高温高压高密度钻井液抗污染处理分析

刘二伟 (中石化江汉石油工程有限公司钻井二公司，湖北 潜江 433123)

0 引言

顺北隆1井作为顺北工区具有代表性的超深探井，同样面临着西北工区外围探区超深井高温高压的技术难题。通过借鉴抗高温、高密度水基钻井液技术的成熟的经验，能够基本保证钻井施工的顺利进行。然而该井后期发生气侵、井漏、溢流压井等状况，后钻井液发生污染，性能恶化；高密度钻井液的处理难度明显增加。此现象暴露出很多问题，有待思考和解决。

1 基本情况

顺北隆1井位于新疆沙雅县境内，部署在顺北三维工区东南部的穹窿构造上，主体为展布于1号主干断裂带隆起部分的一口重点预探井，设计井深7 772 m，完钻井深7 710 m，完钻层位奥陶系中-下统鹰山组。

1.1 三开气侵情况

本井三开钻进至井深7 261.57 m，发现全烃上涨，最高能上涨至100%，钻井液性能恶化，增稠严重，需要采用大量补充胶液置换钻井液的方式来调整性能。三开钻井液受污染情况如表1所示。

1.2 四开施工情况

四开钻进过程中发生溢流，压井成功后循环调整钻井液密度至1.88 ng/cm3后转中途测试阶段，测得地层压力当量系数为1.85。中途测试完后，用密度1.88 g/cm3钻井液替换出井内测试液，并降密度至1.85 g/cm3恢复四开钻进。钻进期间全烃基值9%～10%，钻进至7 345 m全烃基值9-10↓4%～5%，降密度1.85↓1.81 g/cm3继续钻进，钻进期间持续存在气侵情况。钻进至7 710 m四开完钻，钻井液密度1.81↓1.80 g/cm3，全烃2%～3%。四开钻进钻井液性能变化如表2所示。

鉴于本井钻井液在三开出现气侵后出现钻井液流型变差、失水骤增情况，四开钻进过程出现溢流、气侵状况，高密度钻井液出现类似三开气侵的性能恶化情况。本文将结合现场条件进行室内实验分析判断可能的原因，从而寻求使钻井液性能恢复良好的方法。

2 钻进中的维护处理

2.1 增强抗温性能

本井埋藏较深，井温达到150～160 ℃，加之前期的溢流压井及中途测试，钻井液静止时间长，存在污染的可能性［1］。考虑增强抗温性能需要，采取补充25%胶液并加重至原密度的措施。方法虽然能明显改善流变性能，但出现失水变大问题。根据实验配方，结合现场实际配制高浓度磺化胶液补充入井，同时维持钻井液密度在1.81 g/cm3，并持续监测不同时间段出口钻井液的性能。分析对钻井液性能的监测结果发现，流型、失水以及泥饼质量均未得到明显改善，与实验预期存在一定的偏差，未达到理想的情况。因此单一的增加抗温性并不能解决钻井液性能恶化的问题。

表1 三开钻井液受污染情况

表2 四开钻进钻井液性能变化

表3 判断CO2污染钻井液实验情况

2.2 加入高温保护剂

加入高温保护剂能在一定程度上提高钻井液的抗温和抗污染性能，并能调节其流变性［2］。考虑到本井钻井液高密度的特点，采用液体的高温保护剂，希望能够改善钻井液性能。从现场实际可以看出，加入0.2%的高温保护剂后，流型有一定的变化，但效果并不理想，钻井液的总体性能并未得到实质性的改善。

2.3 控制坂土含量

利用亚甲基蓝溶液测量现场钻井液坂含为28 kg/m3，对比相同密度的钻井液，发现现场钻井液坂含偏高，必须加强抑制性。尽管加入的DS-301 为液体，但增稠现象明显，同时也发现循环24 h后，钻井液粘度恢复，但切力有所上升，考虑采取补充胶液的方式更好地控制坂土含量。

2.4 CO2污染

本井持续处于气侵状态，存在CO2污染的可能性。由于现场无法有效的测定可能存在的碳酸根、碳酸氢根含量，本文将通过实验寻求解决方案。判断CO2污染钻井液实验情况如表3所示。

从数据可以看出，加入CaO的同时并做好护胶，能够有效的改善流型。现场可以以补充胶液的方式适当提高钙离子含量；同时在护胶抗温工作基础上，尝试改善流型、泥饼质量。从现场实际监测的性能结果可得，流型并未变化，效果不理想，钻井液的总体性能并未发生到实质性改善。

3 完钻后的处理

完钻后大幅度调整钻井液性能的难度较大，因此采取配置封闭浆的方法从而确保电测的顺利。鉴于地层总体稳定，处理的关键就是要降低钻井液粘切，确保其抗温性能和沉降的稳定性。

3.1 处理1

基于前期的实验处理情况进行封闭浆的配置。通过利用胶液置换部分井浆，既能降低粘切，又能够维持钻井液性能总体稳定。然而由于两次电测均未到底，认为软遇阻还是由钻井液粘切偏高而导致，因此应进一步降低粘切。再次通井的循环过程中，对返出的钻井液进行性能监测后，发现封闭浆在井底停留一段时间后，性能已经恶化，再次入井返出后，与井浆性能基本无差别。

3.2 处理2

通过分析之前的实验和返出钻井液性能，认为井浆性能不够理想。尽管在补充高浓度胶液后能够降低粘切，但仍旧无法满足电测要求，因此考虑重现配置新浆作为封闭浆。

实验配方1：新配2%土粉+抗温护胶材料+重晶石，密度1.80 g/cm3。

实验配方2：新配2.5%土粉+抗温护胶材料+重晶石，密度1.80 g/cm3。

从实验发现，实验配方1新配的钻井液，结构相对于原井浆明显有所改善，粘切相对合理，失水较小，泥饼质量良好。现场采取实验配方1配置封闭浆。但由于甲方有新的下部举措，此次的封闭浆并未入井。

3.3 降密度进行完井作业

由于循环期间全烃基值一直维持在2%～3%，井控坐岗无异常。根据要求，在确保井控安全的前提下，进行节流循环，逐步将密度调整至1.60 g/cm3，逐步释放地层压力。现场通过补充磺化胶液和使用离心机的方式，按照循环周降低密度。

从监测的情况发现，当密度降低至1.60 g/cm3时，钻井液流型的流型达到比较合理的范围。鉴于密度降低后钻井液流型的改善，为进一步研究如何调整受污染钻井液，并确保后期的电测顺利施工，结合实验配方1的情况，尝试配置新浆，发现对粘切的控制能够相对实现目的［3］。通过降密度的并调整钻井液性能，使得电测顺利到底。

4 邻井的情况

与顺北隆1井同时期钻遇目的层的邻井，同样使用高密度钻井液，且也同样遭遇了溢流、气侵、出盐水等问题，钻井液受污染的情况相似，因此其处理思路有一定的参考性。

邻井气侵钻井液性能情况如表4所示，从数据可以看出邻井受污染的情况与顺北隆1井的情况较为类似：高密度钻井液的粘切变化较大，失水上升。该井判断为气侵导致的CO2污染，主要处理思路就是维持钻井液密度平衡地层，利用高pH值、石灰和氯化钙持续清除钻井液中存在的CO2污染，同时配合使用多种降滤失剂控制滤失量。其烧碱、石灰和氯化钙的加量较大，与之前做出的2% CaO的加量能够改善流型的判断基本吻合［4］。同时也由于井内持续的气侵，现场只能不断地补充抗污染材料来维持钻井液性能的基本稳定。

表4 邻井气侵钻井液性能情况

5 结语

(1) 高密度钻井液因其本身的特殊性，维护的难度相对较大，加之在高温高压的情况下，维护处理的方式更要慎重，因此当遭遇特殊情况时，坂含若未得到有效控制，与高密度不匹配，会导致钻井液性能不理想。通过分析实验数据，结合现场实际与邻井情况，可以考虑通过补充加入CaO的磺化胶液来调整受到污染的钻井液。此实验结果能够为今后遇到类似的情况提供思路。

(2)施工现场的实验存在一定的滞后，且由于实验条件限制，某些实验数据的参考性和指导性不是很强，使得分析判断存在一定的偏差。为做好对污染的判断，应提前储备相应的试剂、实验装备及处理材料，以加强分析判断。

(3)进一步加大对助剂的优选，包括抗温材料、抑制材料以及高温保护剂，考虑不同钻井液体系的相互渗透，增强高密度钻井液的抗高温抗污染能力。