松科2井特殊鉆進工藝下鉆井液技術

鄭文龍　烏效鳴　朱永宜　王穩(wěn)石　張林生　許　潔

（1.中國地質大學（武漢），湖北武漢　430074；2.中國地質科學院勘探技術研究所，河北廊坊　065000；3.重慶睿智石油天然氣技術服務有限公司，重慶　404100）

松科2井特殊鉆進工藝下鉆井液技術

鄭文龍1烏效鳴1朱永宜2王穩(wěn)石2張林生3許潔1

（1.中國地質大學（武漢），湖北武漢430074；2.中國地質科學院勘探技術研究所，河北廊坊065000；3.重慶睿智石油天然氣技術服務有限公司，重慶404100）

松科2井為國際大陸科學鉆探計劃（ICDP）支持的全球第一口鉆穿白堊紀陸相沉積地層的大陸科學鉆探井。該井二開（2 840 m）鉆遇地層中伊蒙混層、伊利石和高嶺石等黏土礦物總含量高達60%以上，易水化分散導致縮頸和垮塌；二開上部套管?508 mm，下部井徑?215.9 mm，上下兩部分井徑相差懸殊而導致巖屑返排困難。通過XRD衍射礦物鑒定、室內鉆井液材料復配以及現場巖心浸泡等實驗分析，優(yōu)選出適宜于大口徑?311.2 mm和?215.9 mm取心工作的低成本鉆井液體系?，F場應用過程中，鉆井液動塑比維持在0.45~0.82 Pa/（mPa·s），潤滑系數控制在0.11~0.14，泥餅黏附系數0.12~0.15，有效解決了攜巖困難問題，并降低了長裸眼卡鉆風險。在大口徑取心試驗、正式設計取心與全面鉆進等作業(yè)頻繁更換以及鉆井液性能不斷調整過程中，井內未發(fā)生大的坍塌與掉塊，圓滿完成了在491.12~510.94 m段?311.2 mm口徑試取心試驗，以及1074.00~1148.01m和1 182.74~1 256.01 m段的?215.9 mm口徑設計取心任務。

松科2井；大陸科鉆；特殊鉆進工藝；鉆井液；裸眼；潤滑；攜巖；取心

松科2井布置在松遼盆地東南斷陷區(qū)徐家圍子斷陷帶宋站鼻狀構造上，是國際大陸科學鉆探計劃（ICDP）支持的全球第一口鉆穿白堊紀陸相沉積地層的大陸科學鉆探井，也是我國第一深科學鉆探直井，設計井深6 400 m。通過松遼盆地科學鉆探工程的實施，實現“兩井四孔、萬米連續(xù)取心”，為獲取白堊紀時期亞洲東部高分辨率氣候環(huán)境變化記錄，闡明大慶油田形成的原因、過程和結果奠定堅實的基礎。通過獲取松遼盆地深達6400 m的原位、連續(xù)地球物理參數，為松遼盆地及其相關類似盆地的地球物理勘探提供科學“標尺”。

為獲取更加詳細的地層資料，松科2井特殊的井身結構設計與鉆進規(guī)程對鉆井液性能提出了新的要求，井身結構設計為五開，一開（440 m）和二開（2840 m）均以小口徑（一開?444.5 mm和二開?215.9 mm）成孔，再按設計井徑（一開?660.4 mm和二開?444.5 mm）擴孔，尤其是在二開成孔過程中，上下兩部分井段井徑相差懸殊，鉆屑難以順利返排；試取心試驗、正式取心作業(yè)和全面鉆進交替進行，為滿足工程需要，鉆井液性能需要頻繁調整。

松遼盆地地層穩(wěn)定性差，地溫梯度高，曾使用過多種不同鉆井液體系。這些鉆井液體系均具有良好的抑制性，但是成本普遍較高。松科1井開創(chuàng)了低成本循環(huán)減阻鉆井液體系在大慶地區(qū)繩索取心鉆進中使用的先例，通過PAM、DFD及LG植物膠等處理劑復配，針對不同地層及時調整鉆井液性能，成功完成了164.77 m~1 795.18 m的連續(xù)取心工作［6-7］。

在充分考慮松科2井特殊的鉆井工程設計的基礎上，結合上述各鉆井液體系的選用情況與鄰井復雜情況提示，最終確定一開選用普通高坂含鉆井液，以滿足快速鉆進時充分攜巖的需要；二開選用聚合物體系，隨井溫升高逐步轉為聚磺體系，以滿足抗溫和維持井壁穩(wěn)定的需要。該鉆井液體系的選取，一方面性能易于調整與維護，適應于多重鉆進工藝施工；另一方面，在低成本條件下可實現鉆井液體系的快速轉換，減少棄漿和排污費用。

1　施工難點

（1）地層不穩(wěn)定，泥巖和砂巖互層頻繁。四方臺組、嫩江組上部及泉四段泥巖黏土礦物含量高，極易分散造漿；嫩江組下部、姚家組、青山口組及登婁庫組泥巖性脆，伊蒙混層占50%左右，易剝落掉塊；各層段夾砂巖和泥質粉砂巖等弱膠結地層易發(fā)生強滲透而形成虛厚泥皮，壓差卡鉆風險較大。

（2）井身結構復雜。二開時上部為?508 mm套管，中部為?311.2 mm井眼，下部為?215.9 mm井眼，不同井段井眼尺寸相差懸殊，確保巖屑順利返排至關重要。

（3）大口徑取心難度大，裸眼取心時間長。?311.2 mm和?215.9 mm大口徑取心工藝復雜，相對應鉆井液性能參數控制缺乏參考，長時間、長井段不穩(wěn)定地層鉆進增加了取心風險。

（4）擴孔危險性較高。泥巖地層經鉆井液長時間浸泡而導致強度下降，大井眼二次擴孔發(fā)生卡鉆與坍塌的風險較大；擴孔作業(yè)導致前期初次成孔所形成的泥皮進一步嚴重分散，鉆井液性能尤其是流變性難以控制。為滿足詳細獲取地層資料的測井需要，一開以?444.5 mm鉆頭開孔，以?660.4 mm鉆頭擴孔；二開以?311.2 mm+?215.9 mm鉆至2 826.08m后，再以?444.5 mm鉆頭擴孔。初次成孔過程中形成的泥皮在擴孔階段分散嚴重，導致鉆井液黏度和切力上升很快。

（5）取心鉆進和全面鉆進的鉆具組合更換頻繁，刮擦井壁易產生大量掉塊，卡鉆風險增大。為嚴格控制井斜采取的各種防斜和糾斜措施對井壁穩(wěn)定影響較大。

針對上述技術難點，初步選定如下鉆井液方案：一開以高坂含鉆井液開孔，大致配方為1#：8%膨潤土+0.4%純堿+0.1%燒堿+0.25%提黏增切劑+0.1%聚合物包被劑+重晶石；二開上部選用聚合物體系，隨井溫升高逐漸轉為聚磺體系，大致配方為2#：4%膨潤土+0.24%純堿+0.1%燒堿+0.1%聚合物包被劑+0.5%聚合物降濾失劑A+0.4%聚合物降濾失劑B+0.5%纖維素類降濾失劑+重晶石；二開下部大致配方為3#：4%膨潤土+0.24%純堿+0.1%燒堿+0.15%聚合物包被劑+0.6%聚合物降濾失劑A+0.6%纖維素類降濾失劑+2%磺化降濾失劑C+2%磺化瀝青+2%防塌降濾失劑D+2%惰性封堵劑+2%潤滑劑+重晶石。

2　室內研究

2.1礦物組分

取明水組和四方臺組上部灰色泥巖、嫩江組上部紅棕色泥巖以及青山口組灰綠色泥巖進行礦物組分鑒定，實驗儀器為XRD衍射分析儀，其礦物組分見表1?？梢钥闯?，松科2井上部地層黏土礦物總含量均在60%以上。四方臺組和嫩江組上部在鉆進過程中泥巖易水化分散，造漿嚴重；嫩江組下部和青山口組硬脆性泥頁巖易剝落掉塊，井壁自穩(wěn)能力較差。

表1　松科2井上部地層礦物組分

2.2室內鉆井液體系優(yōu)選

2.2.1巖心浸泡實驗取嫩江組巖心碎塊，分別浸泡在0.2%聚合物包被劑溶液以及清水中，觀察其水化分散情況。由圖1可見，巖心碎塊具有極強的水化分散能力，30 min左右即在清水中發(fā)生很大程度的坍塌破碎；而在0.2%聚合物包被劑溶液中，巖心碎塊雖有輕微掉塊現象，但是整體完整性與穩(wěn)定性相對較高。這說明該聚合物包被劑有較強的穩(wěn)定鉆屑的能力，也能在一定程度上提高井壁穩(wěn)定性。

圖1　巖心浸泡實驗

通過室內鉆井液體系優(yōu)選，初步確定松科2井二開以淺大致鉆井液配方，其基本性能見表2。

表2　鉆井液性能參數

2.2.2抑制性評價實驗選用青山口組巖心碎屑，進行泥頁巖滾動回收實驗和泥頁巖膨脹分散實驗。由表3可知，相比于清水，鉆井液對青山口組泥頁巖有較強的抑制性。

表3　抑制性實驗結果

2.3潤滑性實驗

在3#配方中添加潤滑劑RH-30，以EP-2A極壓潤滑儀和NF-2型泥餅黏附系數測定儀分別測定鉆井液的極壓潤滑系數Ks和泥餅黏附系數Kf。由表4可知，潤滑劑RH-30加量在2%時潤滑系數和黏附系數已經降低到0.12和0.10，所以選取2%為RH-30的最優(yōu)加量。

表4　潤滑性能測試

3　現場應用與性能調整

3.1一開鉆井液方案

一開開孔鉆頭直徑?444.5 mm，鉆進深度440.96 m；擴孔鉆頭直徑?660.4 mm，擴孔鉆進深度427.49 m；?508 mm套管下入深度426.62 m。鉆遇地層為明水組和四方臺組，巖性以砂巖和泥巖為主，夾粉砂巖及砂礫巖。該井段井眼尺寸大，鉆進速度快，巖屑量大，在鉆進過程中鉆井液保持較高黏度和切力以有效攜巖，并且加強固控措施以最大程度清除巖屑，添加0.5%鉆井液清潔劑RH-4以防鉆頭泥包。整個一開鉆進過程中，鉆井液典型性能參數為：密度1.05~1.11 g/cm3，漏斗黏度55~65 s，API中壓濾失量在10 mL/30 min左右。

3.2二開鉆井液方案

二開上部（450.20~1 050.00 m）主要鉆遇地層為嫩江組，硬脆性泥頁巖微裂隙發(fā)育，易發(fā)生滲透水化剝落。一開結束掃完水泥塞后，加足聚合物膠液以完成體系轉換，并進行?311.2 mm和?215.9mm大口徑試取心試驗。在試取心過程中，不斷調整鉆井液性能以適應取心需要。試取心順利時鉆井液性能參數為：密度1.11~1.15 g/cm3，塑性黏度13~15mPa·s，動切力4.5~6.5 Pa，靜切力1.5~3Pa/7.5~9 Pa，濾失量7.5 mL左右。

鉆進至1 050.00 m時，為保證正式取心工作順利：一次性添加2%惰性封堵材料和2%低軟化點瀝青，對微裂隙進行充填以增強井壁穩(wěn)定性；加大纖維素類降濾失劑和聚合物降濾失劑等處理劑加量以控制濾失量；加入2%潤滑劑RH-30和0.5%清潔劑RH-4，提高鉆井液潤滑性以防黏卡。此時鉆井液性能參數為：密度1.18 g/cm3，塑性黏度22mPa·s，動切力9.5 Pa，靜切力2.5 Pa/9 Pa，濾失量4 mL，極壓潤滑系數0.14，泥餅黏附系數0.12。

整個取心過程中，鉆井液性能穩(wěn)定，井內未發(fā)生大的掉塊與卡鉆，圓滿完成了?311.2mm的試取心試驗，以及1 074.00~1 148.01 m和1182.74~1256.01 m的?215.9 mm口徑設計取心任務，圖2為所取嫩江組巖心照片。

圖2　?311.2mm試取心與?215.9mm正式取心巖心照片

取心結束后，以?215.9 mm鉆頭開始全面鉆進，隨井深增加，井溫也逐漸升高，因上下兩部分井眼尺寸相差較大而導致的攜巖困難問題也越來越突出，接單根與下鉆過程中均有遇阻和下不到底的現象，一度發(fā)展到錄井方面巖屑采集作業(yè)難以進行。正常鉆進時排量在36 L/s左右，繼續(xù)增大排量易導致下部井段沖刷嚴重而垮塌，此時下部?215.9 mm井段的環(huán)空返速理論值已達1.69 m/s，而上部?508 mm套管內返速僅為0.21 m/s。上部套管內環(huán)空返速過低導致大量鉆屑滯留在井眼上部，一旦停止循環(huán)即往底部回落，沉砂卡鉆風險增大；鉆屑在井內滯留時間過長，遭受鉆井液液流沖擊與井壁頻繁碰撞，水化分散程度進一步提高，鉆井液性能惡化趨勢明顯。

通過逐漸增大聚合物包被劑及增黏提切劑的加量，以及適當提高鉆井液密度，多種措施并舉以提高鉆井液的攜帶能力。通過觀察鉆進過程中鉆屑返出情況，確定攜巖效果最佳時的鉆井液性能參數，典型鉆井液性能參數為：密度1.25 g/cm3，塑性黏度16mPa·s，動切力14 Pa，靜切力2.5 Pa/15 Pa，濾失量4 mL，漏斗黏度65~70 s，pH值8~8.5。

二開擴孔前，結合前期小口徑成孔過程中的經驗，通過室內小樣試驗確定生石灰的加入量，使黏土顆粒保持適度絮凝，大幅度提高體系的固相容量限和抑制能力，配合SMC使用以改善泥皮質量，同時也為三開鉆井液體系的順利轉換提前做好準備。二開擴孔階段鉆井液主要性能參數為：密度1.25~1.28g/cm3，塑性黏度16~22 mPa·s，動切力9~14 Pa，靜切力3~4 Pa/12~16 Pa，濾失量2.4~3.6 mL，漏斗黏度65~75 s，pH值8~8.5。

由于鉆遇地層泥巖發(fā)育，除配制開孔鉆井液時使用膨潤土造漿外，在整個二開段均未補入土粉，現場以多種處理劑與水配制成一定濃度的膠液，以細水長流的方式均勻持續(xù)補入循環(huán)罐，避免磺化材料加干粉時導致鉆井液起泡；充分利用固控設備以最大程度清除無用固相，其中振動篩與除砂器使用率分別占純鉆時間的100%和80%。二開結束時，鉆井液總量已達670余m3，除定期清掏沉淀罐損失小部分鉆井液外，最大程度做到了無浪費，嚴格控制了鉆井液排放量，節(jié)約了棄漿與治污費用。

4　結論

（1）優(yōu)選出的鉆井液方案適于松科2井特殊的井身結構與施工工藝，滿足了大口徑試取心試驗、正式取心工作以及全面快速鉆進頻繁轉換的多重需要。

（2）通過嚴格控制濾失量，改善黏土顆粒的分布級配，補入低軟化點瀝青和惰性封堵材料，有效提高了井壁穩(wěn)定性，降低了強滲透地層發(fā)生黏卡的風險。

（3）保持良好的剪切稀釋性與潤滑性，適當提高鉆井液密度，最大程度加強固相控制，是松科2井特殊井身結構下順利攜巖的關鍵。

（4）所選鉆井液體系性能易于維護與調整，方便體系轉換，減少了棄漿與排污費用，節(jié)約了鉆進成本，為松科2井進一步鉆進工作中鉆井液體系選擇與維護提供了參考與借鑒。

（5）大陸科學鉆探的研究主題覆蓋了所有地學領域的廣泛目標，具有科研成果重大且密集特點的同時還存在施工周期長，投資巨大，需要多單位多學科跨領域協(xié)作等難題。深部科學鉆探工程的實施，不僅將帶動地球科學相關學科和技術的發(fā)展，還需要一系列重大工程技術的支撐。該項目的實施將明顯提升我國深部科學鉆探技術水平，有利于逐步形成具有自主知識產權的科學鉆探技術和方法體系。

［1］石德勤，劉志明，弓玉杰，等.大慶油田“九五”期間鉆井液技術發(fā)展［J］.鉆井液與完井液，2002，19（2）：33-37.

［2］孫慶仁，申胡成，楊新斌，等.松科1井南孔鉆井取心技術［J］.石油鉆采工藝，2007，29（5）：8-12.

［3］毛偉漢，曾定烈，李連君，等.用于大慶油田的JGN-A鉆井液［J］.鉆井液與完井液，1997，14（5）：44-46.

［4］韓玉華，耿曉光，劉繼生，等.大慶油田易漏區(qū)塊小眼井鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液，2000，17（1）：39-41.

［5］王波，任希，李馨寬.有機硅鉆井液在大慶油田太南地區(qū)的應用［J］.石油鉆探技術，1997，25（3）：22-23.

［6］蔡記華，烏效鳴，朱永宜，等. 松科1井（主井）防塌鉆井液技術［J］.石油鉆探技術，2008，36（5）：54-57.

［7］蔡記華，烏效鳴，楊倩云，等. LG植物膠處理劑的研究及應用［J］.石油鉆采工藝，2006，28（6）：31-34.

（修改稿收到日期2015-04-15）

〔編輯朱偉〕

Drilling fluid technique for special drilling technology in SK-2 Well

ZHENG Wenlong1, WU Xiaoming1, ZHU Yongyi2, WANG Wenshi2, ZHANG Linsheng3, XU Jie1
（1. China University of Geosciences, Wuhan 430074,China; 2.Institute of Exploration Techniques, CAGS, Langfang 065000,China; 3.Ruizhi Oil and Gas Technology Service Co. Ltd., Chongqing 404100, China）

SK-2 Well, supported by ICDP (International Continental Drilling Program), is the first continental scientific exploratory well in the world which penetrates the continental Cretaceous sedimentary formations. In the second spud (2 840 m), the total clay minerals of illite/smectite layer, illite and kaolinite in the formations encountered by the well was up to over 60%, which are easily hydrated, leading to tight hole and collapse. The upper casing in 2nd spud was ?508 mm, and the lower hole size was ?215.9 mm. The large difference between the upper and lower holes led to difficulty in flowback of cuttings. Through mineral identification by XRD diffraction, indoor compounding of drilling fluid materials and experiment on field core soaking, the low-cost drilling fluid system was selected which was applicable to coring in large holes of ?311.2 mm and ?215.9 mm. In field application, the ratio of dynamic shear force of drilling fluid was maintained at 0.45 to 0.82 Pa/(mPa·s), the lubricating coefficient was controlled at 0.11 to 0.14, and sticking coefficient of filter cake was 0.12 to 0.15, which effectively addressed the problems of carrying cuttings and reduced the risk of stuck pipe in long open hole. No large collapsing and sloughing occurred downhole during frequent alternating of coring test in large hole, formal designed coring and non-coring drilling jobs and during continuous conditioning of drilling fluid properties, and the experiments of ?311.2 mm core drilling in 491.12 m to 510.94 m and ?215.9 mm core drilling in 1 074.00 m to 1 148.01 m and 1 182.74 m to 1256.01 m as designed were successfully completed.

SK-2 Well; continental scientific drilling; special drilling technology; drilling fluid; open hole; lubrication; carrying cutting; coring

TE254

A

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0032– 04

10.13639/j.odpt.2015.03.008

國際大陸科學鉆探項目“松遼盆地資源與環(huán)境深部鉆探工程”（編號：12120113017600）。

鄭文龍，1988年生。中國地質大學（武漢）在讀博士研究生，主要從事鉆井液技術研究工作。E-mail：15138480305@163. com。

引用格式：鄭文龍，烏效鳴，朱永宜，等.松科2井特殊鉆進工藝下鉆井液技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）： 32-35.