塔里木盆地顺北区块超深井火成岩钻井液技术

金军斌

(1.中国石化石油工程技术研究院,北京 100101；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101)



◀钻井完井▶

塔里木盆地顺北区块超深井火成岩钻井液技术

金军斌1,2

(1.中国石化石油工程技术研究院,北京 100101；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101)

针对塔里木盆地顺北区块火成岩地层钻进中存在的井壁失稳严重、恶性漏失风险高、长裸眼漏塌同存、摩阻高和掉块卡钻等钻井技术难点，开展了钻井液体系配方优化研究。根据包被抑制剂对钻井液性能的影响试验、不同降滤失剂作用效果试验、复合封堵剂屏蔽封堵试验和复合润滑剂配比和降摩阻试验结果，研制了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液。室内试验表明，火成岩岩样在该钻井液中的滚动回收率和线性膨胀率分别为96.07%和1.87%，钻井液能够抗5%NaCl和2%CaSO4污染。该钻井液在顺北1-3井火成岩地层钻进中进行了现场试验，其二叠系火成岩地层平均井径扩大率仅为12.88%，复杂时效比顺北1-1H井缩短了37.9 d；二叠系火成岩井段未发生漏失；辉绿岩地层平均井径扩大率比顺北1井降低了15.7百分点。室内研究与现场试验表明，强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液技术解决了顺北区块超深井火成岩钻井技术难点，可以在该区块进行推广。

超深井；钻井液；火成岩；室内试验；顺北1-3井；顺北区块；塔里木盆地

自顺北1-1H井获得重大轻质油气发现后，塔里木盆地顺托果勒低隆北缘(简称顺北区块)已成为中国石化西部重要的能源接替区。该区块超深井钻遇2套火成岩地层，二叠系火成岩以英安岩和凝灰岩为主，埋藏深度约在4 500.00～5 000.00 m，厚度约500.00 m；奥陶系桑塔木组火成岩以辉绿岩侵入体为主，埋藏深度在6 900.00～6 950.00 m，厚度为40.00～55.00 m。该区块前期钻了顺北1井和顺北1-1H井2口井，其中，顺北1井因辉绿岩井段井眼垮塌严重而被迫侧钻、改变井身结构；顺北1-1H井在钻进二叠系火成岩地层时发生恶性漏失，先后进行了27次堵漏作业，共漏失钻井液2 876.0 m3，耗时39.8 d。2015年部署的5口评价井均简化了井身结构，二叠系火成岩地层位于长裸眼井段的中部，漏塌同存风险剧增。

针对顺北区块火成岩地层井壁失稳严重、漏失风险大、摩阻高和掉块卡钻等技术难点，笔者从包被抑制剂等关键处理剂优选、复合屏蔽封堵防漏防塌钻井液配方设计、长裸眼复合润滑降低摩阻和全井堵漏浆钻进等方面开展研究，并制定了针对性的火成岩钻井液技术方案，确保了顺利钻穿顺北1-3井火成岩地层，取得了良好的现场应用效果。

1 钻井液难点分析

顺北区块二叠系火成岩地层极为破碎，微裂缝或裂缝发育，与其上部地层存在不整合面，且地层的漏失压力接近地层的坍塌压力，钻井过程中极易发生掉块垮塌、钻井液漏失。如顺北1-1H井因钻进二叠系地层时发生恶性漏失、井壁失稳而未能完成正常的测井作业。由于二叠系火成岩硬度较高，钻具的机械碰撞容易引起大的掉块，发生卡钻事故[1-2]，因此，必须优选强抑制钻井液体系，以减小滤液进入微裂缝的深度，控制火成岩的水化垮塌。

二叠系火成岩处于二开长裸眼井段的中部，钻穿二叠系后还有近2 000.00 m的裸眼井段，且志留系泥岩地层的坍塌压力大于上部火成岩的孔隙压力，几乎没有安全钻进密度窗口，必须对破碎地层和微裂缝进行有效封堵，以减少或避免钻井液滤液的渗滤和静水压力的传递，提高地层的完整性和承压能力，解决长裸眼井段上部火成岩地层漏失和下部泥岩垮塌的难题[1,3-4]。

奥陶系辉绿岩侵入体以长石为主、并含有钛铁矿物，硬度极高，密度高达3.05 g/cm3，对钻井液的携岩性能要求很高；辉绿岩地层破碎且裂缝发育，钻井过程中极易发生坍塌掉块、漏失和大掉块恶性卡钻等井下故障，如顺北1井在钻进辉绿岩地层时，多次发生掉块阻卡等井下故障，最终填井侧钻。因此，要实现辉绿岩地层的安全钻进，不但要求钻井液具有良好的携岩性能，而且需配合稠浆塞定期清扫井底等工程技术措施。

2 钻井液配方优选及室内评价

现场施工表明，顺北区块前期使用的钾胺基聚磺钻井液已不能完全满足安全和优快钻井要求，为此，笔者通过钻井液关键处理剂优选和堵漏浆配方试验，形成了强抑制高封堵钾胺基聚合物钻井液，并进行了性能评价。

2.1 关键处理剂优选

以聚胺和氯化钾作为抑制剂形成基浆配方，重点对聚合物包被抑制剂、抗盐降滤失剂、复合封堵剂和复合润滑剂进行了优选。1#基浆配方为：3.5%膨润土+1.0%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA+3%SPNH；2#基浆配方为：3.0%膨润土+0.6%CMC-LV +0.3%PFL-2+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA+1.0%润滑剂；3#基浆配方为：3.0%膨润土+0.3%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA。

2.1.1 包被抑制剂

将KPAM、PAC-HV、FA367和PFL-2等4种常用的聚合物包被抑制剂加入到1#基浆中，测试其流变性和人造岩心的膨胀率，结果见表1。从表1可以看出，1#基浆加入0.3%PFL-2后，动切力由7.0 Pa提高至14.0 Pa，滤失量由8.0 mL降至5.0 mL，岩心膨胀率由15.7%降至5.5%，说明包被抑制剂PFL-2可以改善钻井液流变性，并提高其抑制性。因此，选用PFL-2为主要包被抑制剂。

表1 包被抑制剂优选试验结果

Table 1 Test results for the optimization of coated inhibitors

配方密度/(g·cm-3)表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)动切力/PaAPI滤失量/mL岩心膨胀率,%1#基浆1.24292278.015.71#基浆+0.3%KPAM1.243623137.05.91#基浆+0.3%PAC-HV1.243726116.510.51#基浆+0.3%FA3671.243824135.68.41#基浆+0.3%DBF-21.243925145.05.5

2.1.2 抗盐降滤失剂

将SML-4、CXP-2、SPNH、SHC、SMP-2和SMC等6种常用的抗盐降滤失剂分别加入到2#基浆中，测试其降滤失效果，结果见表2。从表2可以看出，SPNH的降滤失效果最好，加入3%SPNH后，API滤失量由7.6 mL降至4.8 mL，并且对黏度影响不大。因此，选用SPNH作为降滤失剂。

表2 降滤失剂优选试验结果

Table 2 Test results for the optimization of filtration loss agents

配方密度/(g·cm-3)表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)动切力/PaAPI滤失量/mL2#基浆1.2429.0218.07.62#基浆+3%SML-41.2432.52111.55.52#基浆+3%CXP-21.2439.02811.06.22#基浆+3%SPNH1.2428.51810.54.82#基浆+3%SHC1.2435.52012.56.62#基浆+3%SMP-21.2428.0208.06.22#基浆+3%SMC1.2427.01710.05.9

2.1.3 复合封堵剂

对顺北区块常用的STP-2、SMNA-1、YK-H及SF-3等4种沥青类防塌剂进行了试验评价，向3#基浆中分别加入不同质量分数的上述4种防塌剂，测定滤失量的变化，结果见图1。由图1可以看出，随着防塌剂加量增大，基浆的API滤失量先急剧下降，出现拐点后下降幅度越来越小，其中SMNA-1的降滤失效果最好，最优加量为3%。

图1 沥青类防塌剂降滤失性试验结果Fig.1 Test results for filtration loss of the asphalt collapse prevention agent

为封堵火成岩地层的微裂隙和裂缝，钻井液中需要加入“软硬结合”的堵漏材料，提高地层的完整性[5-7]。室内将直径2.0 mm石英砂堆积压实后模拟破碎地层，将石英砂放入黏附系数测定仪的不锈钢纱网上，在1#基浆中分别加入QS-2、PB-1和SMNA-1等封堵剂，加压至3.5 MPa，测试砂床底流量及封堵层厚度，并观察封堵层的致密程度，结果见表3。

从表3看出，5%超细碳酸钙QS-2+2%屏蔽封堵剂PB-1+3%封堵防塌剂SMNA-1可以封堵直径2.0 mm的砂体，可以较好地封堵裂缝性地层，因此，选用5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-1作为复合封堵剂。

2.1.4 复合润滑剂

纳米乳液是近几年发展起来的新型处理剂，具有润滑、降低滤失量、抑制黏土膨胀分散和封堵微小裂隙的作用[4,7-11]，与常规润滑剂复配后效果更好。室内将纳米乳液与不同极压润滑剂按不同配比复配，加入2#基浆中测试其润滑性能，结果见表4。从表4可以看出，润滑剂SMJH-1润滑效果最好，与纳米乳液的最佳配比为2∶3。

表3 屏蔽封堵试验结果

Table 3 Test results for shielding plugging

配方砂床底流量/mL封堵层厚度/mm砂床封堵层描述 1#基浆+5%QS-2+1%PB-1+1%SMNA-133.05.5 砂床表面封隔层较致密且有一定强度,砂体与封隔层粘为一体 1#基浆+5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-113.04.0 封隔层厚4.0mm,封隔层致密,砂体与封隔层粘为一体 1#基浆+5%QS-2+3%PB-1+5%SMNA-19.53.6 封隔层厚3.6mm,封隔层很致密,砂体与封隔层粘为一体

表4 复合润滑剂配方试验

Table 4 Test for the formula for the composite lubricant

配方润滑系数表观黏度/(mPa·s)密度/(g·cm-3)中压滤失量/mL 2#基浆0.21029.01.248.0 2#基浆+2%RH-97D0.11030.01.246.4 2#基浆+2%石墨0.14030.01.247.2 2#基浆+2%SMJH-10.09032.01.246.0 2#基浆+2%纳米乳液0.12032.01.246.0 2#基浆+2%SMJH-1+1%纳米乳液0.09033.01.245.6 2#基浆+2%SMJH-1+2%纳米乳液0.07134.01.245.2 2#基浆+2%SMJH-1+3%纳米乳液0.06134.51.245.0 2#基浆+2%SMJH-1+4%纳米乳液0.05835.01.245.0

2.2 堵漏浆封堵性能评价

为防止堵漏材料粒径组合与地层裂缝尺寸不匹配造成的“封门”现象，避免只在井壁表面堆积构成封堵层[12-15]，结合顺北1-1H井地层漏失特点，以中细颗粒、纤维类和微片类堵漏材料为主，并调整堵漏材料的颗粒级配，在1#基浆的基础上，优化得到堵漏浆配方为：1#基浆+1.5%核桃壳(中粗)+2.0%核桃壳(细)+2.0%PB-1+1.5%云母(中粗)+3.0%SQD-98+2.0%云母(细)+2.0%QS-2+2.0%CXD。在室温下，采用砂床滤失仪和裂缝封堵评价装置对堵漏浆砂床滤失和裂缝封堵能力进行评价，结果分别见表5和图2。

表5 堵漏浆砂床滤失试验结果

Table 5 Test result for the LCM mud filtration loss on sand bed

试验条件侵入砂床深度/mm60/100目砂床40/60目砂床室温2.44.5120℃/16h4.66.6

图2 堵漏浆裂缝封堵评价试验结果Fig.2 Test result of LCM mud for fracture plugging

从表5可以看出，堵漏浆侵入砂床的深度较小，可以有效封堵微裂隙。由图2可以看出，对于缝宽200 μm的模拟裂缝，当试验压力从0 MPa逐渐升至4 MPa(仪器的压力极限)时没有漏失，说明堵漏浆能完全封住200 μm宽的裂缝；对于缝宽400 μm的模拟裂缝，压力较小时漏失量很小，随着压力升高，漏失量增大，当压力达到4 MPa时，漏失量仅为5.6 mL，说明堵漏浆的堵漏效果较好。

2.3 钻井液性能评价

通过优选包被抑制剂、抗盐降滤失剂、复合润滑剂和复合封堵剂，形成了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液配方：3.0%～4.0%膨润土+0.2%～0.4%NaOH+2.0%～4.0%SPNH+0.6%～1.0%CMC-LV+1.0%～2.0%SMJA+0.2%～0.4%PFL-2+4.0%～6.0%KCl+2.0%～4.0%QS-2+1.0%～3.0%PB-1+ 2.0%～4.0%SMNA-1+1.0%～2.0%SMJH-1+3.0%～5.0%纳米乳液。以该配方加量中值配制的钻井液为4#钻井液。

2.3.1 常规性能

测量不同密度的强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液在室温和150 ℃热滚16 h后的常规性能，结果见表6。从表6可以看出，强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液老化前后基本性能较为稳定，抗温性能良好。

2.3.2 抑制性

采用顺北1-1H井4 728.00～4 756.00 m井段的火成岩和6 230.00～6 240.00 m井段的志留系泥岩岩样，测定其在钾胺基聚磺钻井液和强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液中滚动回收率和线性膨胀率，结果见表7。岩样滚动回收率测试条件是在150 ℃下滚动16 h,岩样线性膨胀测试条件是在100 ℃下浸泡16 h。

表6 强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液常规性能试验结果

Table 6 Conventional properties testing results for potassium amine based polysulfide drilling fluid with high inhibitive and plugging capacities

测试条件密度/(g·cm-3)塑性黏度/(mPa·s)动切力/PaAPI滤失量/mL高温高压滤失量/mL老化前1.2427113.211.01.8437103.010.6老化后1.2426103.611.41.843593.411.2

注：高温高压滤失量测试条件为150 ℃、3.5 MPa。

表7 钻井液抑制性评价试验结果

Table 7 Test results for inhibitive performances of drilling fluid

钻井液滚动回收率,%线性膨胀率,%火成岩泥岩火成岩泥岩 钾胺基聚磺钻井液91.0579.373.146.05 强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液96.0790.381.872.24

从表7可以看出，与钾胺基聚磺钻井液相比，火成岩和泥岩在强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液中的滚动回收率分别提高了5.02百分点和11.01百分点，线性膨胀率分别降低了1.27百分点和3.81百分点，说明强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液的抑制性明显优于钾胺基聚磺钻井液。

2.3.3 抗盐钙污染试验

用重晶石将强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液的密度加重至1.25 g/cm3，用烧碱将其pH值调为10，进行抗盐污染试验，结果见表8。从表8可以看出，强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液加入NaCl和CaSO4后，流变性变化不大，滤失量始终小于4.4 mL，pH值在9左右，表明该钻井液的抗盐、抗钙污染能力较强。

表8 强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液抗盐污染试验结果

Table 8 Anti-salt contamination test for potassium amine-based polysulfide drilling fluids with high inhibitive and plugging capacities

污染物密度/(g·cm-3)塑性黏度/(mPa·s)动切力/PaAPI滤失量/mL高温高压滤失量/mLpH值1.2524.0103.211.010.03.0%NaCl1.2522.083.411.29.05.0%NaCl1.2523.093.811.88.50.5%CaSO41.2527.0113.411.29.51.0%CaSO41.2530.0133.611.69.02.0%CaSO41.2532.0144.412.08.5

注：试验数据均是在150 ℃滚动16 h后测得，高温高压滤失量测试条件为150 ℃、3.5 MPa。

3 现场试验

顺北1-3井为超深直井，设计井深7 369.00 m。该井采用四级井身结构，二开长裸眼井段为2 000.00～6 830.00 m，长达4 830.00 m，其中4 543.00～4 963.00 m井段为厚420.00 m的二叠系火成岩地层；三开井段的6 839.00～6 879.00 m井段为厚40.00 m的辉绿岩侵入体。为了保证顺利完钻，该井在钻进二叠系火成岩地层和辉绿岩地层时试验应用了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液。

3.1 二叠系火成岩地层钻井液维护处理技术措施

1) 严格控制钻井液密度为1.24～1.26 g/cm3，在不压漏地层的情况下兼顾破碎地层的井壁稳定；降低钻井液滤失量，使API滤失量小于4 mL，高温高压滤失量小于10 mL，避免由于滤液侵入裂缝引起的井壁垮塌。

2) 调整钻井液的流变性，将漏斗黏度控制在45～55 s、塑性黏度控制在20～30 mPa·s，动切力控制在8～12 Pa，使钻井液动塑比控制在0.40～0.50，流型达到平板层流，以减弱对井壁的冲刷。

3) 按照5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-1的基础配方加足封堵防塌剂，对二叠系地层进行及时封堵，避免形成诱导裂缝，减小漏失风险。

4) 按照2%SMJH-1+3%纳米乳液的基础配方加足复合润滑剂，以增强钻井液的润滑性，使滤饼黏滞系数小于0.08。

5) 如果发生漏失，根据漏速首选桥浆配方循环静堵，不采取承压静堵作业，以避免裂缝扩展、泄压后三叠系井壁失稳；若静堵失败，即刻转入堵漏浆钻进，以免拖延时间。

6) 长裸眼起钻前，用堵漏浆封闭二叠系漏失地层；控制起下钻速度和开泵速度，以减轻井内压力激动；下钻时采取分段循环措施，防止开泵困难、憋漏地层。

3.2 辉绿岩地层钻井液维护处理技术措施

1) 揭开辉绿岩地层前，钻井液密度严格控制在1.80～1.85 g/cm3，以发挥力学稳定辉绿岩井壁的作用；调整钻井液性能，使API滤失量小于3 mL，高温高压滤失量小于10 mL。

2) 使用PFL-2调整高温高密度钻井液的流变性，将漏斗黏度、塑性黏度和动切力分别控制在60～70 s、30～40 mPa·s和10～15 Pa，钻井液动塑比控制在0.45～0.55，提高钻井液的携岩能力。

3) 定期补充160～180 ℃高软化点沥青类防塌剂SMNA-2、PB-1和QS-2，增强钻井液封堵微裂缝的能力，阻断液柱压力的传递通道，防止水力“楔劈”效应。

4) 定期采用漏斗黏度大于120 s的稠浆塞清扫井底，把辉绿岩掉块带离井底。

3.3 堵漏浆维护处理技术措施

1) 在漏点密集、漏失量大、静堵无法满足安全钻进的情况下，起钻简化钻具组合，把全井钻井液转化成堵漏浆。

2) 性能维护以补充堵漏材料胶液为主,定期向堵漏浆中补充中细颗粒堵漏材料；加足润滑剂，精细操作，防止发生卡钻。

3) 保持循环堵漏浆的pH值大于10，以防止堵漏材料在高温下发酵失效。

4) 停止或者间歇使用振动筛，提高沉砂罐、循环槽的清理频率。

5) 钻穿二叠系火成岩地层后筛除堵漏材料，在后续钻进中，需定期泵注桥浆段塞，以巩固漏失地层的封堵效果。

3.4 现场应用效果

顺北1-3井二叠系火成岩地层在应用强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液钻进过程中，钻井液性能稳定，API滤失量控制在5 mL以内(见图3)；防漏效果显著，未发生漏失；钻井液润滑性能良好、没有明显的阻卡现象，摩阻系数都控制在0.08以下，最大提升和下放阻力控制在150 kN之内，长裸眼测井和下套管等作业均一次顺利到底，未发生因钻井液问题引发的井下故障。测井结果显示，顺北1-3井二叠系地层井径较为规则，平均井径扩大率仅为12.88%。与顺北1-1H井相比，该井二叠系地层处理井下故障时间缩短了37.9 d。

图3 顺北1-3井钻井液主要性能随井深的变化曲线Fig.3 Changes in major properties of drilling fluid with depths in the Well Shunbei 1-3

顺北1-3井应用强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液成功钻穿6 839.00～6 879.00 m井段的辉绿岩地层，该钻井液的物理封堵和化学防塌效果显著，与顺北1井相比，含辉绿岩井段的最大和平均井径扩大率降低了17.6百分点和15.7百分点。

4 结论及建议

1) 通过优选包被抑制剂等关键处理剂、设计复合屏蔽封堵防漏防塌和长裸眼复合润滑降摩钻井液配方，得到了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液,满足了顺北区块长裸眼降摩阻钻进要求。

2) 室内试验表明，强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液具有良好的防塌抑制性、润滑性和和携岩洗井能力，较好地解决了顺北1-3井火成岩钻井技术难点，为顺北区块超深井安全钻井提供了保障。

3) 建议在顺北区块后续超深井火成岩钻井中推广应用强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液，并进一步研究和优化深部火成岩地层高密度钻井液技术。

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[编辑 滕春鸣]

Drilling Fluid Technology for Igneous Rocks in Ultra-Deep Wells in the Shunbei Area, Tarim Basin

JIN Junbin1,2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101,China; 2.StateKeyLaboratoryofShaleOilandGasEnrichmentMechanismsandEffectiveDevelopment,Beijing， 100101,China)

Igneous formations in the Shunbei Block of Tarim Basin are characterized by severe instability of bore hole walls, higher risks of severe lost circulation, the coexistence of lost circulation and collapsing in long open-hole intervals, high friction resistances, bit sticking and other technical challenges. Under such circumstances, research has been performed to optimize formulas for drilling fluid systems. With consideration to the results related to coating inhibitors on the performance of drilling fluid, the performance of different filtrate loss agents, shielding effect of compound plugging agents, the ratio of compound lubricant and friction reducing capacities, a potassium amine-based polysulfide drilling fluid system was developed. Lab test results showed that the rolling recovery rate and linear expansion rate of igneous rock samples in the drilling fluid are 96.07% and 1.87%, respectively. The drilling fluid can effectively resist contaminaiton induced by 5% NaCl and 2% CaSO4. The newly developed drilling fluid system has been tested for drilling igneous formations in Well Shunbei1-3. The average enlargement rate of well diameter in Permian igneous rock is only 12.88%, and the drilling time in complex well section was reduced by 37.9 days in comparison with Well Shunbei 1-1H. No loss of circulation occurred in the Permian igneous well interval. The average enlargement rate of the well diameter in the diabase formation decreased by 15.7% compared with that of the Well Shunbei 1.The application of potassium-amine polysulfonated drilling fluid with a high inhibition and sealing performance solved the problems in ultra-deep well and igneous rock formation drilling effectively, it can be deployed extensively in the Block.

ultra-deep well；drilling fluid；igneous rock；laboratory experiment；Well Shunbei 1-3；Shunbei Block；Tarim Basin

2016-06-02；改回日期：2016-10-12。

金军斌(1970—)，男，山东茬平人，1996年毕业于中国地质大学(武汉)探矿工程系钻探专业，2010年获中国石油大学(华东)石油与天然气工程硕士学位，高级工程师，主要从事钻井液技术研究及管理工作。E-mail：jinjb.sripe@sinopec.com。

国家科技重大专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”(编号：2016ZX05061)、中国石化科技攻关项目“顺南深部复杂地层钻井液技术研究”(P14114)和“微裂隙地层纳微米封堵井筒强化技术”(P14100)部分研究内容。

10.11911/syztjs.201606003

TE254+.6

A

1001-0890(2016)06-0017-07