JFS钻井液体系在合平1井定向段的应用

杨禄明，王凤春

（中石化西南石油工程有限公司湖南钻井分公司，湖南长沙410000）

1 地质情况简介

合平1井四开井段为合川—潼南地区灯影组发育台内滩沉积，灯四上亚段顶储层厚20～40m，储层岩石类型主要为纹层状云岩、砂屑云岩、凝块石云岩，储集空间主要为溶孔、溶洞，存在类似“蚂蚁带”裂缝发育、地层破碎、掉块严重等特性（见图1）。通过地震资料分析，应用likelihood检测到该地层裂缝发育，且不可避免地需要穿过，因此造成钻井施工难度大。

图1 岩芯图片

2 钻井液施工难点

2.1 地层垮塌严重

区域内灯影组含“蚂蚁”构造带地层不稳定，易发生垮塌。临井合深3井四开灯影组均钻遇了“蚂蚁”构造带。高石118井、高石001-X16井也因钻遇破碎带导致填井侧钻。

2.2 钻井液抗温性要求高

四开灯影组预测静止温度158℃，循环温度148℃。为保证钻井液性能的稳定，需要使用具有抗高温的钻井液材料，确保钻井液的抗温性。

2.3 地层破碎，钻井液护壁能力要求高

从likelihood检测到该地层裂缝发育，且无法避开破碎带，钻进过程中极易发生掉块憋卡情况，不稳定地层浸泡时间长后易发生周期性垮塌，因此要求钻井液具有良好的即时护壁能力和封堵能力。

2.4 井漏

高石梯区块震旦系已完钻斜井、水平井实钻情况主要表现为灯影组井漏，高石2、高石11、高石18井进入灯四后都出现井漏。必须做好漏失监测及防漏应急准备，及时发现井下异常并及时处理。

3 钻井液施工处理对策

3.1 提高钻井液润滑性

控制好坂土含量和合适的流变性，提高钻井液润滑性，降低钻进过程中的摩阻和扭矩。

3.2 提高钻井液高温稳定性

由于井底温度达到了150℃以上，低密度钻井液高温稳定性尤为重要。因此在钻井液调整中加足具有高温稳定性的材料，确保钻井液具有良好的抗温能力，保证钻井液在高温下性能稳定。

3.3 强化钻井液封堵

针对地层裂缝发育，地层胶结不稳等情况，维持钻井液的强封堵性能，增强泥饼封堵胶结能力非常重要，只有加强了封堵，再配合适当密度的力学支撑方能保证井壁稳定，防止垮塌。

3.4 做好防漏堵漏工作

一是储备足够堵漏材料，以备需要时能及时实施堵漏作业；二是配合精细控压作业治漏；三是实现随钻快速堵漏和桥架专项堵漏，同时采用纳微米封堵剂封堵不同尺寸微细缝孔，化学成膜吸附到破碎性地层带电端，抑制去水化，阻止其溶胀、脱落、垮塌，实现防漏堵漏。

4 JFS即时封堵型钻井液体系的实验评价

4.1 钻井液配方的确定

基浆的确定：考虑到前期使用钾基聚磺钻井液体系，采用原井浆转化，JFS体系基浆配方为：原井浆60%+浓度为10%的坂土浆40%，适当提高基浆的坂土含量，控制坂土含量在35～40g/L。

为确保原井浆成功转化为JFS体系，首先通过小型试验确定其配方，选择三种不同配方进行性能对比，其结果见表1。

表1 钻井液转化配方

根据以上实验情况，配方1其性能较配方2和配方3稍差，配方2和配方3性能基本相同，综合考虑，本井钻井液转化优选配方2。

最终确定配方为：60%原井浆+40%基浆（10%坂土）+0.6%PAC-LV+3%HTLM+4%YH150+3%超细钙+2%RSTF+2%JNJS-220+2%SMP-2+2%HFD+2%纳米乳液+2%soltex+2%柴油+0.3%SP-80+0.2%NaOH，加重至1.40g/cm3。

4.2 JFS体系实验评价

4.2.1 滚动恒温评价

取样JFS体系钻井液在150℃的滚子加热炉内恒温滚动48h后，检测钻井液性能，实验结果见表2。

表2 JFS体系钻井液老化前后性能对比

从表2可以看出，在高温条件下，钻井液性能稳定，具有较好的高温高稳定性和润滑性。

4.2.2 抗污染能力评价

在JFS体系钻井液加入5%水泥，150℃恒温滚动16h后，检测其性能变化，结果见表3。

从表3中看出加入水泥后钻井液性能稳定，该体系抗水泥污染能力较强。

4.2.3 高温砂床实验评价

为确定其封堵性，针对JFS体系和原井浆进行了高温高压封堵性对比，其实验条件和实验结果见表4。

从表4中看出原井浆4MPa出滤液，JFS体系5MPa才出滤液，说明封堵性得到了加强，较原井浆有更好的封堵能力。

4.2.4 FANN渗透封堵测试仪实验评价

通过FANN渗透堵漏测试仪进行封堵性测试（测试用岩芯板的渗透率为100mD），在150℃、30MPa条件下，经过实验，滤失量为0mL，JPS钻井液具有良好的封堵性能（见图2）。

表3 JFS体系加入水泥前后钻井液性能对比

表4 JFS体系与原井浆封堵性结果对照表

图2 封堵性测试结果

5 合平1井现场应用

5.1 钻井液性能分析

JFS体系在施工过程中钻井液性能变化见图3。

从图3中看出，原井浆转换为JFS体系后钻井液性能有较大的改善，在API失水基本维持不变的情况下，高温高压失水降低明显，说明钻井液的抗温能力得到有效提高，钻井液维持了很好的抗温性能。动塑比严格控制在0.35以上，保证钻井液处于平层状态，有效减少了对井壁的冲刷，同时在整个施工过程中钻井液性能稳定。

图3 钻井液性能变化

5.2 携砂能力分析

在整个钻进过程中返砂能力较强，砂样清晰。实钻过程中摩阻低，钻速随钻压的变化明显，井底无脱压现象，基本无砂床产生。

5.3 钻井液抗温能力分析

从图3钻井液性能看出，钻井液性能稳定，高温高压失水得到有效控制，钻井液体系具有良好的抗温性。

5.4 钻井液流变性分析

为确保井壁稳定，控制钻井液的动塑比在0.35以上（见图4），钻井液处于平流状态，减少对井壁的冲刷，有效保证了井壁的稳定。

图4 动塑比

6 JFS钻井液体系效果评价

（1）具有良好的抗温能力，钻井液性能稳定，中压失水在3mL以内，高温高压失水在6mL以内。

（2）较好的钻井液流变性，处于平流层状态，减少对井壁的冲刷，有效保护了井壁。

（3）具有良好的携砂能力，井底干净，没有形成岩屑床，实现了优快钻进。

（4）具有良好的封堵效果，在化学封堵和物理支撑双重作用下，有效支撑了井壁，保证了井下安全。

（5）具有良好的润滑性，有效降低了摩阻，钻进过程中扭矩平稳，无脱压现象。

（6）JFS即时封堵型钻井液体系通过在合平1井四开井段的应用，该体系满足了井下要求，取得了良好效果，有效保证了井下安全，实现了优快钻进。