風險探井花深1x井深部破碎帶地層鉆井液技術

汪鴻，楊燦，周雪菡，張濤，葉順友，揭家輝

（1.渤海鉆探工程有限公司第一鉆井公司，天津300280；2. 渤海鉆探工程有限公司職工教育培訓中心，天津300280；3.渤海鉆探工程有限公司泥漿技術服務分公司，天津300280）

花深1x井是中國石油集團公司在福山油田部署的第一口設計井深為5713m（垂深為4500m）的大位移風險探井。構造位置為福山凹陷花場構造花深1x斷鼻高部位，該區由于受區域地層抬升及花場斷層強烈活動的影響，構成明顯流沙港組和潿洲組之間的角度不整合，產生一系列近東西向的正斷層，花場斷鼻構造花東斷塊受北西向兩條反向正斷層控制，并由兩條近南北向斷層進一步切割而形成破碎帶地層[1-3]。四開通過3次側鉆，總計4個井眼，通過對鉆井液處理劑不斷優選、鉆井液體系不斷優化改進，形成的復合鹽水防塌鉆井液現場應用效果顯著，保證了這口高難度井的四開階段各項施工。

1 花深1x井概況及鉆井液技術難點

花深1x井自上而下地層為（井深為垂深）：望樓港組（0～170m）、燈樓角組（170～360m）、角尾組（360～720m）、下洋組（720～920m）、潿洲組（920～2350m）、流沙港組（2350～4500m）。其中流沙港組分為三段：流一段（2350～3100m）、流二段（3100～3850m）、流三段（3850～4500m）。最復雜地層為流二段與流三段交界面，存在不整合破碎帶，大段黑色硬脆性泥巖，巖石層理與微裂縫發育，極易垮塌。

花深1x井原設計井身結構為：φ660.4mm鉆頭×351m（φ508mm套 管×350m）+φ444.5mm鉆頭×2252m（φ339.7mm套管×2250m）+φ311.1mm鉆頭×4852m（φ244.5mm套管×4850m）+φ215.9mm鉆頭×5713m（φ139.7mm套管×5708m）。

變更后井身結構為：φ660.4mm鉆頭×351m（φ508mm套管×350m）+φ444.5mm鉆 頭×2135m（φ339.7mm套 管×2116m）+φ311.1mm鉆頭×4270m （φ244.5mm套管×4268m）+φ215.9mm鉆頭×5023m（φ177.8mm套管×5021m）+152mm鉆頭×5498m（φ127mm套管×5493m）

鉆井液技術難點：該井潿三段以下地層發育硬脆性泥巖，裂縫多，井壁易坍塌掉塊，四開井段流二段與流三段交界面破碎帶易坍塌掉塊，易卡鉆；預計井底溫度最高為182.06℃，最低為178.86℃，對鉆井液抗溫性要求較高；位移大，設計最大位移為3208m，大位移井眼對鉆井液流變性、抑制性和潤滑性的要求更高[4-7]。

2 四開鉆井液工藝技術

2.1 鉆井液體系及維護處理

1）井眼Ⅰ（4270～5207m）。井眼Ⅰ的鉆井液體系配方：8%KCl+3%SD-101+4%SD-201+4%BZ-FFT-I+3%BZ-YRH+4%乳化瀝青+0.3%BZ-BYJ-I+2%REDUL-200+3%BZ-MJL+4%細目鈣+3%潤滑劑。按配方配制所需鉆井液量，日常維護時將 SD-101、SD-201、REDUL-200、BZYJZ-I、KCl 等材料配制膠液，根據消耗量進行補充，保證高溫穩定性和強抑制性。鉆壓 40 kg、轉速 80 r/min、排 量 28 L/s、泵 壓27mPa、扭 矩35～45kN·m，正常鉆進至井深 5207m，期間每鉆進 50～100m 短程起下鉆一次，每天記錄返砂量。起鉆過程中5207～4990m（流二段底）起鉆最大拉力為2700kN（正常為 2300kN），多處拉力較大。起完鉆換牙輪鉆頭配常規鉆具通井，下鉆至 4760m 遇阻，劃眼返出較多泥巖碎屑及米粒大小掉塊。劃眼至 5171m 時卡鉆，施加扭矩（62kN·m）活動鉆具（800～3000kN）憋壓（20～30mPa），經爆炸切割后回填。花深1x井四開及劃眼期間鉆井液性能見表1。

表1 花深1x井四開及劃眼期間鉆井液性能

井眼Ⅰ失敗因素分析：循環排量偏低，形成巖屑床，導致起下鉆困難；鉆井液抑制性和封堵性欠佳、抗高溫穩定性差，鉆井液受地層高溫作用不斷老化、膠體結構破壞、濾失量增大，同時鉆井液密度偏低，導致井壁失穩，劃眼卡鉆而側鉆。

2）井眼Ⅱ（4665～5212m）。井眼Ⅱ施工過程中總結井眼Ⅰ施工經驗，做出如下調整。①提升排量，鉆進排量為32～35 L/s，每50～100m短程起下鉆1次，以清除巖屑床，鉆具中加入隨鉆振擊器。②提高鉆井液抑制性與高溫穩定性，增加20%～30%復合有機鹽，高溫高壓濾失量由 10.4mL降低至6.8mL。③提高鉆井液封堵性，鉆進時保持3%BZ-FFT-I、4%細目鈣（800目與1250目按1∶1復配）、（2%～3%）BZ-YRH的有效含量。④提升物理性支撐，將鉆井液密度提至1.62g/cm3，同時提高黏度至120 s。鉆井液體系配方：8%KCl+（20%～30%）BZ-YJZ-I+3%SD-101+2%SD-201+3%BZ-FFT-I+4%BZ-YRH+4%乳化瀝青+0.3%BZ-BYJ-I+2%REDUL-200+2%BZ-MJL+4%細目鈣+2%潤滑劑。施工過程中鉆進至井深5212m仍出現井壁嚴重垮塌，劃眼異常困難，多次卡鉆等現象，導致無法繼續施工，最后打塞填眼，準備再次側鉆。

井眼Ⅱ失敗因素分析：在井眼1基礎上增加復合有機鹽含量，鉆井液抑制性提高，但封堵材料抗鹽能力欠佳，粒徑與地層孔喉直徑不匹配，導致封堵效果一般，隨著地層深度增加，井壁逐漸剝落掉塊，無法下鉆到底而選擇側鉆。

3）井眼Ⅲ（4295～5002m）。結合前兩個井眼地層的嚴重垮塌情況，決定更換鉆井液體系為BH-WEI體系。從井深4295m開始側鉆，解決井壁垮塌的技術路線為：一是降低鉆井液濾液的活度，提高鉆井液的抑制性；二是強化鉆井液的封堵性及潤滑性；三是確定合理的鉆井液密度為1.53～ 1.60g/cm3。復合有機鹽含量提至50%～80%，日常維護時將BZ-YRH、BZ-KLS-I、BZ-KLS-II、BZ-YFT、 BZ-BYJ-I等材料按照配方配制膠液，均勻加入，保證鉆井液具有高溫穩定性和抑制性；保持細目鈣（800目、1250目、1500目）的濃度達到4%以上，配合BZ-YFT和BZ-NAX等封堵材料，提高鉆井液封堵性能。

工程上將φ139.7mm鉆桿更換為φ127mm，增加環空間隙利于大塊巖屑返出。每12 h測量2套常規鉆井液性能，24 h測量一次高溫高壓濾失量，維持黏度在60～75 s，濾液密度不低于1.25g/cm3，保持較低的濾液活度，高溫高壓濾失量不大于 8mL。正常鉆進至井深5002m（流二段下部），起鉆過程中5002～4500m多處拉力較大，起鉆完換常規鉆具通井。下至井深4888m遇阻20 t，開泵沖劃，劃眼期間過200 s稠塞返出大量細砂及泥巖掉塊，劃眼至井深4995m，憋泵憋頂驅發生卡鉆。經反復活動解卡，繼續劃眼至井底。劃眼期間根據返砂情況過稠塞3次，黏度分別為267 s ，317 s，375 s，密度由1.60g/cm3提至1.65g/cm3，黏度由80 s提至130 s。由于井壁垮塌嚴重劃眼困難，加入貝克休斯3種納米級封堵劑（1%Nano-shield 納米柔性封堵劑+2%Bridge Form 微米級復合可變形封堵劑+3%Max-shield 納米彈性封堵劑）。最后多次起下鉆通井劃眼，均無法下鉆至井底，期間共發生10次卡鉆。最后鉆具被卡死，無法解卡，被迫打塞填眼。

井眼Ⅲ失敗因素：分析前期暴露的問題及本次的失敗，發現鉆井液黏度、切力低、封堵材料單一、造壁能力欠佳，隨著鉆井時間和井深增加，井壁沖刷性強而逐漸失穩，最后導致塌方式坍塌而側鉆。

4）井眼Ⅳ（4275～5023m）。側鉆前中石油勘探與生產分公司再次組織相關專家召開花深1x井施工方案專題會議。通過討論對海南深層流沙港組地層特性有了更深入的了解，指出造成前期事故復雜主要原因有：一是流二、流三段交界面不整合存在破碎帶，且鉆遇該層位時不存在垮塌周期，鉆開即垮塌；二是可能鉆遇斷層；三是地層最大主應力影響。充分分析總結前3個井眼施工情況，在井眼Ⅳ施工中鉆井液主要從以下幾方面改進。①有機鹽與無機鹽復配，保持鉆井液有足夠的抑制性和抗高溫穩定性。②提高密度。進入流二段復雜井段前將密度提到1.65g/cm3，保持正壓差。③增強造壁性。加入4%抗高溫改性瀝青和適量優質膨潤土漿，提高鉆井液造壁和護壁能力。④降低沖刷。側鉆開始黏度維持80 s以上，進入復雜井段前提到110 s，降低鉆井液對井壁的沖刷。⑤加強潤滑。加大乳化瀝青、BZ-YRH、石墨等潤滑封堵材料的投入，保證形成薄而堅韌的泥餅。鉆井液配方為：（5%～8%）KCl+（25%～30%）BZ-YJZ-I+（2%～3%）SD-101+（2%～4%）SD-201+（3%～4%）抗 高 溫 改 性 瀝青+（2%～3%）BZ-YRH+（3%～4%）乳 化 瀝青+0.3%BZ-BYJ-I+（1%～2%）REDUL200+（2%～3%）BZ-MJL+4%細 目 鈣+（2%～3%）BZDFT+（2%～3%）潤滑劑+0.3%Na2SO3，流三段鉆進時每個循環周加入100 kg塑料小球，每次短程起下鉆時泵入潤滑封閉漿（井漿+1%塑料小球+2%潤滑劑）。其配方為：井漿+3%細目鈣+1%塑料小球+2%潤滑劑+（2%～3%）SD-101+（2%～4%）SD-201+（0.5%～1%）REDUL-200。

為了徹底解決破碎帶地層垮塌難題，對鉆井液體系配方進行了不斷摸索和實驗，最終形成了一套完善的復合鹽水鉆井液體系，鉆井液密度為1.70g/cm3，具體實驗數據見表2。

表2 復合鹽水鉆井液抗溫實驗

實驗數據顯示，該鉆井液體系經200℃老化16 h后，鉆井液的流變性能較好，高溫高壓濾失量小于11mL，說明該鉆井液體系抗溫可達200℃，具有良好的抗溫性能；隨著200℃下老化時間的延長，該鉆井液的性能基本保持不變，顯示了良好的高溫穩定性。在鉆進過程中，鉆井液的具體維護思路如下。

1）按照配方配制所需量的鉆井液，測量鉆井液性能，達到要求后進行鉆進。鉆進時每班補充膠液10～15m3，維持足夠的鉆井液量。

2）根據情況每班另增加10～20 kg抗高溫改性瀝青、10～20 kg 乳化瀝青、30 kg細目鈣（600、800、1250、2000目）、10 kg BZ-YRH，補充固控設備消耗，保持封堵材料的有效含量。

3）在定向鉆進時，提前配制15m3潤滑漿泵入鉆桿，待潤滑漿出水眼后，轉動頂驅5～10min左右，拍打井壁，使潤滑材料充分貼緊在井壁上。根據托壓情況可以多次泵入潤滑漿（150 kg塑料小球+200 kg石墨+400 kg乳化瀝青），保證順利定向鉆進。

4）為減少鉆井液劣質固相含量，振動篩全程使用220目篩布。平時根據密度變化、固相含量變化、短程起下鉆到底等情況及時開啟離心機1～2循環周。

5）每次起鉆之前，泵入10～15m3潤滑封閉漿，密度高于井漿0.02g/cm3左右，另泵入10m3壓冒重漿，彌補循環壓耗，保證井壁穩定性。

經過不斷實驗，優選材料、優化體系配方，形成了一套具有強抑制、強封堵性的復合鹽水鉆井液體系，最終保障該井四開各項工序的順利施工。花深1x井四開井眼Ⅳ主要井段鉆井液的性能如表3所示。

表3 花深1x井四開井眼Ⅳ主要井段鉆井液性能

2.2 四個井眼復雜井段鉆井液性能對比

經過室內多次實驗和現場實際應用總結，做好鉆井液的抑制和封堵能力，才能更好地解決海南福山油田流沙港組破碎帶地層的穩定難題。表4為四個井眼復雜井段鉆井液的性能對比。

表4 花深1x井四開四個井眼復雜井段鉆井液性能對比表

該井經過3次側鉆，不斷優化鉆井液體系，優選合適粒徑、濁點和軟化點防塌封堵類處理劑，最終成功穿過了破碎帶地層[8-10]。

3 復雜情況分析

3.1 流二、流三段交界面不整合存在破碎帶

井眼Ⅰ實鉆井段為5139～5207m，平均鉆時為11.7min/m，比上部降低14.5%，鉆進扭矩增加2kN·m，接立柱拉力突然增加約260kN（2420kN增至2680kN），于5152～5171m反復沖劃仍無法通過，扭矩35～45kN·m，頻繁憋泵憋頂驅，最終鉆具卡死而側鉆。井眼Ⅱ實鉆5080～5210m平均鉆時為8.3min/m，比上部降低9.3%，鉆進扭矩增加3kN·m，接立柱拉力突增約220kN（2380kN增至2600kN），反復劃眼，返出大量掉塊。最終于5080～5085m沖劃仍無法通過，返出大量掉塊，扭矩為35～46kN·m，頻繁憋泵憋頂驅，卡鉆5次，無法繼續施工而側鉆。井眼Ⅲ實鉆4900～5002m，平均鉆時為8.3min/m，比上部降低13.5%，鉆進扭矩增加3kN·m，接立柱時拉力突增約300kN（2300kN增至2600kN），反復劃眼，返出大量掉塊，遇阻劃眼，4970～4985m反復沖劃仍無法通過，返出大量掉塊，扭矩為38～45kN·m，頻繁憋泵憋頂驅，卡鉆10次，無法繼續施工而側鉆。

綜合井眼Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ實鉆情況，確認流二與流三段交界面破碎帶垮塌是導致事故復雜頻發的主要原因。

3.2 流二段巖石層理與微裂縫發育易吸水膨脹

1）層理發育。通過循環鉆井液將地層未完全破碎或井壁失穩剝落的成塊巖屑帶至地面，清洗干凈，可以清晰地觀察到地層巖性呈現明顯的層理發育（見圖1）。紋層呈直線狀互相平行，并且平行于層面，細層厚0.5～2mm。沒有明顯的層系界面，屬于水平紋層，這種層理是在比較穩定的水動力下，物質從懸浮或溶液中沉淀而成。不同垂直深度巖性發育的顏色、硬度不一，但表觀性質層理清晰，這些層理硬度介于3～5級之間，可鉆性較好，但是巖性層理易呈現層狀剝落，并且出現遇水剝落加速、面積擴大的趨勢。

圖1 層理發育清晰的巖石圖片

2）裂縫發育。高倍顯微鏡成像觀察（見圖2），裂縫清晰可見，呈現層狀排序，紋路有統一的走向并不發生交錯，這些空隙為自由水的侵入提供了有利條件，巖塊內部有一定的儲水功能。實驗中，將地層巖樣常溫常壓下浸泡至清水，可觀察有氣泡冒出，說明自由水正在侵入巖樣內部。若在地層內部高壓條件下，自由水的侵入將更加劇烈。經過24 h的浸泡，巖樣表面由于膨脹變得松軟，可以輕松剔除表層層理。

圖2 高倍顯微鏡成像圖（×100）（左）和裂縫發育巖石浸水（右）

3.3 地層最大主應力影響

受地面條件與靶點限制，該井設計方位為N53E，福山油田地層最大主應力方向為N50E，是易垮塌方向。地層被鉆開后，原始地應力發生變化，平衡狀態被破壞，壓力向井眼釋放而造成坍塌[4]。調研花場區塊已完成井資料，大部分井在流二段下部井段擴大率達到36.8%～61.8%。

4 認識與建議

1.復合有機鹽與無機鹽復配具有較強的抑制性和抗高溫穩定性，適合深井、復雜地層施工，具有較強的防塌能力。

2.對于福山油田流二段硬脆性泥巖地層，鉆進過程中鉆井液黏度、切力不易過低，降低對井壁的沖刷，有利于井壁穩定。

3.在復合鹽水鉆井液中加入一定的優質膨潤土漿，保持膨潤土含量為30～40g/L，能夠有效增強鹽水鉆井液的造壁和護壁性。

4.對于低活度高含鹽量的鉆井液，必須優選抗鹽能力強的封堵材料和降濾失劑。對于裂縫與層理發育地層，封堵材料宜采用多級粒徑復配、軟硬復配，始終保持有效濃度，才能提高封堵有效率。

5.受外力干擾影響大的硬脆性地層，鉆進過程中不宜采用較高轉速，以減少鉆具擾動對井壁的 敲擊。