SHB1-6H井长裸眼钻井液技术

牛　晓，潘丽娟甄玉辉，于培志

（1.中石化西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐830011；2.中国地质大学（北京）工程技术学院，北京100083）

SHB1-6H井长裸眼钻井液技术

牛晓1，潘丽娟1甄玉辉2，于培志2

（1.中石化西北油田分公司石油工程技术研究院，乌鲁木齐830011；2.中国地质大学（北京）工程技术学院，北京100083）

牛晓等.SHB1-6H井长裸眼钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：30-34.

SHB1-6H 井是中石化西北分公司部署在顺北区块的一口超深开发井，该井因采用四级井身结构，二开裸眼段长4 460 m，其中泥岩段长1 463 m，地质构造复杂，三叠系、石炭系和志留系硬脆性泥岩发育，易发生坍塌掉块，中间的二叠系由于地层破碎易发生漏失。针对以上问题，选用了钾胺基聚磺钻井液体系，以满足地层特性对钻井液抑制性的要求，但体系中原用的磺化材料是以牺牲钻井液抑制性来达到降低高温高压滤失量的目的，因此引入了抗温抗盐聚合物降滤失剂RHPT-1和抗盐成膜剂CMJ-1，以进一步提高抑制性和封堵性，降低高温高压滤失量。经现场应用表明，优化后的钾胺基聚磺成膜钻井液流型易于控制，通过保持胺基页岩抑制剂 HPA 加量在 5～7 kg/m3，KCl 加量在 30～50 kg/m3，保障了钻井液有强的抑制性；通过使用高软化点复合沥青增强钻井液封堵能力，控制高温高压滤失量小于 10 mL，解决了三叠系以深地层易发生井壁失稳的难题；在易漏地层二叠系使用了竹纤维、超细碳酸钙和聚合物凝胶堵漏剂PSD等随钻堵漏材料，避免了井漏的发生，顺利完成了SHB1-6H井的施工，二开井段扩大率仅为12%，比邻井顺北1井降低了 63.74%。该套钻井液技术保障了顺北区块井身结构优化的实施。

长裸眼；硬脆性泥岩；井壁稳定；钾胺基聚磺钻井液；抗温抗盐聚合物降滤失剂；成膜剂；顺北区块

1　地质工程概况

SHB1-6H井位于新疆沙雅县境内，构造位于塔里木盆地北部坳陷的中西部，是中石化西北分公司部署的一口超深开发井，设计井深为7 832.49 m，目的层为奥陶系中统一间房组（O2yj）。为缩短钻井周期、降低钻井成本，首次在桑塔木侵入体发育地层采用四级井身结构，其中二开井身长裸眼钻穿白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系和志留系等多套地层，裸眼段长达4 460 m，其中泥岩段长1 463 m。该开次井下复杂主要表现为三叠系和志留系泥岩易水化、膨胀，坍塌压力高，而中部的二叠系由于地层破碎，漏失风险大。在二开长裸眼钻进中易发生又塌又漏的井下复杂，是四级井身结构能否顺利实施的关键。SHB1-6H井井身结构见表1。

表1　SHB1-6H井井身结构

2　钻井液技术难点分析

①白垩系及以上地层砂岩发育，易发生渗漏，造成缩径，导致起下钻困难；吉迪克组地层泥岩中含分散状石膏，发生钙侵后会导致钻井液性能变化，不易于维护控制。②三叠系、石炭系、志留系地层易发生剥蚀掉块、坍塌，形成不规则井径，造成起下钻阻卡。③三叠系、石炭系和志留系砂泥岩互层发育，易发生坍塌、掉块等井壁失稳问题，二叠系微裂缝发育，地层漏失压力低，邻区和邻井资料（见表2）显示，在该地层钻进时极易出现漏失，多套压力系统共存于同一裸眼井段，安全密度窗口窄，钻进中极易出现又塌又漏的井下复杂。

表2　邻近区块二叠系漏失情况

④志留系柯坪塔格组砂泥岩互层发育，分散性强，钻进过程中极易发生剥落掉块，若处置不当会造成井壁垮塌。⑤二开完钻井深在6 460 m，在井底高温作用下，长裸眼段中的泥页岩极易水化分散，使钻井液的流变性能变差，在井底开泵时引起井筒内较大的激动压力而诱发井漏。

3　室内实验

根据长裸眼地层特点，针对二叠系地层易漏失问题而研究形成随钻防漏技术，针对二叠系火成岩、石炭系、志留系等泥岩地层易坍塌掉块问题，而提高钻井液的抑制性，控制高温高压滤失量和保障充足的随钻堵漏材料［1-5］。研究形成的钾胺基聚磺钻井液体系［6］主要通过引入胺基页岩抑制剂［7-8］HPA和KCl，利用钾离子和胺基在黏土颗粒表面上的吸附，抑制地层泥页岩和钻屑的水化分散。但是盐水钻井液滤失量不易控制［9-11］，在深井钻井中通常使用磺化材料以牺牲钻井液的抑制性来达到降低高温高压滤失量的目的，因此引入了抗温抗盐聚合物降滤失剂RHPT-1和抗盐成膜剂 CMJ-1。抗温抗盐聚合物降滤失剂RHPT-1是一种本身具有一定抑制性的聚合物类降滤失剂，能在提高钻井液抑制性的同时，有效降低高温高压滤失量，并使钻井液保持良好的触变性和流型。成膜剂CMJ-1 有一定的抗盐性，并具有很好的滤失造壁性，能通过增强泥饼强度提高钻井液封堵性，进一步强化钾胺基聚磺钻井液体系性能，以满足复杂井段的施工要求。

3.1RHPT-1性能评价

1）抑制性能。实验按照行业标准测定RHPT-1的抑制性能，结果见表3。

表3　RHPT-1抑制性能评价

从表3可以看出，RHPT-1具有很强的抑制泥页岩水化分散的能力，8 h页岩膨胀率降低率大于60%，且降低率随着RHPT-1加量的增加而增加。

2）降滤失性能。将不同量的RHPT-1加入到钾胺基聚磺成膜钻井液中，评价钻井液老化前后（130 ℃、16 h）的降滤失性能，见表4。从表4可知，随着RHPT-1加量的增大，钻井液高温高压滤失量明显降低，当RHPT-1的加量在1%左右时，高温高压滤失量在10 mL左右。实验用钻井液配方如下。

1#3%膨润土+0.2%纯碱+0.3%阳离子乳液聚合物DS-301+3%高软化点乳化沥青RHJ-3+0.5%有机硅醇抑制剂DS-302+0.5%胺基抑制剂HPA+ 5%KCl+0.8%CMJ-1+2%SMP+3%SPNH+0.5%极压润滑剂JM-1

表4　加有RHPT-1钻井液的流变性能

3）抗盐性能。配制基浆：4.0%钙膨润土+0.2% Na2CO3+0.1%NaOH+10%KCl+26%NaCl，并加入1% RHPT-1，评价其在饱和盐水钻井液中老化（200 ℃，16 h）前后的钻井液性能，结果见表5。由表5可知，RHPT-1在饱和盐水钻井液中有很好的降滤失效果，老化前后流变性能变化不大，抗盐性能良好。

表5　加有RHPT-1的饱和盐水钻井液抗盐性能

3.2CMJ-1性能评价

3.2.1CMJ-1的组成和成膜机理

CMJ-1是由有机硅改性聚合物与抗高温黄原胶复配而成的高分子共混物，黄原胶能有效提高成膜强度，有机硅聚合物能够形成弱交联的网状结构，通过聚合物的分子结构、分子构型和在水溶液中的构象不同，能够在泥页岩上形成半透膜，从而达到稳定井壁降低钻井液滤失量的目的。

3.2.2CMJ-1钻井液性能评价

在3%膨润土浆中加入不同量的成膜剂，测定钻井液常规性能，结果如表6所示。由表6可知，相比较基浆而言，加入成膜剂后，常温中压和高温高压滤失量明显降低，并且随着成膜剂加量的增大，滤失量也降低，动切力提高。

表6　钻井液高温老化前后性能（80 ℃、16 h）

用加有0.8%CMJ-1的3%膨润土浆在80 ℃、4.2 MPa下做高温高压滤失实验后，换清水做膜的承压实验，在25℃、0.69MPa条件下，测得清水的30 min滤失量为6.0 mL，在80 ℃、4.2 MPa下测得清水30 min滤失量为7.5 mL，滤失量略有增加，表明该聚合物膜具有一定的承压能力。

4　现场维护处理

4.1二叠系钻井液维护处理措施

1）进入二叠系前50 m，将钻井液密度调整至1.24～1.25 g/cm3，控制钻井液黏度为48～52 s，塑性黏度为17～22 mPa·s，动切力为4～6 Pa，中压滤失量不大于4 mL，高温高压滤失量不大于11 mL，膨润土含量为28～30 g/L，固相含量不大于10%，并将振动筛更换为较粗的筛布（0.45～0.90 mm），若部分封堵材料被振动筛筛除，应定期补充，确保钻井液具有较强的封堵能力，防止发生渗漏。

2）钻进至二叠系以深地层，及时补充液体润滑剂，保持含量在0.5%以上，提高钻井液的润滑性，控制泥饼黏滞系数不大于0.09，降低摩阻，防止压差卡钻及钻头泥包。

3）根据施工现场试剂的渗漏情况，在钻进过程中向胶液中加入1%高软化点乳化沥青（软化点120～150 ℃）增强钻井液封堵能力；配伍使用随钻堵漏材料，聚合物凝胶堵漏剂PSD+刚性封堵粒子（不同粒径碳酸钙）+竹纤维等总浓度为2%～4%，边钻进边提高二叠系地层的承压能力，防止水力“锥进”，导致裂缝进一步扩展。

4）二叠系钻进期间，应做到平稳操作。控制起下钻速度，保证每立柱起下时间控制在65～70 s内，减小激动压力，先小排量缓慢顶泵，确保环空畅通，井口返浆正常，泵压正常后再逐渐提高排量，尽可能减小激动压力，防止诱发井漏。

5）揭开二叠系后，若进行起下钻作业，起钻前可视二叠系揭开的地层长度，配制浓度为15%～20%的封闭浆封闭二叠系井段，尽量避免起下钻过程中在二叠系开泵、反复上提下放、定点循环等，严禁在二叠系猛刹猛放或高速旋转钻具，根据泵压及液面坐岗情况缓慢上提排量，防止激动压力过大压漏地层。

6）控制钻井参数和水力参数。使用PDC钻头时，钻压为4～8 t，转盘转速为45～50 r/min，排量为26～28 L/s，通过调整钻井液流变性来满足携岩问题，小排量可以减少对井壁的冲刷，避免井漏。

4.2志留系钻井液技术措施

1）6 000 m以深井段，加大磺化类抗温处理剂用量，每日补充磺化材料总量1.0～1.2 t左右，提高体系抗温性能。

2）志留系钻遇大套深层硬脆性泥岩，需提高钻井液的抑制性和防塌性，保持HPA加量在0.2%～0.3%左右，KCl加量在4%～6%左右，防止因泥岩水化发生井壁失稳。同时，采用高软化点阳离子乳化沥青复配超细碳酸钙和竹纤维等随钻堵漏剂，总加量不得低于3%，进行随钻封堵，以防止发生井漏。严格控制钻井液API滤失量在4 mL以内，高温高压滤失量控制在9 mL以内，并根据渗漏和掉块情况适当提高钻井液密度到1.29 g/cm3。

3）结合摩阻及短程起下钻情况，适时向钻井液中以细水长流的方式加入1%左右的液体润滑剂，确保钻井液润滑性良好，防止压差卡钻；同时应严格进行短程起下钻作业，确保井壁畅通；适度提高动塑比值（不小于0.3 Pa/mPa·s），提高钻井液悬浮携岩性能，减少钻屑重复破碎的程度。

4）加强四级固控设备的使用，尤其要用好振动筛和离心机。振动筛使用孔径为0.098～0.125 mm以下筛布，最大限度地及时除去有害固相。正常钻进中在进行短程起下钻或起下钻的同时清放一次锥形罐沉砂，每次要保证排放干净。

5　现场应用效果

钾胺基聚磺成膜钻井液在SHB1-6H井使用过程中性能稳定，进入二叠系后由于使用RHPT-1，使高温高压滤失量小于10 mL，抑制性强，泥岩钻屑棱角分明，完整度高，钻井液性能见表7。同时，在易漏地层二叠系使用了竹纤维、超细碳酸钙和高软化点乳化沥青等随钻堵漏材料，边钻进边提高钻井液的封堵能力和地层的承压能力，避免了井漏的发生，提高钻井液的封堵性和泥饼强度，解决了三叠系、石炭系和志留系地层的掉块、井壁失稳问题。

SHB1-6H井应用效果良好，二开井壁稳定，井径规则，二开平均井径扩大率仅为12%，比邻井顺北1井降低了63.74%。中途完钻通井、下套管顺利，钻井及下套管无漏失，中途完钻时间仅为17.46 d。经济效益达656万元，具体情况见表8。

表7　钾胺基聚磺成膜钻井液性能

表8　SHB1-6H井应用效果与邻井对比

6　结论与认识

1.钾胺基聚磺成膜钻井液具有良好的抑制封堵性能、低黏度和低切力的特点，流型稳定，容易控制，与竹纤维、聚合物凝胶堵漏剂和高软化点乳化沥青等随钻堵漏材料有很好的配伍性，能满足顺北地区不稳定地层施工的要求。

2.RHPT-1具有很好的抗温抗盐能力，能在提高钻井液抑制性的同时，降低钻井液高温高压滤失量，维持井壁稳定。

3.CMJ-1有良好的抗温抗盐性和滤失造壁性，能有效在井壁上形成半透膜，起到降低滤失量和稳定井壁的作用，防止发生井壁失稳。

4.通过在顺北二开长裸眼井段开展随钻防漏、井壁稳定技术研究与应用，进一步强化了长裸眼的井筒稳定性，保障了顺北区块井身结构优化的实施。

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Drilling Fluid Technology for Long Open Hole Section of Well SHB1-6H

NIU Xiao1， PAN Lijuan1， ZHEN Yuhui2， YU Peizhi2
（1.Northwest Oilfield Division， Sinopec， Urumqi， Xinjiang 830011；2.College of Engineering Technology， China University of Geoscience， Beijing 100083）

Well SHB1-6H is an ultra-deep well drilled in Shunbei area by Sinopec， and is the first well in this area to use 4 casing string sizes. The second interval of the well， with open hole length of 4，460 m， 1，463 m of which is mudstones， has complex geology；The Trias， Carboniferous and Silurian systems are mainly hard and brittle mudstones， apt to cave-in. Lost circulations have been easy to occur in drilling the shattered Permian system. To avoid these problems， a high temperature salt-resistant filter loss reducer，RHPT-1 and a filming agent， CMJ-1， were used in the potassium- and amine-treated sulfonated polymer drilling fluid to improve the inhibitive capacity， plugging performance and filtration behavior. In field application， the improved polymer sulfonate drilling fluid had rheology easy to control. To maintain the inhibitive capacity of the drillingfluid， 5-7 kg/m3of HPA （an amine based shale inhibitor） and 30-50 kg/m3of KCl were kept therein. A high softening point asphalt was used to enhance the plugging performance of the drilling fluid， and to reduce the HTHP filter loss to less than 10 mL. With these measures， borehole instability in the formations below the Trias system was effectively solved. In drilling the Permian system， bamboo fibers， ultra-fine CaCO3and polymerized gel LCM have been used to avoid mud losses. The hole enlargement for the second section of well SHB1-6H was 12%， reduced by 63.74% than the adjacent well.

Long open hole； Hard and brittle mudstone； Borehole stabilization； Potassium- and amine-treated sulfonated polymer drilling fluid； High temperature salt-resistant polymer filter loss reducer； Filming agent； Shunbei area

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0030-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.006

国家863计划项目（2012AA091502）支持。

牛晓， 毕业于长安大学化学工程与工艺专业， 从事钻井液设计及相关研究工作。E-mail：niuxiaoxiao@126.com。

（2016-6-9；HGF=1605F6；编辑付玥颖）