準噶爾盆地超深井達探1井鉆井液技術

余加水，　周玉東，　辛小亮，　黃凱，　陳黎，　羅亮

準噶爾盆地超深井達探1井鉆井液技術

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.準噶爾盆地超深井達探1井鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：60-64.

目前達巴松區塊共完成11口探井，二開、三開使用的是鉀鈣基聚磺鉆井液體系，在鉆探過程中頻繁出現縮徑、垮塌、井漏、溢流等復雜事故，同時存在起下鉆阻卡嚴重、鉆井液受污染后性能極不穩定等問題。通過優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，解決了達探1井白堊系和侏羅系膏質泥巖極易水化膨脹造成井眼縮徑垮塌的問題；通過利用體系強抑制、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育容易發生垮塌、井漏的問題；通過KCl與NaCl的復配，提高體系的抑制性能和抗污染能力，體系回收率從原來的91.6%提高到97.5%，抗NaHCO3污染能力從5%提高至10%以上；優選復配合理的隨鉆堵漏劑和采用近平衡鉆進，解決了可能發生的井漏問題。達探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，平均機械鉆速提高了35.48%；全井復雜事故率為零；各次完鉆電測和下套管均一次成功；鉆井月速為1 105.86 m/臺月，較達1井提高51.23%，較達9井提高28.1%，較達10井提高48.12%。

胺基抑制劑；膏質泥巖；縮徑垮塌；卡鉆；鉆井液污染；封堵性；抑制性

達探1井位于新疆維吾爾自治區和布克賽爾縣內，目的層為二疊系風城組和石炭系地層。達探1井為重點風險探井，井型為直井，完鉆井深為6 226 m，井身結構為：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技術套管×3 883 m）+ φ311 mm鉆頭×5 685 m（φ244.5 mm技術套管× 5 679 m）+φ216 mm×6 226 m（φ177.8 mm油層套管×6 221.57 m）。

1　鉆井技術難點

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

2）達探1井二開井段上部白堊系地層大段泥巖發育，易吸水膨脹，造成井眼縮徑垮塌；侏羅系地層煤層發育，西山窖組和八道灣組地層含7～8段煤層，最長煤層厚度超過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性差，以砂泥巖互層和砂礫巖互層為主，承壓能力低，易發生井漏；二疊系風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、風城組和石炭系地層鄰井未鉆遇過，風城組和石炭系裂縫發育，存在惡性井漏風險。

2　鉆井液配方優選

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，測得回收率由大到小的順序為：PMHA-2≥FA367≥MAN104≥JB66，因此選用PMHA-2作包被劑。為了進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。達探1井二開配方如下［1-3］。

4%膨潤土+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%復配銨鹽+2%SMP-2（粉）+ 2%SPNH+1%低熒光潤滑劑+4%磺化瀝青粉（陽離子乳化瀝青）+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泥巖，因此進行了抗污染實驗，結果如表1所示，得到鉆井液經2%CaSO4和15%夏子街土污染后，性能優良。

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上完善，增加15%NaCl，進一步提高鉆井液的礦化度，增強配方抗碳酸氫根污染的能力。三開選用液體潤滑劑與固體潤滑劑復配改善潤滑性能，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城組可能有碳酸氫鈉巖層污染鉆井液，因此進行了抗污染評價［4-5］，結果見表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，鉆井風險極大。四開井段的風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。為了加強體系的抗污染能力，四開鉆井液在三開鉆井液基礎上，對聚合物降濾失劑進行室內評價，測得降濾失效果排序為：AP220＞SP-8＞JT888。該結果表明，在高溫下AP220具有更好的降濾失作用。因此在三開配方基礎上增加0.8%AP220和3%流型調節劑TX，主要用于高溫高密度下流變性能控制。

1）抗高溫評價。達探1井預測井底溫度達150 ℃，抗溫評價結果見表3。由表3可知，鉆井液經150 ℃老化不同時間后，性能穩定。

表3　四開鉆井液抗溫性能評價

2）抗污染評價。如表4所示，經5%NaHCO3和10%NaHCO3污染后，鉆井液的性能穩定，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，然后分別檢測量筒上下部的密度。測得靜置16、48、72 h后量筒上下最大密度差為0.01 g/cm3，說明鉆井液滿足安全鉆井的需求。

4）防漏堵漏。通過室內實驗評價，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、蛭石及天然瀝青復配，兼顧架橋、填充和封堵功能，預防鉆井過程中出現井漏。如果施工中出現井漏，選用KZ系列、綜合堵漏劑和核桃殼復配使用。

3　現場鉆井液維護處理技術

3.1一開（0～500 m）

按設計配制10%的預水化膨潤土漿作表層漿，采用LV-CMC護膠。鉆進中使用高含量膨潤土漿補量，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土含量、高黏度和高切力，確保流砂層井壁穩定；黏度嚴格控制在80 s以上，鉆完進尺前把密度提到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，膨潤土含量為35～45 g/L。

二開轉化：將一開表層漿用水稀釋至膨潤土含量為40 g/L左右，加入1%復配銨鹽、2%SPNH、2%SMP-1、0.7%SP-8 、0.7%PMHA-2，將pH值調至10～11，充分循環均勻后加入10% KCl和1.5%聚胺，密度調整至1.15 g/cm3，調整各項性能達到設計要求后開鉆［6-7］。維護配方：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）鉆井液維護要點。針對二開上部大段泥巖易吸水膨脹導致縮徑垮塌問題，通過高濃度膠液中的包被劑、胺基及KCl來實現強抑制，減輕起下鉆掛卡程度，從而縮短起下鉆時間。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。二開井段井壁穩定，上提下放過程中沒有出現嚴重阻卡和大段劃眼情況。下部砂巖及泥質砂巖滲透性好，采用強封堵，改善泥餅質量，保證井眼穩定，主要采用加入2%TP-2、2%超細碳酸鈣和3%～5%乳化瀝青或PHT改善泥餅質量，控制鉆井液中膨潤土含量為40～45 g/L，保證形成致密且柔韌性很強的高質量泥餅，API濾失量控制在4 mL以內，高溫高壓濾失量控制在10 mL以內。針對西山窯和八道灣地層的煤層，制定了針對性措施：加強體系的抑制性能和降低濾失量，保持KCl、胺基、包被劑含量，預防與煤層膠結的泥巖吸水膨脹擠壓煤層造成煤層不穩定；嚴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；控制合理膨潤土含量為40～50 g/L，確保形成致密的優質泥餅，整個8段煤層在鉆進過程中沒有發生過井漏、起下鉆遇阻、劃眼及煤層垮塌現象，井壁非常穩定。

3.3三開（3 885～5 685 m）

1）使用抗高溫欠飽和復合鹽鉆井液體系。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，膨潤土含量為15～25 g/L。

三開轉化：將二開鉆井液用膠液稀釋至膨潤土含量為30 g/L左右，依次分別加入SPNH 、SMP-1、SP-8、PMHA-2、PHT、KH-n，充分循環均勻后加入KCl和NaCl，密度調整至1.90 g/cm3，調整各項性能達到設計要求后開鉆［8-9］。維護配方為：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）鉆井液維護要點。加強體系的抑制性能，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，同時配合大分子包被劑抑制泥頁巖地層水化分散，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加強泥餅封堵，改善泥餅質量；克拉瑪依組、百口泉組含異常高壓油氣水層，易發生油氣水侵甚至漏噴同層的嚴重復雜。根據鄰井資料、實測DC指數、氣測值及實鉆情況合理調整鉆井液密度，該井段最高實際使用密度為1.97 g/cm3，利用不同性質和粒徑的隨鉆堵漏材料進行封堵，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），避免了施工過程中發生井漏。鉆進過程中最高檢測出鉆井液中碳酸氫根含量為8 000 mg/L，使用氧化鈣進行及時處理，避免了鉆井液性能惡化；同時采用超細固體潤滑劑（粒徑小于0.03 mm）與優質液體潤滑劑復配降低摩阻，整個施工過程中，滑塊摩阻系數保持在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合鹽鉆井液體系。將三開鉆井液用膠液稀釋至膨潤土含量為20 g/L左右，依次加入SPNH、SMP-1、AP220、PMHA-2等，充分循環均勻后補充KCl和NaCl，密度調整至1.90 g/cm3，調整各項性能達到設計要求后開鉆［10］。維護配方為：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）鉆井液維護要點。利用10%KCl和15%NaCl抑制黏土礦物水化膨脹和分散，避免四開施工過程中起下鉆掛卡、遇阻劃眼、井壁垮塌等復雜情況。風城組、石炭系地層含異常高壓油氣水層，易發生油氣水侵甚至漏噴同層的嚴重復雜情況，根據實測DC指數、氣測值及實鉆情況合理調整鉆井液密度，盡可能保持近平衡鉆進。在四開鉆井液中加入8%隨鉆堵漏劑，完成2次承壓試驗，都取得成功，預防了在上提密度過程中發生井漏。四開井段實測DC指數數值為1.65～1.72 g/cm3，最后鉆進中將鉆井液密度調整為1.72 g/cm3，提鉆時將鉆井液密度上調至1.75 g/cm3，每次下鉆洗井測后效氣測值達到9×105mg/L以上，整個儲層實現了近平衡鉆進；鉆進過程中檢測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定，整個四開漏斗黏度保持在50～60 s，鉆井液相關性能非常穩定。

4　應用效果

鄰井多次發生復雜事故，達1井在三疊系地層鉆進中共發生13次井漏，全井共漏失鉆井液81.9 m3，起下鉆過程中多次發生嚴重掛卡，出現井壁不穩及井眼縮徑，導致長距離劃眼，損失時間達352.5 h。達9井在三疊系地層鉆進過程中發生3次卡鉆，在起下鉆過程中多次發生阻卡劃眼，共損失時間286.2 h。達10井在鉆進過程中共發生1次氣侵、5次井漏，漏失鉆井液255.3 m3，處理復雜共耗時405.4 h。3口鄰井復雜時率分別為6.54%、3.34%、7.18%，達探1井僅用159 d完成了6 226 m的全部進尺，無復雜發生，實現零事故，達到安全鉆進施工；達探1井鉆井月速為1 105.86 m/臺月，較達1井提高51.23%，較達9井提高28.1%，較達10井提高48.12%。

5　認識及建議

1.達探1井二開采用胺基-鉀鈣基鉆井液，通過復配使用KCl和胺基，增強協調抑制作用，解決了上部紅色膏質泥巖蠕變、縮徑及煤層剝落垮塌問題，解決了二開大井眼井壁穩定及攜帶巖屑的技術難題。

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及對鉆井液抗污染技術難題。

3.四開井段采用KCl欠飽和鹽水鉆井液體系，鉆進中通過添加粒徑級配、不同物理性質的封堵劑，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，高級工程師，1966年生，1988年畢業于重慶石油學校油田化學專業，現從事鉆井液技術管理及室內實驗工作。電話13899581769；E-mail：yjskL1769@163.com。

（2016-3-12；HGF=1603N4；編輯王小娜）