青海柴达木盆地三高井钻井液技术

王 信， 张民立， 王 强， 庄 伟， 章卫军， 王志彬， 李毅峰

（1.渤海钻探泥浆技术服务分公司，天津300280；2.渤海钻探第三钻井分公司，天津300280；3.青海油田公司采油五厂，甘肃敦煌736202）

青海柴达木盆地三高井钻井液技术

王 信1， 张民立1， 王 强1， 庄 伟1， 章卫军1， 王志彬2， 李毅峰3

（1.渤海钻探泥浆技术服务分公司，天津300280；2.渤海钻探第三钻井分公司，天津300280；3.青海油田公司采油五厂，甘肃敦煌736202）

王信等.青海柴达木盆地三高井钻井液技术[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：45-50.

柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂，有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层，以往钻井事故和复杂频发，盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造，受造山运动影响，整体地层倾角为60°～70°，地应力较高且存在高压盐水层，压力系数多变，裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今，在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口，为做好各区块钻井液技术服务，施工前查阅相关资料，结合室内实验与现场试验，总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论，已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井，最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3，平均井径扩大率为4.67%，电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井；东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井，因漏失严重且井下复杂提前完钻，而2013～2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口，实现零事故复杂；2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井，完井测试均为区块高产井，平均日产天然气50×104m3/d。现场应用情况表明，抗三高钻井液体系配方简单，维护方便，具有良好的剪切稀释性，具备动塑比高、塑性黏度低等特性，环空压耗小，井眼清洁，具有良好的润滑防卡和防塌能力，可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻，形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。

井壁稳定；高压盐水层；有机盐钻井液；抗三高水基钻井液；低活度；封堵；防止地层损害；柴达木盆地

柴达木盆地位于青藏高原北缘青海省境内，盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造，受造山运动影响，整体倾角较大，地层倾角为60°～70°，地应力较高，同时存在高压盐水层，压力系数多变，裸眼井段井壁失稳现象时有发生[1-4]。柴达木盆地柴北缘区块构造运动活跃，导致地层破碎、裂缝发育、断层多，钻井中井漏频繁，正钻井为了控制高压盐水层提高钻井液密度，导致易发生失返性漏失，发生漏失后因液柱压力不能平衡地层压力，又易引起井涌及井壁坍塌，造成起下钻遇阻甚至卡钻等复杂情况[5-7]。对柴达木盆地复杂区块井壁失稳机理进行了研究，并提出相应的钻井液技术解决方案，包括钻遇高压盐水层应对措施、防漏堵漏和油气层保护技术，解决了钻井过程中出现的复杂问题，保证了钻井工程的施工顺利，实现了井壁稳定，保护了储层，为青海油田增储上产，建设高产原油气田提供了技术服务保障。

1 各区块地质概况

1.1 英西狮子沟构造

英西狮子沟构造上干柴沟组到下干柴沟组均钻遇盐、 膏、 芒硝层， 深度2 300～4 000 m， 单层盐层厚度为4～9 m， 石膏层为1～4 m， 芒硝层为5～10 m。受构造运动与盐岩本身塑性流动的作用而出现许多裂缝， 缝间由方解石、 结晶盐、无水石膏所填充。砂岩层存在不同压力系统的高压盐水层（矿化度为190 000～320 000 mg/L）或油水层，易发生喷漏。深层为高压裂缝油藏， 地层压力波动大， 且断层较多。

1.2 柴北缘构造

柴北缘地区由北向南，从盆地边缘到盆地中部，地层埋藏由浅至深，最高地层压力层段也由浅至深，高压层下部地层压力系数降低。该地区高压气水层集中在N1段下部，已钻井最高压力系数为2.06。冷湖五号构造、东坪斜坡构造、平东构造、牛东斜坡都富含侏罗系小煤沟组，其中牛东斜坡区块小煤沟组长，岩性以煤为主，夹少量黑色碳质泥岩。钻达层位有上油砂山组、上油砂山组至上干柴沟组～N1、下干柴沟组上段、下干柴沟组下段、路乐河组E1+2、小煤沟组J1和基岩。储层整体表现为中孔低渗特性。

2 各区块钻井液技术难点

2.1 英西狮子沟区块

①盐膏层卡钻。狮子沟深层主要分布长段盐膏层，盐岩塑性变形，该构造盐岩在2 300 m以下，其具有高度延展性，盐岩几乎可以传递其上覆地层的全部覆盖负荷的重量，同时具有蠕变特性，因此井眼随时间延长而逐渐缩小。无水石膏和无水芒硝易吸水膨胀，体积增大26%而造成缩径；由于井底和井口的温差作用，极易造成盐重结晶卡钻。防止盐结晶以及厚盐膏层蠕变缩径而引起的卡钻事故是区块工作重点。②井漏、 井涌。一开地层疏松，易发生浅部漏失。二开上部地层为水敏性强的泥岩，造浆严重。溢漏同层，多数井发生失返性漏失，很难确定合理的钻井液密度，钻遇目的层时，由于钻井液安全密度窗口窄，随时出现先漏后溢或喷漏并存的复杂情况。

2.2 柴北缘区块

①井漏。该地区地质情况复杂，压力梯度变化大，普遍存在高低压互层，井身结构难以满足复杂层段钻井要求。上部地层岩性疏松，一般为泥质胶结，成岩性差，钻遇断层时地层承压能力低。中浅部泥岩裂逢发育，钻井液密度高时易压漏地层，即下部低压带与上部高压段处在同一裸眼段时，为压稳高压层，用相对高的密度钻进，此时下部井段易漏。中深部存在喷漏敏感性地层，钻井液安全密度窗口只有0.02～0.03 g/cm3。深部地层裂缝发育，连通性好，相对于中深部地层压力梯度较低，漏失严重。②井壁失稳。区块属于高陡构造，地层倾角为60°～70°，地层破碎带、煤层、泥页岩井塌，蒙脱石含量高、含水量大的浅层泥岩、盐膏层、含盐膏软泥岩缩径是钻进过程中影响井壁稳定的主要原因。山前构造高地应力导致了断层发育，窄压力窗口进一步加大了钻井施工的难度。浅部地层破碎、疏松、裂缝发育，断层多，钻井中井漏频繁，由于控制高压盐水层，钻井液密度加重后又常常压漏地层，井漏降低液柱压力引起坍塌，造成起下钻阻卡、钻井液密度确定难。③高压盐水层。区块高压盐水层位置及压力系数变化大，一些探井经常发生溢流、井涌。高压盐水层中一般都含有水溶气，不同层含气量不同，含盐量在35 000～40 000 mg/L之间，高压盐水层以裂缝性水层为主，水量大，安全钻穿高压盐水层是区块钻井难题之一。

3 钻井液技术方案

3.1 英西地区狮子沟区块

狮子沟区块施工井多为三开井身结构，部分井设计四开结构。以四开结构井为例。①一开钻进时采用高黏度、高切力膨润土浆，确保井眼稳定，防止窜漏。②二开井段钻遇N1、E32发育断层，油气显示活跃，钻井过程中易发生溢流及严重井漏。钻完水泥塞，一次性替入抗三高钻井液体系，根据岩性变化情况调整配方。③三开以泥岩、砂质泥岩为主，钻遇E32中上部大段盐膏层，该层承压能力低，易发生井漏，需加入封堵防塌材料，提高地层承压能力。④四开目的层为高压裂缝油气藏，且发育断层。钻遇裂缝段时钻井液密度窗口窄，存在溢漏并存、由漏转喷等复杂。需加足降滤失剂及封堵防塌剂，减小钻井液滤失量，为保证形成优质泥饼需最大限度地清除有害固相，以保护油气层。⑤钻至中途完钻及完井井深后，调整钻井液性能，充分循环，将钻屑循环干净， 电测、 下套管前均注入润滑封闭浆，封闭浆性能保持“三高一低”，确保完井作业施工顺利。

3.2 柴北缘地区

3.3 东坪、扎哈泉区块水平井

2013年后东坪区块将原来设计的四开水平井井身结构更改为三开井身结构，扎哈泉水平评价井也设计为三开井身结构。①一开井段钻遇地层为N1，岩性以泥岩、砂质泥岩为主，地层易水化膨胀。前200 m使用“三高”钻井液钻进，以正电胶配成稀胶液维护，保持钻井液具有强的携岩能力及护壁性。②二开钻时快，上部地层渗透性好，钻井液消耗量大，为提高体系抑制防塌性，加入（10%～20%）BZ-YJZ-I、（1%～2%）YX-1/YX-2改善泥饼质量、增强封堵性。加强四级固控设备使用，降低钻井液中劣质固相含量。坚持每钻进200 m进行短程起下钻， 防止形成虚泥饼造成阻卡。③三开前储备充足随钻堵漏剂、复合堵漏剂和加重剂，按设计要求储备高密度钻井液。按小型实验配方，一次性转化为BH-WEI钻井液， 加入（1%～2%）BZ-DFT增强封堵能力，通过提高体系抑制性和防塌性，保证井壁稳定。④定向前钻井液维护以补充配好的胶液为主，加入2%BZ-YRH提高钻井液的润滑性。⑤选用合理流型与钻井液流变参数，井斜角较小井段（小于45°），层流能获得最佳的井眼清洗效果，提高钻井液的动切力和动塑比，泵入高黏度段塞来清除岩屑，保证井眼清洁。水平井段，提高钻井液的动塑比在0.6 Pa/mPa·s以上，钻井液动切力在15 Pa以上，大斜度井段和水平段通过短拉井壁破坏岩屑床。⑥下套管通井，起钻前在定向井段泵入防卡润滑浆，确保下套管顺利，为满足固井需要，漏失井需提前做好地层承压实验。

4 抗三高钻井液作用机理及优化配方

BH-WEI抗三高钻井液技术是以高密度复合有机盐BZ-YJZ溶液为配浆基液， 通过添加其他处理剂形成的新型钻井液。该抗三高钻井液中的阴、 阳离子对黏土颗粒的吸附扩散双电层有较强的压缩作用， 从而抑制黏土膨胀、 分散。体系中有机盐的有机酸根XmRn（COO）lq-含有较多的还原性基团，可除掉钻井液中大部分溶解氧，当有机盐BZ-YJZ加量大于50%时，溶解氧浓度降低率均在99.9%以上，提高处理剂抗温性能。体系中不含二价以上离子，滤液与地层水接触时，不会产生化学污垢堵塞孔隙。由于抗三高钻井液中水的活度远比地层中水的活度小，地层水将渗流入钻井液，大幅度降低了钻井液滤液对地层的侵入，从而减少对地层的伤害。抗三高钻井液的低活度、弱水化与强封堵、强抑制特性有利于井壁稳定。该钻井液还具有较强的抗钙、抗盐污染能力，能够顺利钻穿盐膏层、盐岩层。

BH-WEI抗三高钻井液使用4种主处理剂，无黏土、 无强碱、 无高荧光油类材料等，配方如下。对现场抗三高钻井液性能进行评价，见表1～表3。由表1～表3可以看出，BH-WEI抗三高钻井液体系滚动回收率、膨胀率、水活度、抗温稳定性、渗透率恢复值均优于聚磺钻井液体系。

基本配方 水+BZ-TQJ+BZ-KLS（Ⅰ、 Ⅱ、 Ⅲ）+（0.3%～0.5%）Na2CO3+BZ-YFT+BZ-YRH+BZ-YJZ

东坪水平井配方 清水+4%BZ-TQJ+0.3% Na2CO3+2%BZ-KLS-Ⅰ+（2%～3%）BZ-YRH+（3%～4%）BZ-YFT+2%BZ-DFT+0.3%BZ-BYJ-I+ 40%BZ-YJZ-Ⅰ+（30%～40%）BZ-YJZ-Ⅱ+0.2% BZ-HXC+ 加重剂

扎哈泉水平井配方 清水+0.4%Na2CO3+（3%～5%）BZ-TQJ+2.5%BZ-KLS-Ⅲ+3%BZ-YFT+（2%～3%）BZ-YRH+（0.2%～0.3%）BZ-HXC+50% BZ-YJZ-Ⅰ+（30%～40%）BZ-YJZ-Ⅱ+加重剂

表1 不同钻井液的滚动回收率、膨胀率及水活度性能（135 ℃、 16 h）

表2 不同钻井液热滚前后性能

表3 不同钻井液渗透率恢复值评价

5 现场应用

2013年至今渤海钻探泥浆技术服务分公司应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口，主要分布在牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块，各区块地层岩性复杂，以往完钻井在施工过程中发生过各类井下复杂和事故，尤其牛东、狮子沟区块，存在诸多技术难题。为做好不同区块钻井液技术服务，施工前查阅相关资料，结合室内实验与现场试验，总结得出，使用具有低活度、弱水化与强封堵、强抑制特点的BH-WEI抗三高钻井液有利于井壁稳定。通过制定各区块深井、水平井特别是三高井钻井液技术措施，顺利完成青海油田第1口分支水平井、扎哈泉第1口水平井，尽管重点风险预探井均钻遇高压盐水层，最高使用钻井液密度达2.35 g/cm3，但均保证了施工井井壁稳定，平均井径扩大率为4.67%，电测成功率实现100%。

5.1 柴北缘区块（以牛新1井为例）

5.1.1二开

二开井段（650～3 400 m）岩性以厚层块状砾岩、砾状砂岩、含砾泥岩为主，二开开钻前直接转化为BH-WEI钻井液，配方如下。

H2O+（2%～4%）BZ-KLS-Ⅱ+（0.2%～0.3%）Na2CO3+（2%～5%）BZ-YRH+（3%～5%）BZ-YFT+ 50%BZ-YJZ-Ⅰ+40%BZ-YJZ-Ⅱ+（3%～5%）BZ-TQJ+（1%～2%）BZ-DFT+（1%～2%）YX-1/YX-2+（0.3%～0.5%）BZ-BYJ-Ⅰ+0.25%JXC-HV+（0.2%～0.4%）MMH+0.3%PAC-HV

补充高浓度大小分子复合胶液， 保持钻井液强抑制性， 实现低密度、 低固相、 低黏度和低切力，加足润滑和封堵材料，保证钻井液的润滑性和封堵性。

钻完进尺后，在确认井眼通畅、井眼压力稳定的情况下采用性能优良的稠浆封闭岩性复杂井段（或下部井段），确保电测下套管顺利。

5.1.2三开

三开井段（3 400～4 950 m）地层岩性以棕红色、灰黄色泥岩、砂质泥岩、含砾泥岩为主，底部为较厚的含膏质泥岩和膏质泥岩。钻进过程中以胶液方式补充新浆，保持各种处理剂有效含量，提高钻井液的抑制、防塌和润滑能力。

钻完三开进尺，通井时提高排量，彻底循环钻井液，保证井眼畅通、井底无沉砂，起钻前替入性能优良的封闭浆，确保中途完钻作业顺利。

5.1.3四开

四开井段（4 950～5 410 m）为目的层，岩性为杂色花岗片麻岩。 钻水泥塞时，对三开原浆使用固控设备处理， 最大限度地清除有害固相。钻开油气层时， 保持较小压差。为防止目的层发生漏失，提前加入保护油层型封堵材料，封堵地层裂缝，增强地层的承压能力，达到防漏效果。采用屏蔽暂堵技术保护油气层， 改善滤饼质量， 减少滤失量和固相颗粒侵入，确保钻井液体系无荧光，利于及时发现和保护油气层。

钻至完钻井深，调整好钻井液性能，将钻屑循环干净，电测、下套管前均注入润滑封闭浆。

5.2 东坪、扎哈泉区块水平井

5.2.1二开

上部泥岩层易水化膨胀，一次性转化为BH-WEI钻井液，添加（0.2%～0.3%）BZ-BYJ-1+（0.5%～1%）HMP-21，抑制泥岩水化分散，使用BZ-KLS-I控制API滤失量小于6 mL。钻至高压盐水层之前，严格控制膨润土含量，钻进期间控制钻井液低黏度、低切力和低固相含量，用胶液维护方式调整钻井液其他性能。

5.2.2三开

上部井段为棕色膏质泥岩、含膏泥岩、钙质泥岩，易发生缩径、井壁失稳。基岩段易发生严重井漏诱发井壁失稳等井下复杂。

1）定向井段钻井液维护。定向前调整好钻井液性能，加入2%BZ-YRH，随井深和井斜的增加及时加入1%～2%固体润滑剂，控制摩阻系数小于0.08，工程施工中严格执行技术措施，勤活动钻具，防止发生黏附卡钻事故。定向钻井施工中保持井眼轨迹平滑，用好四级固控设备，降低有害固相含量，防止定向钻进出现托压问题。

2）水平段钻井液维护。钻进过程中以等浓度胶液补充新浆，充分利用固控设备保证钻井液清洁。调整API滤失量为4～5 mL，动切力大于15 Pa，动塑比在0.65 Pa/mPa·s以上，保持井眼清洁，防止沉砂和压差卡钻。起钻前视井眼清洁情况，采用高黏度和高切力钻井液洗井。东坪区块钻井过程中存在发生恶性漏失的风险，控制开泵和起下钻速度，提前加入随钻堵漏剂。钻进时如轻微渗漏可降低排量，增加随钻堵漏剂，如发生严重漏失，需换常规钻具堵漏。

6 应用效果评价

应用井钻井液密度降低0.02～0.10 g/cm3。完钻井井径规则，平均井径扩大率为5.67%。其中英西区块完钻井，平均井径扩大率为4.88%（狮38井原井眼，应用其他钻井液，最大井径扩大率为41%）；东坪区块完钻井，平均井径扩大率为6.2%；柴北缘区块完钻井，平均井径扩大率为5.93%，目的层井径扩大率为3.5%。

坪1H-2-2和坪1H-2-1井，完井测试均为区块高产井，平均天然气日产量为50×104m3/d。2口水平井均应用BH-WEI钻井液，很好地保护了储层。英西狮42井，采用φ8 mm油嘴求产，折合原油日产量为231.48 m3/d、天然气日产量为20 517 m3/d。坪1H-2-7井，采用φ12 mm气嘴油管放喷，放喷至油压28 MPa关井，日产气量为70×104m3/d，目前仍然是东坪区块产量最高的投产井，日产天然气大于60×104m3/d。应用抗三高钻井液完钻的狮38井，敞喷日产原油量为1 440 m3/d，φ8 mm油嘴试油产量为605 m3/d，日产天然气量为40 494 m3/d，成为青海油田33年来单井产量最高的井，投产后稳产量为265 t/d。

应用BH-WEI钻井液的狮42井，节约钻井周期44 d，创英西狮子沟区块4 000 m以上深井钻井周期和建井周期最短、 平均机械钻速最快纪录，且中途完钻、 完井电测成功率实现100%。

应用井未发生井漏之外的其他事故复杂，钻井综合经济效益得到提高。东坪区块通过简化井身结构，单井节约φ244.5 mm技术套管费用125万元，为建设方节约千万元开发费用。狮42井是英西提速井，单井为建设方直接减少投资500余万元。

7 结论与认识

1.BH-WEI抗三高钻井液体系具有良好的剪切稀释性， 结构容易被快速拆散和迅速形成， 具备动塑比高、 塑性黏度低等特性。可控制体系具有低活度、弱水化与强封堵、 强抑制的特征有利于井壁稳定。

2.抗三高钻井液具有良好的润滑防卡、防塌能力，可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及压差卡钻，从而减少井下复杂与事故，解决三高、一强、一窄技术难题。所用处理剂无荧光，满足探井施工。

3.实现了无膨润土条件下配制抗三高钻井液的技术突破，实现了免酸洗完井投产，实现了钻井液、完井液一体化。

[1]张民立， 尹达， 何勇波， 等. BH-WEI 抗“ 三高” 钻井液技术在克深 208 井的应用[J]. 钻井液与完井液， 2014，31（1）：32-36. ZHANG Minli， YIN Da， HE Yongbo， et al. Application of BH-WEI three-high drilling fluid in Well KeShen-208[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2014， 31（1）：32-36.

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Drilling Fluid Technology for “Three High” Wells in Qaidam Basin in Qinghai

WANG Xin1, ZHANG Minli1, WANG Qiang1, ZHUANG Wei1, ZHANG Weijun1, WANG Zhibin2, LI Yifeng3
(1.Drilling Fluid Technology Services of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Tianjin300280; 2.The Third Drilling Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Tianjin300280; 3.PetroChina Qinghai Oilfield Company Five Oil Production Factory,Dunhuang,Gansu736202)

Four blocks in the Qaidam Basin, Niudong, Lenghu, Zahaquan and Yingxi, have formation rocks with complex lithology, such as salt, gypsum, mirabilite, and hard and brittle shales etc. Downhole troubles have been frequently encountered in previous drilling operations. The Niudong nasal structure in the piedmont of the Altun Mountain in the basin, affected by the orogenesis, has overall formation dipping angles between 60° and 70°. High formation stress, high pressure saltwater and varied coefficients of pressure have resulted in frequent borehole wall instability in open hole section. A BH-WEI drilling fluid for the so-called “three high” (high pressure, high sulfide, and high risk area) wells, has been used in drilling 20 wells since 2013. To perform well in drilling fluid technical service, relevant data were investigated prior to drilling. Based on laboratory experiment and field practice, it was concluded that drilling fluid with low activity, strong plugging and inhibitive capacity was beneficial to borehole wall stability. Four key exploratory wells, the first multi-lateral horizontal well and the first horizontal well in Zahaquan have been completed, the maximum mud density used was 2.35 g/cm3, the average percentage of hole enlargement was 4.67%, and the ratio of successful wireline logging was 100%. The well Zaping-1 is the first horizontal well targeted with tight oil reservoir in Zahaquan. In the block Dongping, a four-interval horizontal well was drilled in 2013 with Weatherford’s MEG drilling fluid. This well was not be able to drill to the designed depth because ofsevere mud losses and other downhole troubles. Using the BH-WEI drilling fluid, six horizontal wells were completed successfully in 2013-2014 in the same block, and no downhole trouble has been encountered throughout the drilling operations. Two horizontal wells, Ping-1H-2-1 and Ping-1H-2-2, put into production in 2014, were both high production rate wells in the same block; the average daily gas production rate was 50×104m3/d. Field application has shown that the BH-WEI drilling fluid had simple formulation, and the mud properties were thus easy to maintain. The BH-WEI drilling fluid had good shear thinning property, highYP/PVratio, low plastic viscosity, low pressure loss in annular space, good hole cleaning performance and good lubricity and inhibitive capacity. Using this drilling fluid, borehole collapse in drilling the dark gray Jurassic mudstone, inability to exert WOB in horizontal drilling and differential pipe sticking were avoided. To concluded, the BH-WEI drilling fluid is a unique drilling fluid suitable for use in drilling exploratory well and horizontal well in the troublesome drilling areas in Qinghai oilfield.

Borehole wall stabilization; High pressure saltwater zone; Organic salt drilling fluid; Water base drilling fluid for “three high” well; Low activity; Plugging; Formation damage prevention; Qaidam Basin

TE254.3

A

1001-5620（2016）06-0045-06

2016-9-17；HGF=1605M4；编辑 马倩芸）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.008

王信，中国石油天然气集团公司钻井液技能专家，现从事钻井液技术研究与应用工作。电话（022）25939159；E-mail：wangxdg@163.com。