高陡构造 “三高、窄窗口” 地层克深15井钻井液技术

张民立，艾正青，王　威，李家学，张　震，梁　波，陈泽杨

（1.中国石油集团渤海钻探泥浆技术服务公司，天津300280；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000）

高陡构造 “三高、窄窗口” 地层克深15井钻井液技术

张民立1，艾正青2，王威1，李家学2，张震2，梁波1，陈泽杨1

（1.中国石油集团渤海钻探泥浆技术服务公司，天津300280；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000）

张民立等.高陡构造“三高、窄窗口”地层克深15井钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：25-29.

克深15井是塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带中段克深15号构造上部署的一口重点预探井，存在塔里木山前高陡构造、断层、大井眼、高温、高密度、高盐膏、窄密度窗口等工程、地质、钻井液技术难题。该井优选了抗高温高密度复合有机盐钻井液技术，围绕“低活度、弱水化、低的循环当量密度”等采取井壁稳定措施，通过现场实际应用，很好地解决了高陡构造、大倾角、破碎地层井壁稳定，大井眼安全快速钻进，盐膏层、盐膏泥混层阻卡、缩径，以及揭开盐层、盐膏层、目的层钻进窄密度窗口漏失等一系列技术难题，实现了全井安全无事故，多次电测均一次成功。与使用国外油基钻井液技术的邻井相比，钻井液实际应用密度降低0.05～0.08 g/cm3，体现了该体系强抑制、 低的循环当量密度以及流变性良好，抗高温和抗盐、膏、泥等污染能力强，同时该体系无毒，环境保护性能好，无荧光，利于提高固井质量，低腐蚀，保护管串性能好等综合技术特性，并实现了钻井液、完井液一体化，提高了生产时效。该井的顺利完钻，进一步证明了抗高温高密度复合有机盐钻井液体系推广应用前景广阔。

高陡构造；井壁稳定；盐膏层；窄密度窗口；抗高温高密度复合有机盐钻井液；水活度；弱水化

1　工程地质概况

克深15井完钻井深为5 660 m，井身结构如下：一开，φ660.4 mm×204.6 m+φ508 mm×204.6 m；二开，φ444.5 mm×2 260 m+φ365.13 mm×2 260 m；三开，φ333.4 mm×3 595 m+（φ282.6 mm× 1 506 m+φ273.1 mm×1 792.9 m）；四开，φ241.3 mm×5 480.21 m+（φ196.8 mm×300 m+φ201.7 mm×1 365 m+φ206.4 mm×553 m）；五开，φ168.3 mm×5 660 m。

该井地质概况见表1。

表1　克深15井地质分层及岩性描述

2　施工难点分析

2.1上部高陡构造大井眼井段技术难点

克深15井上部康村组至盐膏层顶为φ444.5 mm和φ333.4 mm 大井眼段，而且存在高陡构造，地层倾角大，2套断层，多套大段砂砾岩贯穿其中，不整合胶结，成岩性差，地层破碎，夹层多，水敏性强，地应力变化大，对钻井液提出了很高的要求。其施工难点主要是工程技术方面防斜与打快的矛盾非常突出，井身质量不易控制，岩石研磨性强，钻头选型困难，机械钻速很难突破，加之地层稳定性差，起下钻阻卡、划眼频繁发生，严重影响生产时效。目前看，这方面的因素是制约塔里木山前周期过长的主要原因，反而盐膏层钻井施工不是主要矛盾。再就是由于存在2套断层、大段砂砾岩、泥砂岩互层，井壁剥落、掉块、泥岩分散造浆、缩径与漏失等多重风险共存，这是钻井液需要解决的技术难题［1-5］。

2.2盐膏层、目的层技术难点

克深15井钻遇古近系库姆格列木群膏盐岩段处于异常高压-超高压系统之中，地层压力系数为2.1～2.5，甚至更高，在克拉苏地区广泛分布古近系库姆格列木群膏盐层，受构造挤压变形影响，厚度变化较大，膏盐层从646 m到3 911 m不等，同时夹杂膏泥岩等地层。钻井技术难点主要是，大段盐膏层钻进对钻井液污染的问题，盐膏层、膏泥岩蠕变缩径、阻卡污染的问题，膏泥岩钻屑分散对高密度钻井液流变性的影响，以往施工中高密度钻井液“抑制与分散、固相与流变性、滤失量控制与流变性”三大矛盾非常突出，传统钻井液很难解决以上问题，在施工中“加-加-放”成为常态，随即面临污水排放问题、废弃钻井液处理问题。

根据邻井白垩系地层测试压力资料折算，克深15井目的层压力系数为1.76左右，属于高压系统，同时裂缝发育，泥页岩水化膨胀，井壁失稳问题严重，还有就是窄密度窗口溢漏技术难题突出，井漏、掉块卡钻事故、复杂频繁发生。以往所钻井，漏失复杂几乎100%，堵漏复杂时效居高不下，因漏而引起的垮塌、卡钻、划眼等事故、复杂占相当比例。如何通过钻井液综合性能的调整，实现钻井液使用密度的降低，进而解决“窄密度窗口”漏失技术难题，是解决一切问题的关键［6-8］。

3　钻井液现场应用技术

3.1钻井液体系优选

以往解决类似克深15井施工难点，主要技术思路是采取“强包被、封堵、高密度”等技术措施，实际施工情况是由于使用高密度预解决垮塌问题，但带来了普遍的井漏复杂发生，尤其是进入吉迪克组地层钻进，这个矛盾非常突出。在克深15井钻井液施工中，通过认真分析三压力曲线，结合以往施工经验，通过对钻井液配方进行改进，通过降低钻井液滤液水活度，进而降低水敏效应、降低水化对地应力的影响程度，甚至实现不改变地应力的原始状态，从而实现钻井液密度的最大限度降低，以解决力学支撑与高压差漏失的矛盾，从而解决因漏导致的阻卡、划眼、时效低下等问题。优选了抗高温高密度复合有机盐钻井液体系。

3.2分阶段钻井液应用要点

克深15井钻井液应用基本分3个阶段，3个阶段均存在自身的特殊技术难点，但高密度与漏失矛盾基本普遍共存。二、三开高陡构造、大井眼段为一套配方，主要注重钻井液的低活度、弱水化、强抑制、流变性等性能指标调控，解决高陡构造井壁稳定、漏失难题，并注重围绕如何提高钻头水马力，实现快速钻进考虑问题；四开盐膏层段为一套配方，主要注重钻井液的复合盐配比、浓度及高温高压滤失量、抗老化能力等性能指标调控，控制盐溶率，抑制盐、膏过度溶解，同时又使其具有一定的盐溶率，一般控制盐溶率在5%～8%之间，同时具备较强的抗盐膏污染能力，实现盐膏层的安全钻进和中途完井作业；五开为一套配方，主要注重钻井液的抗高温稳定性、低活度、弱水化、抑制性以及流变性指标调控，实现弱水化及低的ECD值，实现低密度施工，解决井壁稳定及由于ECD引发的诱导性窄密度窗口漏失矛盾。

3.3钻井液技术

克深15井钻井液应用性能见表2。

3.3.1二、三开钻井液

1）钻井液基本配方：（3%～5%）抗盐结构剂+ （0.3%～0.5%）纯碱+ （0.3%～0.8%）大分子包被剂BZ-BYJ-1+ （0.3%～0.8%）中小分子聚合物+（1%～3%）抗盐降滤失剂BZ-KJS-1+（0.5%～3%）抑制防塌剂BZ-YFT+（0.5%～3%）抑制润滑剂BZ-YRH+（30%～70%）复合有机盐+加重剂。

2）钻井液转化。二开开钻前，沿用一开钻井液钻塞，钻塞后全面清理循环罐内沉砂，根据基本配方配制足量的复合有机盐钻井液进行转化。

3） 维护处理。技术思路是，加入足量的大分子，使其浓度保持在0.3%～0.8%，提高包被抑制能力，同时保持复合有机盐含量在30%～70%，开始用相对低的浓度，随着裸眼段的增长逐步提高，实现“低活度、弱水化、强抑制”是本开次的技术关键，通过“低活度、弱水化”，实现钻井液应用密度的降低，进而解决高密度钻井液稳定井壁与漏失的矛盾。由于使用φ444.5 mm和φ333.4 mm 钻头钻进，井眼大，环空返速低，要确保钻井液有合理的动塑比，同时维持较高的切力，辅助悬浮和携砂。

表2　克深15井钻井液性能

日常钻井液维护，以补充提前配制好的胶液为主，由于上部机械钻速快、大井眼钻井液消耗量大，胶液补充量大，为保证处理效果，处理剂要提前预水化处理，尤其是保证大分子的充分溶解分散，有条件最好配备剪切泵或2个胶液罐交替使用，水化充分后加入复合有机盐，再通过细水长流的形式维护处理，以达到好的应用效果。各种处理剂加量依据地层岩性、工程参数、井下实际情况随时调整，保证大分子包被剂BZ-BYJ-1和降滤失剂BZ-KJS-1等各种处理剂在钻井液中的有效含量。尤其是要加足大分子包被剂，对钻屑强包被以利于固控设备进行有效清除，减少由于钻屑量多而产生过多的劣质固相未能及时清除，导致重复切削，不易清除并污染钻井液，导致泥饼质量差，起下钻阻卡等不良后果。在钻进至断层前，提前补充复合有机盐含量至50%以上，并加大抑制防塌剂BZ-YFT、抑制润滑剂BZ-YRH、随钻防渗漏剂BZ-DFT的用量，避免因受断层影响，水化引起地应力变化导致井壁失稳、垮塌造成井下复杂情况。中途完钻前，维持钻井液性能稳定，提高全井钻井液的抗温稳定性及润滑性能，为中途完钻电测、下套管做好准备。钻完进尺后，充分循环带砂，进行短程起下钻，在确定井眼通畅、清洁情况下配制性能好的封闭液封闭底部至断层以上复杂井段，确保电测、下套管作业的一次成功率。封闭液性能调控原则是“三高一低”。

3.3.2四开盐膏层钻井液

1）钻井液基本配方。钻井液基本配方如下。

（0.3%～0.5%）纯碱+（2%～4%）抗盐提切剂+（2%～4%）抗盐降滤失剂+（3%～5%）抑制防塌剂+（2%～4%）抑制润滑剂+（80%～120%）复合有机盐（1型和2型）+加重剂

2）钻井液转化。沿用上开次钻井液钻水泥塞，钻塞完成后一次性替入配制好的无土相抗高温高密度复合有机盐钻井液，充分循环、剪切至性能满足施工要求。钻井液转换配方如下。

0.3%Na2CO3+4%BZ-VIS+3%BZ-KJS-3+2% BZ-YRH+3%BZ-YFT+60%BZ-YJZ-1+40%BZYJZ-2+水+重晶石

3）维护处理。该井盐膏层段长1 885 m，且中间夹杂膏泥、盐间软泥等，钻井周期长，几百方高密度钻井液一旦性能恶化，就要大量置换或排放，所以，日常维护处理工作非常重要，必须树立预防为主、处理为辅的理念。日常维护采用补充胶液细水长流方式，胶液配制依次加入Na2CO3、抗高温抗盐降滤失剂、抗高温抗盐抑制防塌剂、抗高温抗盐抑制润滑剂、复合有机盐等，配制过程中始终开启搅拌器，实现充分循环剪切搅拌。胶液中复合有机盐浓度在满足抑制性的同时，适当控制欠饱和，以实现5%～8%的盐溶率为理论依据。复合有机盐浓度一般控制在90%左右即可，根据地层岩性变化，通过调整1型、2型复合有机盐的比例，微调各项性能指标，防止盐层蠕变缩径形成小井眼、甚至卡钻情况的发生。同时针对盐间软泥岩、膏泥岩易分散的特点，适当加大抑制润滑剂BZ-YRH以及BZ-YJZ-2的使用，尽可能地抑制泥岩水化分散，在维持井壁稳定的同时减少由于低密度泥质固相对钻井液流变性造成影响。日常维护必须遵循细水长流且不间断维护原则，胶液配制必须将处理剂充分水化后再加入有机盐，混入钻井液中起到良好的护胶作用，坚持按要求做全套性能，保持钻井液中各处理剂有效含量，另外各种处理剂严禁以干粉形式加入，必须配制成胶液，高密度钻井液维护处理这点非常重要。钻完中途完钻进尺以后，充分循环带砂，短程起下钻，在确保井眼通畅、清洁情况下配制性能好的封闭液封闭底部井段，确保电测、下套管作业的一次成功率。封闭液性能调控原则是“三高一低”，密度附加2%。

3.3.3五开目的层钻井液

1）钻井液配方。钻井液配方如下：水+（0.3%～0.5%）纯碱+（2%～4%）抗盐提切剂+（2%～3%）抗盐降滤失剂+（3%～6%）抑制防塌剂+（2%～5%）抑制润滑剂+（60%～90%）复合有机盐+加重剂。

2）钻井液转化。使用离心机最大限度地清除四开优质井浆中的固相以降低密度，同时补充胶液，达到稀释护胶、调整其他性能，防止钻塞期间水泥污染引起钻井液稠化的目的，保证钻井液的低活度、弱水化、强抑制、良好流变性能，努力实现“三低、低ECD”性能调控目标。稀释护胶胶液配方为水+ 0.4%Na2CO3+2%BZ-VIS+1%BZ-KJS-3+1.5% BZ-KJS-2+2%BZ-YRH+3%BZ-YFT+30%BZ-WYJ2

3）维护处理。五开钻井液维护处理主要以“低活度、弱水化”实现钻井液使用密度的尽量降低，解决井壁稳定与窄密度窗口漏失矛盾，同时注重保护油气层。目的层钻进在满足井控要求的前提下，尽量走钻井液密度下限，加强固控设备使用，钻进期间维持复合有机盐总含量不低于90%，充分发挥钻井液基液活度低、弱水化、低固相等独特技术优势，最大限度地实现好的流变性和油气层的保护。钻完进尺后，充分循环带砂，短程起下钻，在确保井眼通畅、清洁情况下配制性能好的封闭液封闭全部裸眼井段。

抗高温高密度复合有机盐钻井液技术在克深15井的应用，取得了很好的应用效果，与工程密切配合，全井实现了安全无事故，钻井液使用密度同比降低0.05～0.08 g/cm3，较好地解决了井壁稳定、窄密度窗口诱导性漏失技术难题，实现了高陡构造、大井眼、断层复杂结构以及大段盐膏层的安全提速；电测一次成功率均为100%；高密度盐膏层取心钻进作业1次，取心进尺5.2 m，岩心收获率94.23%，实现了钻井液、完井液一体化，提高了生产时效，同时体系的环境保护性能好。

4　认识与结论

1．抗高温高密度复合有机盐钻井液技术在克深15井的应用，验证了笔者提出的通过采取“低活度、弱水化、低循环当量密度”的井壁稳定措施实现降低钻井液密度、进而解决高压差、压耗诱导性漏失技术思路的可行性。

2.抗高温高密度复合有机盐钻井液技术在解决技术难题的同时，与油基钻井液相比体现出无毒、无荧光、对金属及橡胶低腐蚀、防火防爆，性价比优良、钻井液及完井液一体化等综合技术优势，尤其是在环境保护要求日益严格、钻井成本不断下降的环境下，抗高温高密度复合有机盐钻井液体系更有应用前景。

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Drilling Fluid Technology for Well Keshen-15 Penetrating Highly Deep HTHP Gypsum Formations

ZHANG Minli1， AI Zhengqing2， WANG Wei1， LI Jiaxue2， ZHANG Zhen2， LIANG Bo1， CHEN Zeyang1
（1. Drilling Fluid Technology Services of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Tianjin 300280；2. PetroChina Tarim Oilfield Division， Korla， Xinjiang 841000）

The well Keshen-15 is a key exploration well drilled in the Keshen 15#structure of the middle Kelasu tectonic zone， Kuche depression， Tarim. Difficulties that must be faced during drilling include highly deep formations， faults， large hole size， high temperature，high mud density， developed salt and gypsum formations， and narrow mud density window etc. High temperature high density complex organic salt drilling fluids were formulated to have “low water activity， low hydrating potential and low equivalent circulation density（ECD）”， in an effort to deal with the difficulties as mentioned above. With these measures， no trouble had ever occurred during drilling，and all of the wireline loggings were successful at the first try. Compared with the well drilled nearby with oil base drilling fluid， the mud density was reduced by 0.05-0.08 g/cm3， indicating that this organic salt drilling fluid had strong inhibitive capacity， low ECD，good rheology， high temperature stability， and resistance to salt， gypsum and drill cutting contamination. Meanwhile， this drilling fluid was environmentally friendly， non-fluorescent， had low corrosion to tubular goods， and can be used as drill-in fluid to save drilling time. The successful drilling of the well Keshen-15 has proved the potential of wide application of the high temperature high density complex organic salt drilling fluid.

Highly deep structure； Borehole wall stabilization； Salt and gypsum formation； Narrow density window； High temperature high density complex organic salt drilling fluid； Low activity； Low hydrating potential

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0025-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.005

国家科技重大专项攻关项目 《西部山前复杂地层安全快速钻井技术》课题“高温高密度有机盐钻井液体系”（2011ZX0521-001）。

张民立，高级工程师，中油集团高级技术专家，1965年生，从事钻井液现场应用及技术管理工作近30年。电话13699338299；E-mail：tlm_zml@cnpc.com.cn。

（2016-7-11；HGF=1605W1；编辑汪桂娟）