制了一種適用于奧陶系裂縫性儲(chǔ)層段的溫度敏感型膨脹性堵漏材料。

2.4.1 吸油膨脹樹脂優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)

吸油膨脹樹脂最早由美國的Dow Chemical 公司于1966 年研發(fā)，目前已形成不同類型和功用的系列化產(chǎn)品，主要用作橡膠改性劑，或用于吸收海面浮油，或處理含油工業(yè)廢水等，其典型產(chǎn)品用作油基鉆井液堵漏劑時(shí)，存在吸油后耐溫性不夠，韌性差，對(duì)漏失通道難以實(shí)現(xiàn)有效封堵等不足[12]。筆者以吸油膨脹率、吸油后拉伸倍數(shù)及耐溫性能為評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)選出了一種耐高溫的吸油膨脹樹脂（EOA）。不同溫度下EOA，在油基鉆井液中的吸油膨脹性能測試結(jié)果見表4。

表4 不同溫度下EOA 在油基鉆井液中的吸油膨脹性能

采取的吸油膨脹率測試方法為：用精密電子天平稱取一定質(zhì)量（m1）的EOA 放入裝有油基鉆井液的老化罐中，將老化罐放置于不同溫度的滾子爐中，老化滾動(dòng)16 h，取出過濾，使用吸油紙將EOA 表面的油基鉆井液清除干凈，測得吸油膨脹后的EOA 的質(zhì)量（m2），由此即可計(jì)算得到吸油膨脹率。吸油后的拉伸倍數(shù)則主要通過測試EOA 吸油后被拉斷時(shí)的長度與吸油后的初始長度計(jì)算得到。從表4 可以看出，EOA 在25 ℃時(shí)即可發(fā)生吸油膨脹，且隨著溫度升高，吸油膨脹率增大。25～180 ℃范圍內(nèi)，EOA 在油基鉆井液中的吸油膨脹率≥2.4 g/g，且吸油后的拉伸倍數(shù)均在2.36 以上，表現(xiàn)出良好的耐溫性和韌性，具有在地層溫度下吸油膨脹并封堵漏失裂縫的潛力。

為了進(jìn)一步評(píng)價(jià)EOA 用作油基鉆井液堵漏材料的可行性，測試了EOA 在不同溫度、不同時(shí)間下的吸油膨脹率，結(jié)果見表5。從表5 可以看出，EOA 在不同溫度下2 h 后均發(fā)生吸油膨脹，且隨著溫度升高達(dá)到最大吸油膨脹率的時(shí)間越短。若直接加入到油基鉆井液中時(shí)，易因過早吸油膨脹而難以到達(dá)漏失層，且會(huì)對(duì)鉆井液性能造成較大的不利影響。因此，需要對(duì)EOA 的吸油膨脹性能進(jìn)行調(diào)控。

表5 不同溫度下EOA 在油基鉆井液中的吸油膨脹率

2.4.2 溫度敏感型膨脹性堵漏材料研制與性能評(píng)價(jià)

筆者借鑒微膠囊化處理思路[13]，提出通過采用能夠在地層溫度下熔化的包覆材料對(duì)EOA 進(jìn)行微膠囊化處理，形成一種溫度敏感型膨脹性堵漏材料，使其在油基鉆井液中輸送至漏失層位前不產(chǎn)生吸油膨脹，到達(dá)漏失層后在地層溫度作用下釋放并產(chǎn)生吸油膨脹，從而封堵漏失裂縫。結(jié)合奧陶系儲(chǔ)層段地層溫度（＞150 ℃），優(yōu)選了一種熔點(diǎn)為156 ℃的改性聚丙烯蠟，并采用熔化分散冷凝法對(duì)EOA-1 進(jìn)行了微膠囊化處理，得到了一種形狀不規(guī)則的溫度敏感型膨脹性堵漏材料（TPA）。采用沉降法對(duì)TPA 的等效粒徑進(jìn)行了測試，結(jié)果表明，所制得的TPA 產(chǎn)品的等效粒徑范圍為0.68～3.26 mm。采用上述吸油膨脹率測試方法，評(píng)價(jià)了TPA在不同溫度下在油基鉆井液中老化滾動(dòng)不同時(shí)間時(shí)的吸油膨脹性能，結(jié)果見圖3。從圖3 可以看出，150 ℃條件下，TPA 在油基鉆井液中老化滾動(dòng)8 h后其最小等效粒徑略有減小，說明在包覆劑的作用下，TPA 未發(fā)生吸油膨脹；156 ℃下，TPA 在油基鉆井液中老化滾動(dòng)1 h 后最小等效粒徑開始出現(xiàn)明顯增大，說明包覆劑在156 ℃下開始熔化，TPA 吸油膨脹，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果計(jì)算得出5 h 后膨脹倍率即達(dá)到5.37 倍，隨后基本保持穩(wěn)定。對(duì)比來看，加熱至180 ℃后，老化滾動(dòng)1 h，TPA 的最小等效粒徑即變大3.65 倍，老化滾動(dòng)4 h 后膨脹倍率即達(dá)到6.44 倍，繼續(xù)老化滾動(dòng)TPA 膨脹倍率基本保持穩(wěn)定。由此說明，在加熱過程中，當(dāng)溫度超過包覆劑的熔化溫度后，TPA 即開始發(fā)生吸油膨脹，且其抗溫180 ℃，可用于順北超深井奧陶系地層儲(chǔ)層段堵漏。

圖3 TPA 在油基鉆井液中的吸油膨脹性能評(píng)價(jià)

2.4.3 裂縫性儲(chǔ)層段堵漏效果模擬評(píng)價(jià)

結(jié)合順北超深井奧陶系地層儲(chǔ)層段漏失特點(diǎn)，以TPA、油基纖維封堵劑（SMFibre-O）、高酸溶堵漏劑（GSD）、高強(qiáng)支撐劑（GQJ）以及不同粒徑分布的超細(xì)碳酸鈣為主，形成了裂縫性儲(chǔ)層段堵漏配方。采用高溫高壓動(dòng)態(tài)承壓堵漏儀，模擬不同縫寬的裂縫，將堵漏劑加入抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液推薦配方中，對(duì)其置于156 ℃下熱滾5 h 后的封堵能力進(jìn)行了室內(nèi)評(píng)價(jià)[14]。堵漏配方中所用其材料的加量為：3% SMFibre-O+5% GSD+4%GQJ+8%超細(xì)碳酸鈣。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。從表6 可以看出，未加入TPA 時(shí)，因鉆井液中缺少與裂縫匹配的較大尺寸材料，對(duì)裂縫寬度2 mm 的裂縫無法實(shí)施有效封堵；加入TPA 后，在156 ℃下滾動(dòng)5 h 后，包覆劑熔化，TPA 被激發(fā)并產(chǎn)生吸油膨脹，對(duì)于2～5 mm 的裂縫均能實(shí)施有效封堵，承壓能力可達(dá)7.0 MPa，且隨著TPA 加量的增加，鉆井液漏失量明顯減小；TPA 加量達(dá)到10%時(shí)，鉆井液的破乳電壓仍保持在700 V 以上，表現(xiàn)出較好的乳化穩(wěn)定性能。

表6 裂縫性儲(chǔ)層段堵漏效果模擬評(píng)價(jià)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

順北Y 井是順北油氣田布署在順托果勒低隆起的一口超深探井，以奧陶系一間房組和鷹山組為主要目的層。該井設(shè)計(jì)井深8606.79 m，設(shè)計(jì)垂深7886 m，井底溫度170 ℃以上。鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)顯示，順北Y 井緊鄰Ⅴ號(hào)主干斷裂帶，在桑塔木組地層鉆遇斷層的可能性較大，鉆井液漏失及井壁失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)高。該井周邊多口井因在奧陶系桑塔木組鉆遇輝綠巖侵入體而發(fā)生井壁失穩(wěn)，出現(xiàn)通井劃眼扭矩波動(dòng)大、上提鉆具掛卡、憋停頂驅(qū)，甚至卡鉆等井下復(fù)雜情況，導(dǎo)致回填后開窗側(cè)鉆。順北Y 井五開定向段采用密度1.55 g/cm3的水基鉆井液鉆進(jìn)期間，鉆遇一間房組斷裂帶，發(fā)生嚴(yán)重井壁失穩(wěn)，返出大量1.2～3.6 cm 左右的片狀剝落掉塊，頻繁出現(xiàn)憋泵、憋停頂驅(qū)，鉆具上提下放困難，反復(fù)劃眼仍難以下放到底。通過提高鉆井液密度至1.63 g/cm3，加強(qiáng)應(yīng)力支撐并優(yōu)化鉆井液封堵性能后，仍不見好轉(zhuǎn)。為保障井下安全，提高鉆井時(shí)效，在穩(wěn)斜段轉(zhuǎn)換為油基鉆井液。

3.1 鉆井液維護(hù)與處理

為滿足超深井破碎性地層井壁穩(wěn)定與小井眼長水平段有效攜巖的要求，保持鉆井液良好的高溫乳化穩(wěn)定性、微裂縫封堵性和流變性能至關(guān)重要。順北Y 井轉(zhuǎn)換為油基鉆井液后，以細(xì)水長流的方式適時(shí)補(bǔ)充抗高溫乳化穩(wěn)定劑和油基降濾失劑，優(yōu)化體系乳化穩(wěn)定性能和微裂縫封堵能力；并采用少量、多次的方式補(bǔ)充有機(jī)土和抗高溫支化型流型調(diào)節(jié)劑，優(yōu)化體系的黏度和切力，提高懸浮穩(wěn)定性，對(duì)鉆井液性能進(jìn)行了有效的實(shí)時(shí)調(diào)控。

順北Y 井現(xiàn)場油基鉆井液配方為：0#柴油+（2.5%～2.8%）有機(jī)土+（3.3%～3.5%）GRH-1+（1.2%～1.5%）ZLX-1+（3.0%～3.2%）油基降濾失劑+25%氯化鈣水溶液+2.0%氧化鈣+重晶石+隨鉆堵漏材料，油水比為75∶25。該井現(xiàn)場油基鉆井液180 ℃下老化滾動(dòng)16 h 后的性能評(píng)價(jià)結(jié)果見表7。從表7 可以看出，順北Y 井現(xiàn)場油基鉆井液破乳電壓高于900 V，黏度控制在38 mPa·s 以內(nèi)，動(dòng)塑比為0.33～0.36 Pa/mPa·s，表現(xiàn)出良好的乳化穩(wěn)定性能和低黏高切性能。此外，鉆井液高溫高壓濾失量均在2.4 mL 以下，所形成的乳狀液滴尺寸分布在2.7～25.2 μm 之間，表現(xiàn)出良好的微裂縫封堵能力。

表7 順北Y 井抗高溫低黏高切油基鉆井液性能

3.2 井壁穩(wěn)定效果

順北Y 井轉(zhuǎn)換為抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液后，鉆進(jìn)過程中扭矩平穩(wěn)，扭矩降為2.6～3.1 kN·m，巖屑返出正常，無掉塊；裸眼段起下鉆摩阻5～6 t，通過強(qiáng)化封堵性能，順利鉆穿一間房組上部破碎性地層及鷹山組井深8160 m 和8668 m處的2 套斷層，較設(shè)計(jì)周期提前3.5 d 鉆達(dá)完鉆井深8725 m，刷新了亞洲陸上定向井井深最深紀(jì)錄，打破了中國石化井深最深和定向井井深最深兩項(xiàng)石油工程紀(jì)錄。該井油基鉆井液施工井段平均井徑擴(kuò)大率僅為3.68%，最大井徑出現(xiàn)在第二套斷層處，井徑擴(kuò)大率亦僅為7.77%，表現(xiàn)出優(yōu)異的井壁穩(wěn)定效果。

3.3 防漏堵漏效果

順北Y 井揭開儲(chǔ)層段前，通過強(qiáng)化四級(jí)固控，及時(shí)清除鉆井液中的劣質(zhì)固相，并補(bǔ)充抗高溫乳化穩(wěn)定劑和流型調(diào)節(jié)劑，保持油基鉆井液性能為：PV≤40 mPa·s，YP≥8.0 Pa，F(xiàn)LHTHP（160 ℃）≤2.4 mL，ES≥800 V。根據(jù)油基鉆井液消耗量的變化，適時(shí)補(bǔ)充SMFibre-O，優(yōu)化GSD、GQJ和不同目數(shù)的超細(xì)碳酸鈣等剛性顆粒的粒度級(jí)配，保持其有效含量在15%～20%。當(dāng)鉆井液損耗量出現(xiàn)明顯增加時(shí)，更換較小目數(shù)的振動(dòng)篩篩布或視情況階段性停用振動(dòng)篩，根據(jù)需要加入TPA，對(duì)裂縫性儲(chǔ)層段實(shí)施了有效的隨鉆防漏處理。該井采用1.63 g/cm3的密度鉆進(jìn)至7913 m 后，全烴值上升至70%以上，且單根峰一直保持在75%左右；采用1.65 g/cm3的密度鉆進(jìn)至8085.02 m后，發(fā)生溢流。為保障井下安全，逐步提高密度至1.68 g/cm3，井底液柱壓力增加4 MPa，裂縫性儲(chǔ)層段漏失風(fēng)險(xiǎn)不斷加大。但該井鉆井過程中除出現(xiàn)一次短暫的放空性漏失（漏失鉆井液2.05 m3）外，未見其他明顯漏失，奧陶系裂縫性儲(chǔ)層段防漏堵漏效果明顯，油基鉆井液的漏失損耗得到有效控制。

4 結(jié)論

1.抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液具有良好的高溫乳化穩(wěn)定性和流變性能，很好地解決了順北奧陶系硬脆性泥巖坍塌和超深井小井眼攜巖問題，為超深層破碎性地層井壁穩(wěn)定問題的解決提供了新的思路。

2.溫度敏感型膨脹性堵漏材料TPA 具有抗溫性高、吸油膨脹后穩(wěn)定性好的特點(diǎn)，在地層溫度下激發(fā)后可對(duì)不同尺度的裂縫實(shí)施有效封堵，有效解決了小井眼裂縫性儲(chǔ)層段鉆井液堵漏材料尺寸選擇受限，難以對(duì)儲(chǔ)層段裂縫進(jìn)行匹配性封堵的難題，為順北超深井裂縫性儲(chǔ)層段鉆井液漏失控制提供了有效的技術(shù)手段。

3.抗高溫強(qiáng)封堵低黏高切油基鉆井液技術(shù)在順北超深井奧陶系地層的成功應(yīng)用為順北油氣田破碎性發(fā)育儲(chǔ)層高效開發(fā)提供了有益參考。建議進(jìn)一步加強(qiáng)奧陶系地層特征認(rèn)識(shí)，深化井筒強(qiáng)化技術(shù)應(yīng)用工藝研究，為順北油氣田“提質(zhì)、提速、提效、提產(chǎn)”開發(fā)提供技術(shù)保障。