GT1井抗高溫有機鹽鉆井液技術

摘" " 要：GT1井地質復雜，地質預測存在多個斷層和高壓氣層，因此該井三開、四開選用抗高溫有機鹽鉆井液體系，該體系具有抑制性強、抗高溫性強、抗黏土污染能力強、井壁穩定等特點。抗高溫有機鹽鉆井液體系在GT1井的應用表明，相對于類似井況的KT1井，GT1井實鉆鉆井液的動切力初、終切值更高，動塑比更高，更有利于井眼清潔；GT1井有機鹽井段平均井徑擴大率更小，鉆井液抑制性更強，井壁更穩定，井徑更規則；GT1井全井的平均機械鉆速比KT1井提高26.38%；GT1井減少了節流循環時間，節約了鉆完井周期。

關鍵詞：有機鹽鉆井液；抗高溫；抗黏土污染；井壁穩定

High-temperature resistant organic salt drilling fluid technology for GT1 well

XIE Lun， YU Jianli， YU Qinghe， MIAO Siyu， BIAN Hailin

Drilling Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：The geological condition of the GT1 well is complex， and multiple faults and high-pressure gas formations are predicted to exist according to geological prediction. Therefore， the high-temperature resistant organic salt drilling fluid system is selected for the third- and fourth-spud of the well. This system is strong in inhibition， high-temperature resistance， and clay pollution resistance， making stable wellbore. The application of a high-temperature resistant organic salt drilling fluid system in GT1 well shows that compared to similar well conditions in KT1 well， dynamic initial and 10-min gel strength as well as dynamic plastic ratio of the drilling fluid in GT1 well are higher， more conducive to wellbore cleaning. The average expansion rate of the section drilled with organic salt system in GT1 well is smaller. The drilling fluid′s inhibition is stronger， the wellbore is more stable， and the wellbore diameter is more uniform. The average penetration rate of GT1 well is 26.38% higher than that of KT1 well， reducing the throttling circulation time and shortening drilling and completion cycle.

Keywords：organic salt drilling fluid; high-temperature resistance; clay pollution resistance; borehole stability

GT1井位于遼寧省盤錦市大洼區二界溝鎮西南海域，該井設計井深為5 851.47 m，完鉆井深為5 850 m。本文結合GT1井鉆井過程中現場鉆井液的維護處理，介紹了現場對抗高溫有機鹽鉆井液體系的合理應用[1-3]。

1" " GT1井地層及巖性描述

GT1井實鉆地質情況如表1所示。

2" " GT1井鉆井技術難點

1）東三深灰泥巖易坍塌掉塊，沙河街組泥頁巖極易水化膨脹，存在井壁易失穩等問題。

2）鉆進預測在東三3 500 m左右、沙一段4 150 m左右可能鉆遇斷層，鉆井過程中容易發生井漏。

3）在沙三4 310～5 350 m、太古界5 350～ 5 850 m可能鉆遇高壓層，鉆井過程中有井噴風險。

4）實測井底溫度197 ℃，要求高溫鉆井液流變性能高。

5）完鉆密度達到1.70 g/cm3，對高溫高密度鉆井液的穩定性要求較高。

3" " GT1井實驗配方優化

KT1井也是遼河油田近期施工的一口高溫深井，設計井深5 905 m，完鉆井深5 835 m，該井三開、四開也采用了抗高溫有機鹽鉆井液體系，和GT1井有一定可比性；針對KT1井鉆井過程中存在的巖屑易水化膨脹、井壁失穩、高溫沉降等問題，在GT1井鉆井液中引入由抗高溫降濾失劑與磺酸鹽聚合物降濾失劑復配的高溫降濾失劑，同時再引入高性能水基鉆井液納米封堵材料，以保證強封堵能力[4]。

結合KT1井現場有機鹽鉆井液出現的黏度高、后期固井前循環調整降黏困難、循環時間長，以及鉆井液長時間停止循環有重晶石沉降的現象，在GT1井三開、四開時，對抗高溫有機鹽配方進行了體系優化，針對體系的抗高溫流變性能和高溫高密度沉降穩定性進行了配方優化[5]。

第一，將有機鹽含量由30%提高至50%，引入20%的Weigh3，以增強體系的抑制性；另外，高含量的有機鹽也增加了其他處理劑的協同抗高溫能力，改善了體系在高溫高密度條件下的流變性能。

第二，在KT1井有機鹽體系的基礎上，加入了抗高溫提切劑kgwt3，提高了體系在200 ℃條件下的高溫沉降穩定性，保證了在電測、下套管等井下長時間靜止條件下，井底鉆井液性能的穩定，避免造成重晶石沉降、開泵憋壓等現象[6]。

3.1" " 抗高溫降濾失劑優選

為了評價不同類型抗高溫降濾失劑對有機鹽鉆井液體系的降濾失效果，室內試驗對比評價了4種不同類型的降濾失劑（kgwj1～kgwj4），試驗結果見圖1。各種降濾失劑的加量均為5%（質量分數），基漿配方為30%有機鹽+4%kgwt2+2%白瀝青+2%固體聚合醇+3%超細碳酸鈣+重晶石（加至1.70 g/cm3），鉆井液滾動老化條件為200 ℃、16 h，高溫高壓濾失量測試條件為200 ℃、3.5 MPa、30 min。

由圖1可見，經過高溫老化后，基漿的高溫高壓濾失量較大，但在加入不同類型的降濾失劑后，高溫高壓濾失量均明顯降低，其中降濾失劑kgwj3的降濾失效果最好。

3.2" " 鉆井液抗高溫提切劑優選

基礎配方為4%kgwt2+0.5%NaOH＋0.3%Na2CO3 ＋1%kgwj2＋1%kgwj3＋1%納米封堵防塌劑＋2%kgwj4＋4%瀝青＋2%聚合醇＋3%Carb＋30%weigh2＋重晶石（加至1.70 g/cm3）。1#配方為基礎配方+20%weigh3，2#配方為基礎配方+0.3%kgwt1，3#配方為基礎配方+20%weigh3+2%膨潤土，4#配方為基礎配方+20%weigh3+2%kgwt3。

實驗條件：熱滾200 ℃、16 h，kgwt3提前在淡水中水化≥30 min，前期在實驗室進行了抗高溫提切劑的優選，實驗結果如表2所示。

對比1#、2#、3#、4#和基礎配方的綜合性能，發現4#配方的綜合性能明顯優于其他配方，因此選定4#配方為現場施工的配方。

3.3" " 鉆井液體系抗高溫穩定性測試

將前期優選的試驗室配方進行72 h和120 h抗高溫性能穩定試驗，檢測高溫老化72 h和120 h后的各項性能，見表3。

高溫老化72 h和120 h后，鉆井液性能基本變化不大，說明該配方抗高溫性能穩定，該配方可用于現場施工。

4" " GT1井鉆井液現場施工

4.1" " 鉆井液配方及性能設計

根據前期室內試驗得到的性能數據，對GT1井的抗高溫有機鹽鉆井液體系進行設計，如表4和表5所示。

4.2" " "鉆井液維護處理措施

其一，東三深灰泥巖易坍塌掉塊，鉆進中維持體系中有機鹽含量不低于30%，保證鉆井液的抑制性，補充3%超細碳酸鈣、2%瀝青、2%聚合醇、1%納米封堵防塌劑，以加強鉆井液的封堵防塌性能。

其二，沙河街組深灰色、褐灰色泥巖地層易坍塌掉塊，為進一步提高鉆井液的抑制性，補充有機鹽weigh3，將有機鹽含量逐漸提高到40%～50%，補充3%超細碳酸鈣、2%瀝青、2%聚合醇、1%納米封堵防塌劑，以加強鉆井液的封堵防塌性能。

其三，鉆進過程中補充有機鹽水，以控制鉆井液流變性能，保證鉆井液低黏高切。

其四，鉆進中要控制合適的鉆井液密度，鉆進或循環出現氣測值高，短起下后驗證油氣上竄速度，起鉆前循環調整鉆井液密度，減緩油氣上竄速度，保證施工安全。

其五，鉆井液高溫高壓失水控制。在井深4 500 m以內，主要通過復配1%kgwj4和2%kgwj5來調節高溫高壓失水；在井深4 500 m以下，主要通過復配抗高溫降失水劑1%kgwj1、1%kgwj2、2%kgwj4來控制高溫高壓失水，嚴格控制FLHTHP lt;12 mL。

其六，在井深4 800 m以內，通過kgwt1和kgwj4來調整黏切性能；在井深4 800 m以下，通過補充kgwt2、kgwt3和kgwj4來調整黏切性能，由此防止發生高溫鉆井液沉降。

其七，測井和下套管時做好井深4 500 m～井底的鉆井液性能維護，加入1%～2%的抗高溫降濾失劑，以增強井底鉆井液抗溫能力。

4.3" " 油氣層保護措施

1）振動篩、除砂、除泥全部開啟，振動篩篩布使用至200目，離心機每天使用不低于5 h，及時清除有害固相，以減少固相對油層的損害。

2）減少濾液侵入。第一，進入油層前，加入1%納米封堵防塌劑、1%聚合醇、2%超細碳酸鈣等油層保護材料，加強對油層孔喉的屏蔽暫堵。第二，進入油層前嚴格控制鉆井液性能（FLAPI≤3 mL，FLHTHP＜12 mL）。第三，提高有機鹽的加量，降低鉆井液中水的活度，不同種類鹽在其飽和溶液中的活度如表6所示。

3）降低鉆井液體系中固相含量。其一，提高有機鹽含量，減少重晶石的加量。其二，引入特級重晶石（4.3 g/cm3）加重。

4）其他措施。提高機械鉆速，減少油層浸泡時間；控制合理的鉆井液密度，降低壓差對儲層的傷害。

5" " GT1井和KT1井應用效果對比

5.1" " 有機鹽井段實鉆鉆井液性能對比

GT1井和KT1井實鉆鉆井液性能見表7和表8，兩口井有機鹽鉆井液的動塑比如圖2所示。

對比GT1井和KT1井有機鹽井段的實鉆性能，可以明顯看出，GT1井實鉆鉆井液性能的動切力初、終切值更高，動塑比更高，更有利于井眼清潔。

5.2" " 有機鹽井段井徑擴大率對比

GT1井12-1/4 in（1 in=25.4 mm）井眼（3 555～5 360 m）平均井徑擴大率為2.81%，8-1/2 in井眼（5 360～5 735 m）平均井徑擴大率為2.62%，GT1井有機鹽井段實鉆井徑曲線如圖3所示。

KT1井8-1/2 in井眼（3 830～5 660 m）平均井徑擴大率為6.82%，6 in井眼（5 660～5 835 m）平均井徑擴大率為5.17%，KT1井有機鹽井段實鉆井徑曲線如圖4所示。

對比GT1井和KT1井的有機鹽井段井徑曲線，可見GT1井有機鹽井段平均井徑擴大率更小，鉆井液抑制性更強，井壁更穩定，井徑更規則。

5.3" " 有機鹽井段機械鉆速對比

GT1井和KT1井有機鹽井段機械鉆速見表9。

對比KT1井和GT1井有機鹽鉆井液井段的機械鉆速，可知GT1井有機鹽鉆井液井段機械鉆速明顯提高，KT1全井平均機械鉆速6.52 m/h，GT1全井平均機械鉆速8.24 m/h，GT1井全井平均機械鉆速比KT1井提高26.38%。

5.4" " 有機鹽井段節流循環總時間對比

KT1井和GT1井節流循環的時間對比如圖5所示。從圖中可以看出，KT1井節流循環總時間為144 h，GT1井節流循環總時間為116 h，GT1井減少了節流循環時間，節約了鉆完井周期。

6" " 結論

1）抗高溫有機鹽鉆井液的配制維護必須考慮處理劑的先后加入順序，降濾失劑和有機鹽分開加入，護膠完成后再加有機鹽。

2）提高有機鹽的含量可以加強處理劑的協同抗溫作用。

3）提高鉆井液有機鹽含量有利于降低固相含量，根據防塌要求，提高鉆井液密度時盡量提高有機鹽含量，降低重晶石的加量[7]。

參考文獻

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[6]" 候偉超. 高溫高密度有機鹽水基鉆井液優化實驗研究[D]. 青島：中國石油大學（華東），2018.

[7]" 譚學超. 抗高溫高密度低固相有機鹽鉆井液研究[D]. 青島：中國石油大學（華東），2012.

作者簡介：

謝" " 倫（1981—），男，四川宜賓人，工程師，2007年畢業于西南石油大學應用化學專業，現從事海洋鉆井現場鉆井液技術服務和鉆井液體系研發工作。Email：xielun.cpoe@cnpc.com.cn

編輯：林" " 鮮