順南501井鉆井液技術

袁俊文(湖北省潛江市江漢油田鉆井二公司，湖北 潛江 433121)

該井設計井深7310m，實鉆井深7168.56m，實鉆地層從上到下依次為第四系、新近-古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系、奧陶系，巖性以砂巖、泥巖、灰巖為主，目的層為奧陶系蓬萊壩組。該井采用五開制井身結構。

1 鉆井液技術難點

1.1 三疊系以淺地層巖屑水化分散及井眼縮徑

三疊系以淺地層發育大段淺棕色、灰黃色砂巖，成巖性差，巖屑上返過程中易分散為細小砂粒，不易被固控設備清除，出現密度快速上升，固相超標；棕紅色泥巖較為發育，易水化分散，造成膨潤土含量快速上升，粘切升高；砂巖井段滲透性好，易形成虛厚泥餅，泥巖井段易水化膨脹，造成井眼縮徑，起下鉆阻卡。

1.2 奧陶系卻爾卻克組井壁坍塌

奧陶系卻爾卻克組為巨厚泥巖段，巖性為灰、深灰色泥巖，粘土礦物含量20%左右，伊蒙混層高，分散性強，微裂隙發育，極易出現井壁失穩。鄰井順南3井在該層位出現井壁坍塌，連續劃眼無法到底，處理復雜耗時126天。

1.3 高溫高壓下鉆井液性能不易控制

奧陶系蓬萊壩組地層巖性為白云質泥晶灰巖、泥晶灰巖、細晶白云巖，地層壓力系數大于1.80，井底溫度高達190℃，水基鉆井液在高溫高壓條件下易出現流變性惡化、濾失量顯著增大、加重材料沉降等問題，嚴重危及鉆井施工安全。

2 鉆井液技術對策

2.1 抑制巖屑分散

2.1.1 使用K-PAM及FA367抑制泥巖水化分散，保持其含量大于0.5%，控制鉆井液膨潤土含量小于40g/L；在進入三疊系前，加入3%KCl及0.5%硅醇抑制劑，進一步提高鉆井液抑制能力。

2.1.2 控制鉆井液粘度為50-60s、塑性粘度15-20mPa.s、動切力6-10Pa，保持泥漿泵排量大于65L/s，及時攜帶巖屑，防止巖屑在井內滯留、翻滾而過度分散。

2.2 防止井眼縮徑

2.2.1 在白堊系以淺地層，保持低密度、低固相，四級固控設備使用率達到100%，控制密度小于1.12g/cm3、固相含量小于6%；隨著井深的增加，逐步控制鉆井液濾失量小于5mL，使用QS-2封堵砂巖孔隙，減少砂巖井段虛厚泥餅。

2.2.2 進入白堊系后，提高鉆井液抑制能力，控制泥巖水化膨脹；將密度提高至1.20g/cm3，平衡地層應力；定期短起下鉆，修整井壁，防止泥巖井段縮徑。

2.3 防止奧陶系卻爾卻克組井壁垮塌

2.3.1 使用鉀胺基聚磺鉆井液體系，利用KCl與聚胺抑制劑協同作用提高鉆井液的抑制防塌能力，有效抑制卻爾卻克組泥巖水化分散。

2.3.2 控制鉆井液密度為1.30-1.32g/cm3，高溫高壓濾失量（150℃）小于12mL，復配使用聚合醇、陽離子瀝青粉、高軟化點乳化瀝青封堵泥巖微裂隙。

2.4 提高聚磺鉆井液高溫穩定性

優選抗溫能力強的處理劑，優化聚磺鉆井液體系配方，提高體系抗溫能力。通過試驗確定體系膨潤土含量、抗溫材料種類及加量，使體系在190℃下具有良好的流變性、濾失造壁性及沉降穩定性。

表1 抗高溫高密度聚磺體系配方優化

3 現場維護處理

3.1 一開（0-403m）

一開鉆遇第四系和新近系-古近系，巖性以灰黃色砂巖為主，夾褐黃色泥巖。使用膨潤土-聚合物體系。

3.1.1使用10%膨潤土漿開鉆，以補充6-8%的預水化膨潤土漿為主，配合0.5%HV-CMC膠液，控制粘度60-80s鉆進，確保攜砂及防止淺表流沙層垮塌。

3.1.2 使用好四級固控設備，經常排放沉砂漏斗，及時清除有害固相，密度控制在1.10-1.12g/cm3鉆完進尺。

3.2 二開（403-3746m）

二開鉆遇新近-古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系，巖性以砂巖、泥巖為主，二疊系含有灰黑色玄武巖。使用聚合物、KCl-聚合物體系。

3.2.1 在新近-古近系，K-PAM、FA367的加量為0.5-0.8%，抑制、包被泥巖鉆屑，JMP-1、NH4-HPAN加量為0.5-1%，控制密度低于1.12g/cm3，粘度50-60s，濾失量小于10mL，膨潤土含量40g/L左右，確保鉆井液具有良好的流動性。

3.2.2 進入白堊系后逐步將密度提高至1.14-1.15g/cm3，使用QS-2封堵高滲透砂巖段。

3.2.3 在三疊系頂部加入1%LV-CMC、3-5%KCl、0.3-0.5%硅醇抑制劑，將鉆井液轉化為氯化鉀-聚合物體系，將密度提至1.20g/cm3，控制濾失量小于5mL。

3.2.4 進入二疊系前加入陽離子瀝青粉2-3%、聚合醇0.5-1%、隨鉆堵漏劑3-5%，密度維持在1.22-1.23g/cm3，防止玄武巖垮塌及井漏。

3.2.5 二疊系以淺井段，四級固控設備使用率達到100%，二疊系以深井段，離心機使用率不低于80%；二疊系玄武巖井段使用較粗的篩布，其它井段盡可能使用較細的篩布；定期排放沉砂漏斗，及時清掏循環罐沉砂，清除有害固相。

3.3 三開（3746-6285m）

三開鉆遇奧陶系卻爾卻克組，巖性以灰、深灰色泥巖為主，井底溫度大于140℃，使用鉀胺基聚磺鉆井液體系。

3.3.1 鉆塞后，將井漿與高濃度聚磺膠液按4:1混合均勻，使膨潤土含量在30g/L左右，CSMP-2、SPR含量達到4%，聚胺抑制劑含量達到0.5%，KCl含量大于3%，K-PAM含量為0.3%。隨著井深增加逐步提高磺化材料的濃度，5000m以深，磺化材料濃度不低于6%，6000m以深不低于8%，控制高溫高壓濾失量小于12mL。

3.3.2 控制密度1.30-1.32g/cm3，粘度50s左右，復配使用1%陽離子瀝青粉和1%高軟化點乳化瀝青，定期補充聚胺抑制劑和KCl，加入0.5-1%聚合醇，防止井壁坍塌。

3.3.3 振動篩使用200目篩布，間斷使用離心機。短起下時清掏沉砂漏斗，將固相控制在12%以內。

3.4 四開（6285-6890m）

四開鉆遇奧陶系恰爾巴克組、一間房組和鷹山組，巖性以灰巖為主，中完電測井底溫度175℃，采用抗高溫聚磺鉆井液體系。

3.4.1 四開開鉆前將密度提高至1.45g/cm3，鉆進至6407m，出現全烴異常，逐漸上提密度，至中完時密度提高至1.60 g/cm3。

3.4.2 使用0.5%PAC-HV將粘度維持在50-55s，添加0.2-0.3%硅氟降粘劑調整流型，逐步提高磺化材料加量至10-12%，添加0.2%表面活性劑，提高鉆井液高溫穩定性。

3.5 五開（6890-7168m）

五開鉆遇奧陶系蓬萊壩組，巖性以白云質灰巖為主，井底溫度超過190℃。采用抗高溫高密度聚磺鉆井液體系。

3.5.1 控制膨潤土含量為20-25g/L，保持CSMP-2和SPR含量達到12%，表面活性劑含量達到0.3-0.5%、SF260含量0.3%、PAC-HV含量0.5-0.8%、高軟化點乳化瀝青含量2%，添加0.3-0.5%極壓減磨劑，確保鉆井液在高溫下具有良好的沉降穩定性、流變性、濾失造壁性和潤滑性。

3.5.2 以1.80g/cm3密度開鉆，采用控壓鉆井技術，根據后效情況逐步將密度提高至1.85g/cm3。鉆進至7108m后多次出現溢流及漏失，鉆至7168m，因密度窗口窄，開泵出現漏失，停泵出現溢流，提前完鉆轉入完井測試。

3.5.3 儲備2.20g/cm3重漿400m3，持續攪拌，定期循環處理，確保儲備重漿性能穩定。

4 認識與體會

4.1 二開上部井段鉆速快，鉆屑易分散，膨潤土含量及固相含量不易控制，在聚合物體系轉化為KCl-聚合物體系時，易出現粘切過高的現象。采取大分子聚合物與硅醇抑制劑配合使用，抑制粘土水化分散，強化使用固控設備，及時清掏沉砂罐，可有效控制膨潤土及固相含量，保持良好流型。

4.2 三開井段采用鉀胺基聚磺鉆井液體系，將密度控制在1.30-1.32g/cm3，使用陽離子瀝青粉、高軟化點乳化瀝青及聚合醇協同防塌，成功地解決了奧陶系卻爾卻克組井壁坍塌難題，井徑擴大率僅為4.81%。

4.3 本井通過優選磺化處理劑，優化聚磺體系配方，在五開鉆進及完井作業期間，鉆井液密度高達1.85g/cm3，井底溫度高達190℃，性能穩定，鉆井液長時間靜止后，未出現下鉆遇阻、開泵困難等現象，較好地解決了高密度水基鉆井液在高溫下性能不易控制的技術難題。

4.4 本井五開井底溫度高、地層壓力大，密度窗口窄，在鉆井及完井作業期間多次使用2.0-2.2g/cm3重漿壓井，井控風險極大。因此，現場儲備足量的優質重漿，持續攪拌、定期循環處理，確保儲備重漿性能穩定及管線暢通，對降低井控風險至關重要。