哈拉哈塘區塊標準井防阻卡鉆井液技術

舒義勇 孫俊 周華安 曾東 徐思旭 李志斌

1.川慶鉆探工程有限公司新疆分公司；2.川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術服務公司

哈拉哈塘區塊標準井為三開井身結構［1］。鉆井事故復雜集中在二開井段，主要有二開上部井段的“虛假”泥餅縮徑阻卡、中部井段的井壁失穩阻卡和下部井段的定向托壓阻卡，甚至黏附卡鉆。HA11-9X井二開上部地層阻卡嚴重，長段倒劃眼，嚴重影響鉆井周期；HA16-19X井短起至井深3 451 m，阻卡嚴重倒劃眼，最終導致卡鉆，通過泡解卡液解卡；HA121-5井在鉆進至井深5 644 m后起鉆，下鉆遇阻劃眼過程中井壁失穩劃出新井眼，報廢進尺800 m；HA15-18X井在泥盆系定向過程中托壓嚴重，定向困難，定向過程中鉆具發生黏附卡鉆，經過浸泡解卡液解卡；HA15-H21井中完通井劃眼至井深6 581 m，因井壁垮塌導致卡鉆，泡解卡液未解卡，后回填側鉆；HA15-33井側鉆期間下鉆至井深6 427 m遇阻發生卡鉆，通過浸泡解卡液震擊解卡；HA15-27井鉆進至井深5 287.00 m發生卡鉆，經3次泡解卡液和柴油等措施均未解卡，因卡鉆打撈困難，最終回填側鉆。綜上，亟待對該區塊的阻卡原因開展分析研究［2］。

1 阻卡原因分析及應對思路

1.1 白堊系以上地層“虛假”泥餅縮徑導致阻卡

哈拉哈塘區塊白堊系地層埋深約4 500 m，白堊系以上地層主要是新近系和古近系，以棕色和棕褐色泥巖為主，夾部分粉砂巖，地層欠壓實，成巖性差，滲透性好，可鉆性強，為正常壓力系統。在正壓差的作用下，虛厚的外泥餅和巖屑黏附井壁容易形成“虛假”泥餅導致縮徑阻卡。解決思路是強化封堵減小沿程消耗，以及采取大排量、高返速和低黏切作業“沖刷”井壁，使鉆井液在近井壁形成紊流，防止巖屑黏附井壁導致阻卡。白堊系以上地層控制馬氏漏斗黏度在40 s以內，保持鉆井液較低的黏切、有限的包被抑制性能，中壓失水在20 mL以上，能有效解決白堊系以上地層的起下鉆阻卡復雜［3］。

1.2 侏羅系、三疊系、二疊系侵入巖垮塌導致的阻卡

隨著井深的增加，進入白堊系，地層成巖性較好，滲透性減弱。地層普遍含伊/蒙混層，巖性混雜，不僅容易吸水膨脹導致垮塌，還容易產生剝蝕性掉塊，這兩種情況常同時存在導致井壁失穩，起下鉆阻卡頻繁。因此，進入白堊系之前，需轉換成全陽離子鉆井液體系，迅速降低鉆井液濾失量，強化鉆井液的抑制性能，引入瀝青類的防塌劑，以及成膜封堵劑FDM-1，進一步改善鉆井液的顆粒級配，使鉆井液中的微小顆粒能有效封堵泥頁巖的孔喉，減少濾液滲透，防止井壁垮塌導致阻卡；同時，使用高密度鉆井液(密度比井漿高0.20～0.30 g/cm3，黏度在100 s左右，段塞在200～300 m)加雷特纖維清潔井眼，防止掉塊堆積造成阻卡。

1.3 長裸眼段定向托壓和黏附卡鉆造成的阻卡

為了提高單井產量，哈拉哈塘區塊標準井普遍采用短半徑大斜度井開發。二開井段造斜點位于泥盆系桑塔木組，井深約6 400 m，進入奧陶系一間房組中完，中完時井斜約30°。長裸眼段定向因鉆具與井壁接觸面積大，托壓嚴重［4］。采用“固?液”潤滑方法緩解托壓，效果不明顯，長時間的定向鉆進存在極大的黏附卡鉆風險。通過改變鉆具與井壁之間的接觸方式，加入0.3%～0.5%特制蛭石，有效降低摩阻200～300 kN，解決了長裸眼定向存在的定向托壓和黏附卡鉆問題。

2 體系及主要助劑

全陽離子鉆井液體系所用的處理劑都是陽離子型的，其電動電位跟地層相近。體系性能穩定易于維護，處理劑品種簡化，抑制性強，抗污染能力強，抗高溫穩定性好，可抗160℃高溫，高溫下弱凝膠特性突出(類似正電膠鉆井液流變特性)，在高溫條件下，該體系能形成較強結構，高溫攜砂性能優于其他體系，能有效保證井眼暢通。該體系有較強的抑制性，使井壁泥巖在鉆井液中不易水化膨脹，有利于保證井壁穩定。全陽離子體系基本配方：4%膨潤土粉+0.5%NaOH+1%陽離子包被劑CPH-1+6%陽離子降濾失劑CPF+1%陽離子抑制劑CPI+2%陽離子干粉瀝青CPA+2%成膜封堵劑FDM-1+2%潤滑劑+重晶石粉，性能評價見表1。

表1體系基本性能Table 1 Basic properties of the system

FDM-1成膜封堵劑是一種納米—微米級高分子聚合物乳液，可在多孔介質(如孔隙性地層)表面，通過濾失形成致密的高分子膜。這種高分子膜具有非滲透、可變形的特性，在地層孔隙、裂隙中形成致密封堵層，降低滲透壓，阻止濾液侵入地層，防止泥頁巖水化膨脹，保持井眼穩定。

長裸眼井定向過程中，為降低摩阻，減少托壓，常在鉆井液中加入諸如玻璃微珠、石墨粉等固體潤滑劑。這種潤滑措施對于輕微托壓的情況能達到“立竿見影”的效果，但對于托壓嚴重的井，特別是長裸眼段定向井，收效甚微。于是，在鉆井液中引入了0.3%～0.5%特制蛭石，其顆粒尺寸3～5 mm，大于鉆井液泥餅的厚度，并且呈規則的片狀，有一定的剛性，嵌入泥餅后在鉆具的擠壓下不容易移動位置，減小鉆具與井壁泥餅的接觸面積，使鉆具與井壁泥餅之間的接觸由面接觸變為點接觸，從而達到降低摩阻防止托壓和黏附卡鉆的目的。

3 分段鉆井液技術

3.1 二開?243.1 mm井眼第1段，1 500 m～白堊系中部(約4 200 m)

(1)二開上部地層采用低黏切大排量鉆進，起步馬氏漏斗黏度控制在30～32 s，排量在50～55 L/s，保證鉆井液在環空上返過程中呈紊流狀態(Re＞4 000)，保持鉆井液對井壁有足夠的沖刷作用，防止巖屑貼井壁導致阻卡。

(2)用2種不同分子量的包被劑復配提高鉆井液的包被性能。2種包被劑分子量在300～600萬之間，發揮2種包被劑的協同包被作用，同時控制加量在0.1%～0.3%，防止加量過大導致黏度上漲。氯化鉀的加量控制在1%～3%，防止加量過大對井壁形成硬抑制而導致阻卡。

(3)二開上部地層以大段砂泥巖為主，地層欠壓實，滲透量大，需加強封堵。封堵劑的選擇以80～120目的隨鉆堵漏劑為主，同時配合超細碳酸鈣即可，控制鉆井液的滲透量在理論消耗量的3倍以內。

(4)隨著井深的增加，環空壓耗增加，排量降低，適當的補充預水化好的膨潤土漿提高鉆井液的切力，保證鉆井液的攜砂性能，井深4 200 m以內馬氏漏斗黏度不得超過40 s，同時保證排量在40 L以上。

3.2 二開?243.1 mm井眼第2段，白堊系中部～泥盆系中部(造斜點約6 400 m)

(1)鉆進至白堊系中部后進行體系的轉化。轉換前做好室內實驗，確定最佳轉化配方。轉化膠液配方：井場水+0.5%NaOH+0.8%陽離子包被劑CPH-1+4%陽離子降濾失劑CPF+1%陽離子抑制劑CPI+1%陽離子干粉瀝青CPA。

(2)進入侏羅系后，地層微裂縫發育，加入1%～2%陽離子干粉瀝青CPA和1%～2%成膜封堵劑FDM-1，控制API失水在5 mL以內和HTHP失水在12 mL以內，強化封堵，改善泥餅質量。

(3)隨著井深的增加，循環壓耗也隨之增加，排量逐漸降低，鉆井液的流變性則適當上調，保證鉆井液的攜砂性能，控制黏度在50 s左右，初切1～2 Pa，終切6～8 Pa,要保證鉆井液的弱凝膠性能，防止長裸眼井段黏切過高導致開泵困難。

(4)防止大的掉塊和鉆屑在井筒堆積，需輔助高密度鉆井液加雷特纖維清潔井眼，高密度鉆井液密度比井漿高0.20～0.30 g/cm3，黏度在100 s左右，段塞在200～300 m為宜，高密度鉆井液攜砂頻次根據井況需要定。

3.3 二開?243.1 mm井眼第3段，桑塔木組—一間房組(中完井深約6 700 m)

(1)進入造斜點前300 m，逐步將全井鉆井液油含提高到3%以上，同時加入0.3%～0.5%石墨粉，不斷強化泥餅的潤滑性能，為定向作業做好鋪墊。若定向過程中有托壓現象，則加入0.3%～0.5%玻璃微珠。

(2)隨著井深的增加，地層溫度不斷增加，逐步提高陽離子降濾失劑CPF的加量至6%，提高鉆井液的熱穩定性，形成薄而韌的致密泥餅，進入柯坪塔格組易塌地層繼續增大陽離子干粉瀝青CPA的用量，保證鉆井液在高溫下具有良好的流變性和較低的高溫高壓失水，高溫高壓控制在12 mL以內(140°)。

(3)若托壓超過100 kN，則加入0.3%～0.5%特制蛭石，其尺寸在3～5 mm之間，通過加重漏斗均勻加入，防止加入不均勻堆積堵塞定向儀器。

(4)鉆至中完井深后，將井筒內的鉆屑充分循環干凈，墊入防卡鉆井液30 m3，井漿中加入1%～2%潤滑劑，后再進行電測。

(5)哈拉哈塘區塊普遍存在下?200.03 mm套管時發生井漏，下套管前地面準備不少于200 m3密度1.25～1.26 g/cm3鉆井液，以備井漏時使用，保證下套管完后固井施工順利進行。

3.4 現場應用評價

HA9-13X井完鉆井深6 921 m。一開表層460.40 mm鉆頭鉆進至井深1 500 m中完，下入?273.05 mm套管；二開?241.30 mm鉆頭鉆進至井深6 685 m中完，下入?200.03 mm套管；HA9-13X井二開上部采用氯化鉀聚合物鉆進至4 200 m(白堊系中部)轉換成全陽離子鉆井液體系。二開上部鉆進過程中起步馬氏漏斗黏度控制在32 s，轉全陽離子鉆井液體系前控制馬氏漏斗黏度不超過40 s，短起下鉆井眼暢通，無阻卡；轉換成全陽離子鉆井液后配合陽離子乳化瀝青防塌，在進入三疊系引入1%～2%成膜封堵劑FDM-1，進一步改善泥餅質量，降低鉆井液滲透壓，防止三疊系泥頁巖吸水膨脹垮塌；順利鉆穿三疊系和二疊系火成巖，未出現明顯井壁失穩垮塌現象。進入造斜點(6 350 m)前，將鉆井液的油含提高到3%以上，同時引入0.3%～0.5%石墨粉和0.3%～0.5%玻璃微珠，因定向過程中托壓嚴重，進一步引入0.3%～0.5%特制蛭石后，托壓由原來的200～300 kN降低至50～100 kN，順利鉆進至中完井深6 685 m，未出現嚴重托壓和黏附卡鉆現象。見表2、表3。通過對哈拉哈塘區塊二開快速鉆進期間的阻卡情況分析，對關鍵的鉆井液技術問題進行分析研究應用，解決了該區塊二開長裸眼鉆進的阻卡問題，節約了鉆井周期，具有推廣應用價值。

表2 HA9-13X井二開實鉆鉆井液性能Table 2 Properties of drilling fluid actually used in the second stage of Well HA9-13X

表3 HA9-13X井與鄰井二開周期對比Table 3 Second-stage cycle comparison between Well HA9-13X and its neighbor well

4 結論與認識

(1)二開上部地層采用低黏切、大排量鉆進，保證鉆井液在環空上返過程中呈紊流狀態(Re＞4 000)；同時加強封堵，是防止起下鉆阻卡的關鍵。

(2)在鉆井液中引入1%～2%成膜封堵劑FDM-1，進一步強化了全陽離子鉆井液體系的封堵防塌性能，有利于井壁穩定。

(3)定向井段在鉆井液中加入0.3%～0.5%特制蛭石，可減小鉆具與井壁泥餅之間的接觸面積，使鉆具與井壁泥餅之間的接觸由面接觸變為點接觸，從而降低摩阻，防止托壓和黏附卡鉆，采用的潤滑材料及效果有借鑒作用。

(4)哈拉哈塘區塊標準井二開長裸眼鉆井采取的防阻卡鉆井液技術措施，可有效降低事故復雜，節約鉆井周期。