顺北4 井抗高温高密度钻井液技术应用

苗文静，宋晓勇

（中国石化华北石油工程有限公司西部分公司，河南郑州 450000）

顺北4 井是部署在塔里木盆地塔中北坡顺托果勒低隆，顺北Ⅳ号断裂带的一口重点探井，完钻井深为8 270 m。本井为超深井，井底温度达到170 ℃以上，井底温度高，在高温下维护钻井液稳定性难度大，大斜度定向段钻进对钻井液的润滑性要求较高，同时对随钻测斜仪器抗高温要求高。

1 地质工程简况

1.1 地质概况

顺北4 井是塔里木盆地塔中北坡顺托果勒低隆，顺北Ⅳ号断裂带的一口重点探井，完钻井深为8 270 m。新生界、白垩系上部地层成岩差，钻速快，要求钻井液有很好的携岩洗井能力和维护井壁能力，注意防止垮塌及卡钻；下部地层易渗漏缩径；泥岩吸水膨胀剥落掉块、甚至垮塌，要求钻井液具有强的抑制能力和防塌能力；自却尔却克组地层以下普遍存在异常高压，奥陶系一间房组、鹰山组裂缝可能发育，容易发生井漏、垮塌等，深部地层岩石压实程度高，地层可钻性差，机械钻速低。对钻井液性能要求较高，要严格控制钻井液密度、排量、泵压等钻井参数。本井为超深井，井底温度将达170 ℃以上，井底温度高，在高温下维护钻井液稳定性难度大。井壁掉块严重，阻卡频繁，对钻井液的润滑性要求较高，同时对随钻测斜仪器抗高温要求高。建议使用高温高密度聚磺混油钻井液体系，该体系的抗高温性能和润滑性能确保井下安全顺利。

1.2 工程概况

裂缝发育的却尔却克组极易出现井漏和井壁失稳。加强钻井液的高温高压失水控制及提高封堵性，防止因失水大、挤进裂缝，造成掉块剥落垮塌。井下失稳、钻进蹩扭频繁、通井处理困难。井下温度高，钻头有因高温淬火变色的现象。六开井深井口钻具负荷大。裸眼段井眼尺寸和环空间隙小易造成钻具磨损（表1）。井眼轨迹反复降斜增斜不平滑，个别点易疲劳磨损，且底部钻具抗扭强度低。井下高温高压的环境对定向仪器的要求特别高，极易出现故障。

表1 顺北4 井井身结构表

2 钻井液技术难点及措施

（1）奥陶系却尔却克组主要发育灰质泥岩、粉砂质泥岩、泥灰岩和火成岩侵入体。火成岩侵入体胶结性差，应力大，易坍塌；与砂泥岩地层交界面间发育微裂缝，发生井漏的风险较高。钻进该地层前，调整好钻井液性能，提高随钻封无堵和防塌性能，控制API 失水≤4 mL，HTHP 失水≤10 mL，加入多功能随钻堵漏剂，补充沥青类防塌剂，确保钻井液的封堵防塌能力，强化井眼稳定性。

（2）建议使用1.80 g/cm3以上钻井液揭开火成岩侵入体，视井内情况逐步调整钻井液密度[1-2]，使用合理的钻井液密度平衡火成岩侵入体地层的应力，防止井壁发生坍塌。

（3）钻进火成岩侵入体过程中需进一步强化钻井液抑制性，补充氯化钾、多元共聚物降滤失剂等材料增强钻井液抑制防塌能力。提高抑制性的同时要保证钻井液的携岩性能。

（4）深部地层温度在170 ℃左右，地层温度较高。务必要增强钻井液的抗温、耐温能力。钻井液实验要求在170 ℃热滚48 h 后，常温静置24 h 上下无密度差；170 ℃静置7 d 后无明显固体沉降物，沉降系数≤0.54，保证钻井液具有良好的流变性、抗温及沉降稳定性。

3 现场应用情况

3.1 施工简介

第五开次由于地质预测与实钻差异大，发生了严重的井壁掉块井内情况复杂，共进行了二次回填侧钻。第一次自7 180.00 m 钻进至7 499.06 m，水平位移92.28 m，回填侧钻。第二次自7 027.98 m 钻进至7 548.00 m，回填侧钻。第三次自7 100.00 m 钻进至五开中完井深7 777.00 m。钻遇地层主要为却尔却克组和恰尔巴克组。第六开次自7 777.00 m 钻至完钻井深8 270.00 m，钻遇地层为一间房组和鹰山组。

3.2 五开钻井液技术措施要点

奥陶系却尔却克组存在大段深灰色泥岩，性脆，井壁稳定性差，易水化剥落掉块，使用的钻井液体系为：聚磺混油钻井液，需增强钻井液的抑制性与防塌性能。在确保井控安全的前提下，要控制合理的钻井液密度，预防大量漏失。根据五开地层特性及技术难点，制定钻井液方案如下：

3.2.1 五开钻井液基础配方及主要处理剂 五开采用高温高密度聚磺混油钻井液体系的基本配方：2.5%～3.0%膨润土+0.1%～0.2%纯碱+0.2%～0.3%抗高温聚合物+0.2%～0.3%抗氧化剂+5%～8%抗温降失水剂+2%超细碳酸钙+1%～3%非渗透剂+0.5%乳化剂+5%～7%原油。

处理添加剂：抗氧化剂、超细碳酸钙、稀释剂、流型调节剂、低相对分子质量降滤失剂。

小型实验配方：井浆+2%QS-2+3%SMP-2+3%SML-4+3%SPNH+2%SMC+0.5%PFL-H+0.5%LV-PAC+1%PB-1（表2）。

表2 小型实验与钻井液实际性能对照表

3.2.2 五开钻井液维护措施

（1）利用上开次井浆扫水泥塞，根据扫塞情况，向井浆中加入适量纯碱。并放掉受水泥污染的井浆，最大限度清除水泥对钻井液的污染。适量补充预水化好的膨润土浆和高浓度胶液，调整钻井液性能，使之达到设计性能要求。

胶液配方：1%～2%磺化材料（磺化褐煤、褐煤树脂、磺化酚醛树脂Ⅰ型或磺化酚醛树脂Ⅱ型）+0.2%～0.5%抗高温抗盐降滤失剂+0.5%聚阴离子纤维素+0.3%～0.5%高密度润滑剂+0.1%烧碱+1%～2%超细碳酸钙+1%～2%抗高温降滤失水剂。

（2）开钻前调整密度不低于1.80 g/cm3，保证密度均匀，通过胶液补充降滤失剂、防塌剂、抑制剂等处理剂，胶液均匀补充至循环井浆中，保持钻井液性能稳定。

（3）钻遇大段深层硬脆性泥岩，为提高钻井液防塌抑制性，按配方加入30～50 kg/m3氯化钾、5～10 kg/m3聚胺抑制剂、2～4 kg/m3聚丙烯酸钾提高抑制性，采用抗高温防塌剂、高软化点沥青防塌剂、微纳米封堵剂复配超细碳酸钙等封堵剂，加量不得低于30 kg/m3，保证钻井液的抑制和防塌性能，能及时封堵微裂缝，防止泥岩水化造成剥落掉块。

（4）严格控制钻井液失水，API 失水控制在4 mL以内，高温高压失水控制在10 mL 以内。加入1%～2%超细碳酸钙、1%～2%微纳米封堵剂等改变泥饼质量，使泥饼薄而韧；加入高效随钻封堵剂、单向屏蔽暂堵剂等随钻堵漏材料，可以实现提高地层承压能力，起到防漏的效果。

（5）加大磺化类抗温处理剂用量在50 kg/m3以上，同时加入磺酸盐共聚物、聚阴离子纤维素、抗氧化剂等确保钻井液体系抗温性能。结合摩阻及起下钻情况，适时补充高质量润滑剂，确保钻井液润滑性良好，降低摩阻，减少阻卡。

3.3 六开钻井液技术措施要点

钻遇地层为奥陶系一间房组和鹰山组，碳酸盐岩储层溶洞、裂缝较发育，易发生漏失、溢流等复杂情况，切实做好井控安全工作。在井控安全的前提下，控制好钻井液密度，预防恶性漏失。完钻井深达8 270 m，根据顺北4 井定向仪器数据，该井井底平均温度为157 ℃左右，详见表3。

表3 井下温度测定表

优选抗温处理剂、抗高温护胶剂，可辅以表面活性剂或抗氧化剂，加强钻井液的抗温、耐温能力，维持良好的流变性。针对地层岩性特点及预测工程技术难点，制定钻井液方案如下：

3.3.1 六开钻井液基础配方及处理剂 聚磺混油钻井液体系的基本配方：2.5%～3.0%膨润土+0.1%～0.2%纯碱+0.2%～0.3%抗高温聚合物+0.2%～0.3%抗氧化剂+5%～8%抗温降失水剂+2%超细碳酸钙+1%～3%非渗透剂+0.5%乳化剂+6%～8%原油。

处理添加剂：抗氧化剂、超细碳酸钙、稀释剂、非渗透处理剂、单向压力屏蔽剂、超细石灰石等。

小型实验配方：井浆+2%QS-2+3%SMP-2+3%SML-4+3%SPNH+2%SMC+0.5%PFL-H+0.5%LVPAC+2%PB-1（表4）。

表4 小型实验与钻井液实际性能对照表

（1）按配方要求加入处理剂，调整钻井液性能达到设计要求，六开钻进过程中，及时补充原油及乳化剂，确保定向钻进顺利。

（2）优选抗高温处理剂，为确保钻井液具有良好的抗温性能，磺化类材料加量在80 kg/m3以上。

（3）处理剂高温降解及膨润土高温减稠，均会造成pH 值下降。加强钻井液pH 监测，及时补充烧碱，控制pH≥10（具体加量以小型实验为依据）。

（4）加强钻井液的日常监测维护，储层段务必增强钻井液的常温、高温沉降稳定性，要求170 ℃静置72 h后无明显固体沉淀物，沉降系数＜0.54；发生漏失后，吊灌浆性能应与井浆性能一致，具有良好的流变性、抗高温和沉降稳定性能。

结论：对循环井浆高温沉降测试结果表明（表5），井浆经180 ℃老化后具有良好的沉降稳定性能，SF＜0.54，满足钻进对井浆沉降稳定性的要求。

表5 沉降实验数据表

3.3.2 六开钻井液维护措施

（1）地质预测顺北4 井井底温度高，须加强抗温材料的补充，磺化类材料加量在80 kg/m3以上，抗盐抗高温稀释剂在5～10 kg/m3，确保钻井液的抗温、耐温能力，维护流变性能稳定。

（2）优选抗高温性能良好的多元共聚物降滤失剂、磺化酚醛树脂、褐煤树脂及抗盐抗高温稀释剂等处理剂，保证钻井液的抗高温性能。

（3）根据实钻情况及地震资料分析，钻遇地层断裂带裂缝发育，钻井液通过强化微纳米封堵减小压力传导，严格控制失水降低水力尖劈效应。

（4）开钻前补充1.5%超细碳酸钙（1 200 目）+1.5%超细碳酸钙（2 500 目）+1%～3%高温高压屏蔽剂（软化点165～170 ℃）+1%～3%高软化点阳离子乳化沥青（软化点165～170 ℃）。

（5）控制HTHP 失水≤10 mL，初失水≤1.0 mL（初失水指测定HTHP 失水时，温度到达测试温度后，打开底部阀杆瞬时收集的滤液体积），快速在破碎地层形成致密泥饼。

4 复杂井段技术难点及处理措施

4.1 大段硬脆性泥岩地层及灰岩夹层

五开主要钻遇奥陶系上统却尔却克组，地层岩性主要为厚灰色泥岩、灰质泥岩偶夹灰色泥灰岩，地层易出现水化剥落垮塌掉块。钻井液密度调整至1.80 g/cm3左右，该地层存在一定的水化特性，钻井液日常维护应强化封堵，严格控制失水，降低因井浆抑制性不足、失水大造成水化剥落垮塌的风险。钻进期间做好抑制、润滑、失水以及防塌性能维护工作。

4.2 破碎带地层

针对在奥陶系却尔却克组下部7 512～7 592 m 可能钻遇破碎带，容易发生放空、井漏等复杂情况，提前准备好堵漏浆，钻井液中保证随钻堵漏材料的有效含量。并且钻井液中提前加入0.5%～1.0%的除硫剂，预防万一断层贯通储层，气体上窜，气体内可能含有硫化氢，造成钻具氢脆。

钻遇破碎带后钻井液配方：4%～4.5%膨润土+0.1%～0.2%纯碱+0.2%～0.3%抗高温聚合物+5%～8%聚磺抗温降失水剂+2%阳离子磺化沥青+0.5%高效抗高温降失水剂+0.5%聚阴离子纤维素。

4.3 高压高温地层

地层温度高，钻进过程中及时补充含磺酸盐基团降滤失剂、磺化材料、聚阴离子纤维素等处理剂，保持其有效含量稳定。提高钻井液高温稳定性，保持高密度钻井液具有良好的流变性、抑制和润滑性能。依据地层特点，钻井液应“主封堵、辅抑制、严格控制滤失量”，并采用“少聚多磺”原则强化钻井液抗温能力。

聚磺混油钻井液体系的基本配方：1.5%～2.5%膨润土+0.2%～0.3%纯碱+0.2%～0.4%烧碱+2%～3%抗高温降滤失剂+6%～9%抗温磺化材料+2%～3%抗高温镶嵌成膜防塌剂+1%～2%高温流型调节剂+0.5%～1.0%抗高温护胶剂+2%～4%高酸溶储保型封堵剂+1%～1.5%高密度润滑剂+4%～6%原油。

处理添加剂：抗氧化剂、超细碳酸钙、非渗透处理剂、单向压力屏蔽剂，石灰石加重剂等。

为保证良好的携岩效果，及时补充土浆，保证返砂正常。优选抗高温性能良好的聚合物、磺化酚醛树脂、褐煤树脂等处理剂配成浓胶液，及时补充抗氧化剂、含磺酸盐基团处理剂、聚阴离子纤维素等，磺化材料加量在6%以上，确保钻井液具有良好的抗温性能。调整钻井液pH 值大于11，加入足量除硫剂，防止硫化氢对钻具和人员的损害。

5 施工效果评价

（1）顺北4 井六开采用抗高温高密度混油钻井液体系。钻井液维护以抗高温为主，在井控安全的前提下，调整钻井液流型，补充2%～3%高酸溶暂堵材料，未发生漏失。

（2）顺北4 井在钻井液中加入沥青质封堵防塌剂如FF-Ⅱ、SMNA-1、SPT-2、YK-H、FF-Ⅲ等，钻井液性能稳定，返出钻屑颗粒大，棱角分明。

（3）顺北4 井在抗高温抗盐降滤失处理剂的使用，SMP-1、SMC、PFL-H、PAC-LV、SML-4 等加入钻井液后，降失水效果较好同时还能有效地改善泥饼质量，形成致密而韧性的泥饼，钻井液实验性能较为明显。

（4）顺北4 井六开共进行8 趟钻进作业（包括4 趟定向+复合钻进、4 趟复合钻进）。定向纠斜及复合钻进期间，钻井液性能稳定，井壁稳定，少见薄状掉块出现，占返砂量＜5%。8 趟起下钻作业均无明显挂卡及遇阻现象。钻进期间8 趟起下钻作业无阻卡显示，通井无明显阻卡点、4 趟测井顺利到底，表明井浆保持良好的高温沉降稳定性能，顺利完成顺北4 井六开钻井液施工任务。