查深1井钻井液技术

张继国 杨永胜 纪树伟 郭 耀 刘海涛

（1.中油长城钻探钻井液公司，辽宁盘锦 124010；2.中油长城钻探吉林项目部，吉林松原 138000）

查深1井钻井液技术

张继国1杨永胜1纪树伟2郭 耀1刘海涛2

（1.中油长城钻探钻井液公司，辽宁盘锦 124010；2.中油长城钻探吉林项目部，吉林松原 138000）

查深1井是吉林油田公司在乾北地区部署的一口重点预探直井，完钻井深5 500 m。该井上部青山口组等地层存在严重的井壁坍塌、井漏等问题，下部地层温度高，井底温度达到180 ℃。针对该井地质特点，通过室内实验研究，确定上部采用复合膜铝基钻井液，下部前期采用空气钻井，后期转化为改进型水包油钻井液体系进行欠平衡施工。现场应用结果表明，采用的钻井液体系有效解决了泥岩坍塌、井漏和高温条件下性能不稳定等难题，满足了施工的需要。

查深1井；复合膜铝基钻井液；水包油钻井液；空气钻井；气液转化；井眼稳定

查深1井位于松辽盆地南部长岭断陷乾北洼槽查深1火山岩构造较高部位，为吉林油田公司在该地区部署的一口重点预探井，设计井深5 600 m，完钻井深5 500 m。该井钻遇地层地质条件复杂，青山口组深灰色硬脆性泥岩易发生井壁坍塌［1］，出现了多次遇阻划眼后被迫填井；同时青山口组泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和粉砂岩同时发育欠压实，易发生井漏，在钻至2 131 m漏失钻井液110 m3，通过采用复合膜铝基钻井液体系，保证中完顺利；三开先用空气钻井钻至井深4 416 m后，用白油作前置液，替换为改进型水包油体系，完井时井底温度180℃。整个过程施工顺利，未出现井壁坍塌，电测一次成功率100%。全井钻井周期301.58 d，平均机械钻速2.44 m/h。

1 地质、工程简况

实钻揭露本区地层自上而下分别为新生界第四系、第三系、中生界白垩系。其中白垩系嫩江组（380～985 m）为灰色和深灰色泥岩，夹杂灰黑色泥岩和页岩；姚家组（985～1 115 m）为紫红色泥岩和灰色粉砂质泥岩；青山口组（1 115～1 695 m）为紫红色、黑色泥岩夹杂灰色粉砂质泥岩、粉砂岩；泉头组（1 695～3 570 m）为灰色、紫红色泥岩和灰色粉砂岩、粉砂质泥岩；登娄库组（3 570～4 489 m）为灰绿色粉砂岩和紫灰色粉砂岩；营城组（4 489～5 500 m）为灰色细砂岩和灰黑色粉砂质泥岩。

该井一开Ø444.5 mm钻头钻至1 099 m，Ø393.7 mm套管下深1 098 m；二开Ø311.1 mm钻头钻至3 093 m，Ø244.5 mm套管下深3 089.12 m；三开Ø215.9 mm钻头钻至5 500 m，上部井段3 096～4 416 m采用空气钻井。

2 钻井液技术难点

（1）青山口组以深灰色硬脆泥岩为主，而且微裂缝的存在使水分子很容易进入泥岩内部，从而造成地层剥落、掉块，严重时甚至造成坍塌；同时二开施工时间长，泥岩浸泡时间长，也容易造成井塌［2］。

（2）青山口组胶结不好，岩心多为裂缝发育，泥岩、粉砂岩和粉砂质泥岩欠压实，极易发生井漏。

（3）三开气体钻井转化水包油钻井液过程中，井筒内液柱压力升高，井壁没有致密滤饼的保护，钻井液中的小颗粒、自由水通过地层孔隙、裂缝迅速进入地层，同时钻井液对井壁的冲刷会出现井壁失稳垮塌，轻则阻卡划眼，重则造成卡钻等钻井事故。

（4）松辽盆地地温梯度异常（3.27 ℃/100 m），5 500 m井深井底静止温度达180 ℃，要求钻井液具有良好的高温稳定性；登娄库、营城组含有泥岩，钻井的过程中，岩屑不断水化分散变细，导致水包油钻井液流动性变差变稠，从而产生附加的压力激动造成薄弱带发生井漏。

3 钻井液体系优选及维护处理

3.1 一开（0～1 099 m）

3.1.1 钻井液配方 采用普通聚合物钻井液体系，配方为：5%～6%膨润土+0.5%纯碱+0.05%烧碱+0.2%～0.3%聚丙烯酰胺钾盐KPAM+1%～1.5%铵盐+1%HA树脂。

3.1.2 维护措施 上部进入软泥岩段后大量冲水稀释，钻进时根据钻井液消耗情况补充膨润土、纯碱配合清水维护。进入嫩二段之前，加入KPAM提高钻井液抑制性，防止大段泥岩水化膨胀；加入适量铵盐和HA树脂调整流变性、降低失水，改善滤饼质量。完钻后全程起下钻一次，刮掉井壁上的浮滤饼，大排量循环提高有效冲洗，保证井眼干净、畅通。

3.2 二开（1 099～3 093 m）

3.2.1 钻井液配方 采用复合膜铝基钻井液体系，配方为：2%～3%膨润土+0.5%纯碱+0.05%烧碱+0.2%～0.3%KPAM+1%～1.5%铵盐+1%HA树脂+1%乳化沥青+1%井壁稳定剂HQ-1+1%快速封堵剂KFD-1+1%抗盐降滤失剂KFT+1%铝基抑制剂+1%成膜剂+2%滤饼改进剂+1.5%磺化酚醛树脂SMP-Ⅱ+1.5%磺化褐煤树脂SPNH+加重剂。

3.2.2 故障复杂及原因分析 钻至井深2 131 m，泵压下降，漏失钻井液110 m3。堵漏成功后多次划眼，划眼困难，时有憋泵和蹩钻现象，出于安全考虑，决定填井。填井后从1 132 m侧钻至2 219.75 m，下钻在1 260～1 750 m段多次遇阻，起钻在1 299～1 304 m、1 650～1 700 m处多次遇阻，振动筛返出掉块较少，但存在转盘蹩跳现象。在起钻至1 303 m时钻具遇卡，上提和下放无效，钻具卡死，转动钻具，钻具落井，鱼顶位置2 073.23 m，造成第2次填井。填井后继续钻进，下钻过程中多次在1 200～ 1 750 m遇阻，振动筛返出很多新掉块。

分析认为，划眼井段主要集中在青二+三段，井漏引起环空压力降低，造成井壁失稳而划眼；钻具落井，填井侧钻致使多处井深轨迹不好，造成划眼过程中形成的滤饼脱落，井壁严重失稳；长时间多次划眼，造成井径不规则，在1 300～1 480 m处形成砂桥，岩屑不能充分排出，造成井眼不畅通。

3.2.3 技术措施

（1）在保证井不漏情况下，加入1%滤饼改进剂，提高地层承压能力，钻井液密度逐渐提高到1.28～1.30 g/cm3，中完时达到1.34～1.38 g/cm3；（2）保持KPAM含量0.3%，增强钻井液防塌能力；（3）根据地层温度，加入2%～3%软化点为80～90 ℃的低软化点乳化沥青［3］，2%～3% 浊点为 40～50 ℃的聚合醇，1%～2%的铝基抑制剂；（4）控制钻井液流变性和滤失量，n值维护在0.55～0.65，API失水小于3.5 mL；（5）加入2%～3%超细碳酸钙进入地层缝隙中充当架桥粒子，加入1%～2%非渗透、无渗透钻井液处理剂或快速封堵剂作为填充剂，加1%成膜剂、2%滤饼改进剂，提高滤饼的承压能力。

3.3 三开（3 093～5 500 m）

3.3.1 气体钻井（3 093～4 416.94 m） 根据邻井长深5井的实钻油气水显示情况及测井解释，在3 240～4 555 m泉一段层顶至登娄库层底均为干层，地层的孔隙度低，出水量少，满足气体钻井的条件。采用空气钻进进尺1 320.94 m，纯钻时间145.87 h，平均机械钻速9.06 m/h，是邻井长深5井的10.3倍［4］。最终由于上提下放摩阻大、扭矩最高达到43 kN·m，影响施工安全，终止气体钻井，转化为液相欠平衡钻井。

3.3.2 水包油钻井液（4 416.94～5 500 m） 体系配方：40%水+60%柴油+0.1%NaOH+6%乳化剂LHR-Ⅱ+3%稳定剂FRJ-Ⅱ+0.2%抑泡剂LY-20+1%铝基抑制剂。

3.3.3 气液置换

（1）气体钻井结束后，充分循环，清洗井眼；（2）过胶芯短起600～700 m，从钻杆内注替10 t白油；过胶芯短起至套管鞋内，从钻杆内注替13 t白油；（3）过胶芯下探至井深4 404 m；（4）分段顶替钻井液，过胶芯短起200 m，以0.8 m3/min排量注入水包油钻井液20 m3；过胶芯短起500 m，以0.8 m3/min排量注入水包油钻井液10 m3；过胶芯短起至套管鞋，关闭旋转防喷器侧出口液动平板阀，打通节流管汇至液气分离器管路，按照正常排量向井内注入钻井液直至钻井液正常返出；（5）停泵，观察井口无异常后起钻；（6）分段循环下钻到井底，将剩余2 t白油打入，再次清洗气体钻井井段，洗井至井下正常，置换过程顺利结束。前置液白油具有憎水吸附特性，可改变地层岩石表面润湿特性，将其变为疏水，在井壁周围形成憎水保护膜，防止气液转化时泥页岩因吸水膨胀垮塌。优选抗温能力达到200 ℃的乳化剂和稳定剂提高体系抗温稳定性，保证了高温下的性能稳定。

3.3.4 维护措施

（1）定期测量油水比、补充乳化剂，保持钻井液的热稳定性，防止出现高温破乳现象。（2）补充钻井液时，要根据基础配方配制（油水比60:40或50:50配制，加足乳化剂）所需钻井液量，保持钻井液的油水比；pH值保持9～10，保证钻井液体系稳定性，防止酸性气体侵入造成性能恶化。（3）黏度低时可适当加入稳定剂，并定期用XC打稠塞，提高钻井液的动塑比，整个钻进过程中振动筛上的岩屑返出正常，起下钻顺利。（4）钻遇泥岩段时用1%铝基抑制剂控制泥岩水化分散，有效加强了水包油钻井液的抑制性，解决了岩屑分散而造成钻井液逐步稠化的问题，保证了后期适合黏度和很好的流变性。该井段未出现井塌、掉块，平均井径扩大率8.1%。（5）使用固控设备有效控制固相含量，振动筛使用120～150目筛布，除砂器使用率达到100%，离心机使用率达到90%以上。充分开动固控设备降低固相，保持合理的流动性，整个钻进过程中水包油钻井液密度控制在0.92～1.00 g/cm3，实现欠平衡钻井。

3.4 钻井液性能

全井钻井液性能见表1。

表1 查深1井现场钻井液性能

4 应用效果

复合膜铝基钻井液体系有效抑制了二开泥页岩的水化膨胀、分散，完全满足了复杂地质条件下钻井的需要。三开裸眼井段80%是泥岩易塌井段，使用气体钻井和水包油体系，解决了营城组泥岩井塌划眼和井径扩大的问题，平均井径233.4 mm，井径扩大率8.1%，达到了稳定井壁、减少井径扩大率的良好效果。

5 结论和认识

（1）复合膜铝基钻井液体系具有较强防漏防塌能力，可以满足复杂地层施工要求。

（2）应用白油作为气体钻井转化液体钻井的前置液，有利于转化的施工安全。

（3）水包油钻井液体系配方及维护简单，180 ℃热稳定性好，使用铝基抑制剂改进后流变性可控，稳定井壁能力强。

［1］ 徐同台.钻井工程井壁稳定新技术［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］ 刘远亮，乌效鸣，朱永宜，等. 松科一井长裸眼防塌钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2009，31（4）：53-56.

［3］ 孙玉学，王媛慧，李玉莲，等.乾安地区井壁坍塌机理及钻井液技术研究［J］.钻井液与完井液，2009，26（5）：76-78.

［4］ 赵秀全，李伟平，王中义，等.长深5井抗高温钻井液技术［J］.石油钻探技术，2007，35（6）：69-72.

（修改稿收到日期 2013-06-26）

Drilling fluid technology of Well Chashen-1

ZHANG Jiguo1, YANG Yongsheng1, JI Shuwei2, GUO Yao1, LIU Haitao2
（1.Drilling Fluid Branch of Great Wall Drilling and Exploration Company Ltd.,Panjin124010,China;2. Jilin Project Department of Great Wall Drilling and Exploration Company Ltd.,Songyuan138000,China）

Well Chashen-1 is a key exploratory vertical well deployed in Qian North area, with depth of 5 500 m. Serious wellbore sloughing and circulation loss take place in upper zone of Qingshankou of the well. The lower formations have higher temperature, and the maximum is 180 ℃ in the bottom hole. Through indoor experiment study, complex film aluminum based drilling fluid was taken for the upper formations, and for the lower formations, air drilling was for the former, and unbalanced drilling was for the later, with oil in water drilling fluid. The application showed that the drilling fluid effectively solved the difficulties of mudstone sloughing, circulation loss, and instability under high temperature, which met the need of the drilling operation.

Well Chashen-1; complex film aluminum based drilling fluid; oil in water drilling fluid; air drilling; gas-liquid transformation; wellbore stability

张继国，杨永胜，纪树伟，等. 查深1井钻井液技术［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：56-58.

TE254

：A

1000–7393（2013） 05–0056–03

张继国，1974年生。2009年毕业于大庆石油学院石油工程专业，一直从事钻井液技术现场服务工作，助理工程师。E-mail：2008zjguo@163.com。

〔编辑 朱 伟〕