寧深1井深井高溫鉆井液技術(shù)

解 超，梅永剛

(中石化華北石油局五普鉆井公司，河南新鄉(xiāng) 453700)

寧深1井深井高溫鉆井液技術(shù)

解 超，梅永剛

(中石化華北石油局五普鉆井公司，河南新鄉(xiāng) 453700)

針對麻黃山西部區(qū)塊深部地層特點及難點，在室內(nèi)優(yōu)選抗高溫鉆井液體系，并對該體系進行性能優(yōu)化研究，逐步改善其抗溫、抗污染能力，并引入SPC－220與磺化處理劑發(fā)生高溫交聯(lián)，進一步增強體系的抗鹽污染能力。寧深1井現(xiàn)場應(yīng)用證明，該抗溫鉆井液體系性能穩(wěn)定，對井下復(fù)雜情況的處理及順利鉆達目的層起到了關(guān)鍵作用。

高溫鉆井液;鹽膏污染;破碎斷裂地層;麻黃山西部區(qū)塊

0 引言

鄂爾多斯盆地麻黃山西區(qū)塊地層傾角大(近40°)、地層破碎及地溫梯度異常高(約3℃/100 m)。為探索麻黃山西區(qū)塊所布置的寧深1井，設(shè)計井深5820 m，是該區(qū)塊目前設(shè)計井深最深的一口探井，井底溫度預(yù)計可能達到185℃，而該區(qū)塊現(xiàn)有的鉆井液體系無法滿足深井鉆探的抗溫要求。針對麻黃山西部區(qū)塊深部地層特點及難點，在室內(nèi)優(yōu)選抗高溫鉆井液體系，并對該體系進行性能優(yōu)化研究，逐步改善其抗溫、抗污染能力，并引入SPC－220與磺化處理劑發(fā)生高溫交聯(lián)，進一步增強體系的抗鹽污染能力。通過對該體系的性能評價，驗證該體系抗溫能力達到185℃，并可抗飽和鹽污染，抗鈣達到2500 mg/L，屏蔽暫堵劑PB－1提高了該體系的防滲漏能力，有利于封堵微裂隙，提高破碎地層完整性。

1 鉆井液技術(shù)難點及對策

1.1 鉆井液技術(shù)難點

(1)滲透性漏失。麻黃山區(qū)塊處于鄂爾多斯盆地西緣復(fù)雜沖斷帶馬家灘斷褶帶和天環(huán)坳陷連接處，大型逆掩斷層向東逆沖形成擠壓背斜構(gòu)造帶，被次級反向逆斷層或正斷層復(fù)雜化，中生界內(nèi)極易形成裂縫網(wǎng)絡(luò)。

(2)鉆井液性能維護難。鉆井液性能的難以維護主要體現(xiàn)在失水的難以控制上。麻黃山工區(qū)鉆井液失水量起伏波動較大，通過收集現(xiàn)場資料，分析可能由以下幾個方面的原因:①現(xiàn)場生產(chǎn)用水礦化度高;②中元古生界地層存在鹽膏污染;③下元古生界地層存在高壓鹽水層。

(3)阻卡嚴(yán)重。在麻黃山工區(qū)的部分井施工中，鉆遇延安、延長組時，起下鉆常有遇阻現(xiàn)象，這是由于泥巖水化膨脹和砂巖井段泥餅厚造成的，處理好鉆井液的抑制性和流變性是最重要的一個方面。

(4)深部地層難點。寧深1井是中石油華北分公司在鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)坳陷宋家紅溝構(gòu)造部署的一口區(qū)域深探井，深部地層地質(zhì)資料相對缺乏，存在較多不可預(yù)知的深井井下復(fù)雜情況，鉆井液體系的合理選擇與性能優(yōu)化成為該井能否安全施工的技術(shù)關(guān)鍵。結(jié)合相關(guān)地質(zhì)資料與鉆井資料分析，可能存在以下施工難點:地溫梯度高、異常地溫層、安全密度窗口窄、存在膏鹽層污染。

1.2 鉆井液技術(shù)對策

1.2.1 抗高溫鉆井液技術(shù)

該區(qū)塊目前使用的聚合物鉆井液體系抗溫不超過120℃，在對部分已鉆成井資料分析中，發(fā)現(xiàn)當(dāng)鉆進至井深4000 m時，聚合物鉆井液流變性就已變差，粘切急劇上升，很大程度上是抗溫能力不足引起的增稠，為此需研發(fā)抗高溫鉆井液體系以適應(yīng)麻黃山西部區(qū)塊深部勘探開發(fā)需要。

1.2.2 欠飽和鹽水鉆井液技術(shù)

DK21、大37、大50、大78井分別鉆遇過膏鹽層。DK21井鉆遇鹽膏層時使用飽和鹽水鉆井液體系，有效抑制膏鹽層溶解，但密度高，不利于油氣層的發(fā)現(xiàn)，且維護成本高，嚴(yán)重腐蝕鉆具;鹽膏層鉆進中采用高密度欠飽和鹽水鉆井液體系，提高鉆井液液柱壓力以減弱膏鹽的蠕變速率，最終使鹽膏層溶解速率與蠕變速率達到動態(tài)平衡，以確保井徑規(guī)則;欠飽和鹽水鉆井液的使用需配伍抗鹽、抗鈣能力強的處理劑，保持鉆井液性能的穩(wěn)定。

1.2.3 屏蔽暫堵、非滲透技術(shù)

奧陶、寒武系多為碳酸鹽巖地層，且存在多地層不整合接觸面，存在裂縫。該段地層破碎，易發(fā)生井塌，特別是白云巖地層巖屑結(jié)構(gòu)松散、結(jié)構(gòu)裂縫多、裂縫中充填物膠結(jié)性差。根據(jù)資料分析，大多數(shù)井在該井段發(fā)生不同程度的漏失。

針對以上難點，在室內(nèi)對上部地層使用的鉆井液體系進行了優(yōu)化。針對下部地層，首先對抗高溫鉆井液體系進行優(yōu)選，隨即對該體系在抗溫、抗鹽鈣污染等方面進行了系統(tǒng)的評價，最終確定抗高溫鉆井液配方。

2 鉆井液技術(shù)

2.1 分段鉆井液體系

作為探井，在鉆井液的使用上應(yīng)有利于發(fā)現(xiàn)和保護油氣層、有利于地質(zhì)資料錄井、有利于快速鉆進和安全鉆井、有利于除氣、有利于復(fù)雜情況的預(yù)防和處理。分段鉆井液使用類型見表1。

表1 分段鉆井液使用類型

2.2 抗溫鉆井液及高密度抗溫鉆井液配方

通過室內(nèi)抑制劑、降失水劑、防滲劑和潤滑劑的優(yōu)選及抗高溫實驗、高密度穩(wěn)定性評價、抑制能力評價、封堵能力評價等最終優(yōu)選出抗溫鉆井液及高密度抗溫鉆井液配方:4%膨潤土漿+0.1%K－PAM +0.2%NH4－HPAN+2%～3%SMP+2%～3% SPNH+0.5%SMC+2%SPC－220+0.1%PAC141 +0.5%CXP－2+0.3%LTJ－1+0.2%抗氧劑+ BaSO4Fe2O3。

2.3 鉆井液性能

分段鉆井液類型的性能控制指標(biāo)如表2所示。

表2 分段鉆井液性能及流變參數(shù)

3 現(xiàn)場施工技術(shù)

本井采用三級井身結(jié)構(gòu)，二開、三開均存在長裸眼，且地層復(fù)雜多變，對鉆井液維護處理提出了較高的要求。

3.1 二開鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用

3.1.1 二開下部難點及技術(shù)對策(3170～4130 m)

(1)隨著二開井段裸眼段增長，可能存在多套壓力體系，地層破碎且傾角大，多處斷層發(fā)育，容易發(fā)生井塌、井漏。在劉家溝組至石千峰組段可能出現(xiàn)異常高溫，石千峰組褐色泥巖分散性強，尤其在高溫條件下，高溫污染嚴(yán)重影響鉆井液性能穩(wěn)定。

(2)鉆井液維護處理思路及原則:井漿及時補充小分子抗溫處理劑維持高溫性能穩(wěn)定，二開下部井段應(yīng)以防塌為主，改善鉆井液濾餅質(zhì)量，增強鉆井液護壁能力，適當(dāng)提高鉆井液粘度，防止鉆井液對井壁的過度沖刷導(dǎo)致地層失穩(wěn)，并加入適量防塌劑進一步增強防塌能力。

3.1.2 鉆井液維護處理措施

(1)在二開上部井漿的基礎(chǔ)上調(diào)整性能。調(diào)整前開動全部固控設(shè)備，最大限度清除鉆井液中的有害固相，并以小型試驗結(jié)果來指導(dǎo)鉆井液處理劑的加量，抗高溫處理劑加量要一次性加足，確保轉(zhuǎn)化成功。

(2)鉆進中采用小分子抗溫處理劑CXP－2、SMP、SPC－220等配制的高濃度膠液維護，將膠液“細水長流”補充到井漿中增強其抗溫能力，改善鉆井液性能，鉆遇石千峰組棕紅色軟泥巖段，向井漿中補充大鉀、銨鹽等抑制劑膠液并配合固控設(shè)備，遏制劣質(zhì)粘土顆粒的分散，減輕對井漿的固相污染。

(3)鉆井過程中注意檢測坂土含量，嚴(yán)格控制膨潤土含量在30～40 g/L之間。

(4)及時補充防塌劑穩(wěn)定井壁，進入太原組之前加1%～2%防塌劑，防止太原組煤層的坍塌，并控制排量22～28 L/s，調(diào)整好泥漿流型，避免紊流對井壁的沖刷。

(5)若發(fā)生滲漏或輕微漏失可以直接加入1%～2%屏蔽暫堵劑隨鉆堵漏，若發(fā)生大漏可選用DTR、DL－93或大顆粒堵漏材料，配制堵漏漿，在鉆至氣層之前，加入屏蔽暫堵劑PB－1和非滲透劑NPL－2，以保護油氣儲層，并提高儲層的承壓能力。3.1.3 抗溫鉆井液應(yīng)用效果

(1)該段鉆井液性能穩(wěn)定，滿足現(xiàn)場施工要求。圖1為鉆井液塑性粘度和動切力隨井深變化曲線，由圖1可以看出鉆井液性能整體平穩(wěn)，特別是2000～3500 m井段鉆井液性能波動較小。自3500 m之后鉆井液塑性粘度和動切力有所增高，因為隨著井深的增加，需要提高鉆井液的攜巖性，滿足井底凈化的要求。

(2)鉆井液抗溫能力較強。通過對現(xiàn)場加入抗溫處理劑前、中、后的鉆井液取樣，靜置120 h測其流變性可以看出，鉆井液性能(見表3)比較穩(wěn)定，抗溫能力較強，能夠滿足現(xiàn)場施工要求。

圖1 鉆井液性能隨井深變化曲線

表3 靜置120 h的鉆井液性能

(3)二開井徑規(guī)則，防漏堵漏效果明顯。該體系鉆井液不但具有良好的抗溫性能，而且還具有較強的抑制性、防塌性。二開井況復(fù)雜，鉆井周期長，鉆井液浸泡達4個月，井徑比較規(guī)則，電測順利到底，且9 5/8 in(244.5 mm)套管順利下至4124.13 m，沒有出現(xiàn)任何遇阻情況。二開滲漏比較嚴(yán)重，以砂巖滲漏為主，加入2%PB－1和2%DF－1，滲漏量明顯下降，且加入適量堵漏劑后，泥漿性能波動不大，泥漿消耗量也明顯減少，可見該抗溫性泥漿適用性比較好。

3.2 三開鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用

3.2.1 鉆井液維護處理措施

(1)按2.2中的配方要求重新配置高密度抗溫鉆井液，調(diào)整鉆井液性能，以小型試驗結(jié)果來指導(dǎo)鉆井液體系中處理劑的最優(yōu)加量，抗高溫處理劑加量要一次性加足，確保其具備一定的抗溫能力。

(2)鉆進中采用小分子抗溫處理劑CXP－2、SPNH、SPC－220等配制的高濃度膠液維護，將膠液連續(xù)均勻地補充到井漿中增強其抗溫能力，改善鉆井液性能，維護處理過程中嚴(yán)禁直接加清水調(diào)整鉆井液性能。

(3)若發(fā)生滲漏或輕微漏失可以直接加入1%～2%屏蔽暫堵劑隨鉆堵漏，若發(fā)生大漏可選用DTR、DL－93或大顆粒堵漏材料，配制堵漏漿靜止堵漏，及時補充高軟化點防塌劑穩(wěn)定井壁。

(4)鉆至氣層之前，加入屏蔽暫堵劑PB－1和非滲透劑NPL－2配伍使用，以快速形成非滲透膜保護油氣儲層，提高儲層的單向承壓能力。

3.2.2 應(yīng)用效果

(1)三開井深超過4000 m，井底溫度高，導(dǎo)致部分降濾失劑材料高溫后起泡嚴(yán)重，出口返出漿液密度有所降低。為維持鉆井液密度，及時補充了消泡劑。從圖2看出，隨著井深的增加，鉆井液密度呈現(xiàn)增高趨勢，且在井深4450 m之后鉆井液密度維持在1.20 g/cm3以上。

圖4 動塑比隨井深變化曲線

圖2 三開鉆井液密度隨井深變化曲線

為改善鉆井液體系的防塌封堵能力，在適當(dāng)提高鉆井液密度的同時，補充防塌類材料GLA、WFT－666、HFT－301等，改善泥餅質(zhì)量，降低濾失量。當(dāng)鉆遇煤層、煤線時，補充足量的PB－1、DF等材料，有效地加強了鉆井液的護壁作用，提高了井壁穩(wěn)定性，降低了井下復(fù)雜次數(shù)。

(2)三開鉆井液為高密度抗溫鉆井液體系，在對鉆井液進行處理前以小型試驗為依據(jù)，在鉆井液粘度控制方面主要通過膨潤土和PAC－141來調(diào)控。

(3)定期補充預(yù)水化膨潤土漿和PAC141膠液，使鉆井液保持一定的動切力和動塑比。鉆井液的動塑比是體現(xiàn)鉆井液攜巖能力的重要指標(biāo)，尤其是在高密度鉆井液體系中必須得到控制。三開鉆井液塑性粘度和動切力隨井深變化曲線見圖3，動塑比隨井深變化曲線見圖4。從圖中可見在4500 m之后為提高鉆井液攜巖性，動切力一直保持在20～30 Pa，動塑比控制在0.5以上。了井壁的穩(wěn)定性，降低了復(fù)雜情況的發(fā)生率，同時目的層井徑擴大率低，三開電測井徑曲線顯示，平均井徑擴大率為15.76%。

4 結(jié)論及建議

(1)該區(qū)域地質(zhì)條件復(fù)雜，砂泥巖互層較為發(fā)育，硬脆性泥頁巖易于剝落;該鉆探區(qū)域地層傾角大，易于井斜，井斜控制難度大，多次糾斜，最大井斜高達14.25°，最大“狗腿度”達3.13°。

(2)針對該井在二開、三開施工中的鉆井液技術(shù)難點，制定了合理的鉆井液技術(shù)措施，二開長裸眼段測井順利，下套管順利，井徑擴大率為13%，三開后期井下復(fù)雜情況減少，井徑擴大率為15%左右。且三開下部煤層、煤線較為發(fā)育，實踐表明，高密度抗溫鉆井液適用于寧東區(qū)塊深井鉆井。

(3)二開漏失主要為砂巖滲透性漏失，三開漏失主要為誘導(dǎo)性漏失。二開、三開中的砂泥巖互層為主要漏失層位，在井漿中補充PB－1、DF－1，復(fù)合堵漏劑，通過隨鉆堵漏以及專門打堵漏漿等方式可有效解決漏失問題。

(4)鉆井工程是個系統(tǒng)的工程，需要各部門互相協(xié)調(diào)，積極配合，在井下出現(xiàn)復(fù)雜情況時，首要問題是解決井下復(fù)雜，需要綜合考慮對井下復(fù)雜做出正確的判斷，提出針對性的技術(shù)措施，并汲取經(jīng)驗教訓(xùn)，避免同類復(fù)雜情況的發(fā)生。

圖3 塑性粘度、動切力隨井深變化曲線

通過對鉆井液性能的全面測定，結(jié)合工程中出現(xiàn)的復(fù)雜問題進行了全面的分析，得出該體系提高

［1］祃樹攀，張彥明.水包油鉆井液在梨深1井欠平衡段的應(yīng)用［J］.探礦工程(巖土鉆掘工程)，2009，(10):18－20.

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High Temperature Drilling Fluid Technique in Ningshen Well 1

XIE Chao，MEI Yong-gang(Wupu Drilling Company of North China Petroleum，SINOPEC，Xinxiang Henan 453700，China)

According to the deep formation characteristics of west block of Mahuangshan，high temperature-resisting drilling fluid system was selected in lab and study was made on the performance optimization.The high temperature tolerance and anti-contamination abilities were improved，crosslinking reaction between SPC－220 and sulfonating agent was introduced for improve the ability of anti-salt pollution.The field application of Ningshen well 1 proved that the property of the high temperature-resisting drilling fluid system is stable and has played important role in the construction of complex formations.

high temperature-resisting drilling fluid;salt gypsum contamination;broken fault formation;west block of Mahuangshan

TE254

A

1672－7428(2012)06－0027－04

2012－05－07;

2012－06－10

解超(1965－)，男(漢族)，河南人，中石化華北石油局五普鉆井公司經(jīng)理、高級工程師，探礦工程專業(yè)，主要從事鉆井工程技術(shù)研究、管理工作，河南省新鄉(xiāng)市洪門。