川深1井鉆井液關鍵技術

魏昱，白龍，王驍男

（1. 中國地質大學（北京）工程技術學院，北京 100083；2.中石化西南石油工程有限公司重慶鉆井分公司鉆井液技術服務中心，重慶 400042）

0 引言

隨著油氣勘探開發向深部地層逐漸發展，深井甚至超深井鉆探成為油氣井工程領域面臨的難題之一。目前國際上對于深井、超深井及特超深井較為通行的劃分方法為：完鉆井深4500～6000m的直井為深井，6000～9000m的直井為超深井，超過9000m的直井為特超深井[1]。在超深井鉆探過程中，隨著鉆探深度的增加，地層壓力明顯增大，施工時必須使用較高密度的鉆井液以平衡地層壓力。回顧國內深井鉆探的歷史，官深1井[2]、官3井[3]、官7井[4]和旺南1井[5]使用過密度為2.6 kg/L 及以上的超高密度鉆井液。在鉆探超深井時，國內外常常使用高密度油基鉆井液，因為油基鉆井液具有更好的潤滑減阻、穩定井壁等性能。但是，油基鉆井液的使用不僅使成本急劇增加，更會帶來嚴重的環境問題。因此，發展性能可與油基鉆井液相匹配的水基鉆井液成為高密度鉆井液的發展趨勢。

針對完鉆井深達8420m的超深探井川深1井，系統地介紹了水基鉆井液的多項關鍵技術，包括耐高溫高性能處理劑的研制和優選、鉆井液體系的構建及性能綜合評價，以及現場應用的技術關鍵點，包括應對特殊地層的鉆井液工藝，高溫下鉆井液性能維護方法以及固相控制的方法等。

1 超深井鉆井液技術難點

目前，高密度鉆井液體系性能的維護是深井鉆井液技術的難點[6]，歸結起來如下。①井溫高，對鉆井液抗溫性要求高。目前，使用磺化材料配制的三磺鉆井液可抗溫160～200℃[7]，需要進一步研究抗溫性更強的鉆井液處理劑。②加重材料的引入易提高鉆井液的黏度和切力，使鉆井液流變性變差；另外，加重材料易發生沉降，造成鉆井液密度不均。③地層壓力高且壓力系統多、壓力梯度懸殊。以川東地層為例，其一般壓力當量為1.0～2.0g/cm3，最高可達2.58g/cm3，存在4個壓力系統。這要求鉆井液具有良好的防黏卡性能[8]。④地質條件復雜，且超深井裸眼段長，裸眼段井壁失穩嚴重，需要根據不同地層特點嚴格控制鉆井液的密度、流變性、失水造壁性及抑制防塌等性能[9]。⑤超深井一般在淺井段使用φ444.5mm以上的鉆頭開孔，使得淺井段井眼大。這導致鉆井液由于環空返速低，存在攜巖能力不足的問題[10]。⑥碳酸鹽巖裂縫性氣藏的油氣層保護技術難題。由于地層裂縫在井下原始狀態下受地應力的作用，其寬度隨應力的變化而變化，所以在地面測得的巖心裂縫寬度與井下實際裂縫寬度有較大的差別，導致無法制定具體、針對性強的油氣層保護技術措施[11-14]。

川深1井是中石化西南油氣分公司部署在四川盆地川中隆起北部斜坡帶柏埡鼻狀構造的一口預探井，設計垂深為8690m，最終完鉆井深為8420m。該井鉆井目的是以震旦系燈影組四段為主要層位，兼探寒武系龍王廟組，探索儲層發育情況及含氣性。該井采用五級井身結構：φ720mm導管×20m+φ508mm套 管×910m+ φ365.13mm套 管× 4261.65m+φ273.1mm套 管×6880m+φ193.7mm套管×8059.50m+φ139.7mm套管×（7764.66～ 8420.00）m。該井先后使用了泡沫、空氣、鉀基聚磺、聚磺防卡及抗高溫耐鹽聚磺鉆井液。

該井二開井段910.00～2318.10m使用空氣鉆進，裸眼段長，井壁易發生坍塌、掉塊；另外，空氣鉆進后井眼大，鉆井液環空返速低，攜帶掉塊困難。2318.10～4264.00m使用水基鉆井液鉆進，氣液轉換后井壁黏土易吸水引起水敏性坍塌。千佛崖組易鉆遇高壓氣層，可能發生溢流。自流井組和須家河五段砂巖、泥巖和頁巖發育，易發生剝落掉塊，起下鉆中易出現遇阻卡現象。

該井三開井段雷口坡組和嘉陵江組的石膏層和膏鹽層長達1100m，鹽膏層易吸水導致井眼縮徑，同時會污染鉆井液，使鉆井液流變性及濾失性變差。茅口組鉆遇高壓油氣層，有發生井涌甚至井噴的風險，需提高鉆井液密度壓井。

四開鉆遇高壓鹽水及酸性氣體污染幾率大，及時快速處理鉆井液性能異常及污染是難點。龍馬溪組和洗象池組地層易發生掉塊。同時，地層溫度高達180℃，需要提高鉆井液處理劑的抗溫能力。

五開鉆入震旦系燈影組地層，地質資料少，井下風險高。燈影組四段地層裂縫較為發育，地層承壓能力偏低，巖性為白云巖，存在H2S和CO2等酸性氣體對鉆井液污染的可能。同時，白云巖易破碎垮塌，引起井壁失穩等復雜情況。五開井溫達190℃左右，提高鉆井液的抗溫能力和維護高溫流變性是五開的重點和難點。

2 鉆井液體系室內研究

在室內正交實驗的基礎上，確定了高密度抗高溫抗鹽聚磺鉆井液體系最優配方如下。

井漿+（5%～7%）KCl+（0.1%～0.2%）FA-367+（0.5%～1%）DSP-1+（5%～6%）SPNH+（5%～6%）SMP-3+（2%～4%）JM-1+4%RH-220+（3%～5%）RHJ-3+（2%～3%）QS-2+0.5%SP-80+（0.5%～1%）SMPFL+4%柴油+（1%～2%）SMS-H+（0.5%～1%） HPA

2.1 熱穩定性

分別測定高密度抗高溫抗鹽聚磺鉆井液在不同熱滾時間后的鉆井液性能，見表1。

表1 高密度抗高溫抗鹽聚磺鉆井液 高溫穩定性評價（190℃）

由表1可以看出，在190℃高溫作用下，隨著熱滾時間的增加，鉆井液的黏度、切力以及高溫高壓濾失量變化幅度非常小，具有良好的流變性和濾失造壁性，鉆井液熱滾72 h后的性能依然可以滿足常規鉆井要求，這說明該鉆井液具有良好的熱穩定性。

2.2 抑制性

選取奧陶系泥巖巖屑，對鉆井液的抑制性進行評價[13]。巖屑在優選配方鉆井液中的一次及二次熱滾回收率分別為94.76%及92.54%，遠大于清水的50.86%及39.58%。壓制巖心在優選鉆井液中16 h后的膨脹率為3.14%，低于清水中的5.09%。說明優選的鉆井液體系具有良好的抑制性能，可以抑制泥頁巖水化膨脹和分散，防止井壁失穩。

2.3 潤滑性

實驗測得該鉆井液的泥餅黏滯系數為0.052 35，因此泥餅潤滑性良好。鉆井液體系的極壓潤滑系數為0.22，因此該鉆井液的潤滑性良好。

2.4 沉降穩定性

鉆井液必須具有良好的懸浮穩定性和沉降穩定性。采用靜態沉降測試法評價鉆井液沉降穩定性，實驗結果見表2。實驗結果表明，鉆井液在190℃熱滾16 h后，靜止24 h及48 h后沉降系數在（0.50，0.53）區間內，且鉆井液上部無析水現象，整體無分層現象，這說明該鉆井液體系沉降穩定性好，具備良好的懸浮穩定性。

表2 鉆井液沉降穩定性評價（190℃、16 h）

2.5 抗污染能力

在優選出的鉆井液中，增加NaCl及CaCl2的含量，經過190℃老化16 h后測定鉆井液性能。結果見表3。由表3可知，隨著NaCl加量逐漸增大，最終達到飽和狀態，經高溫作用后鉆井液的流變性和濾失造壁性變化幅度不大，且鉆井液性能依舊符合使用要求，可見鉆井液抗NaCl能力可以達到飽和；當CaCl2加量在0.9%以內時，鉆井液的流變性和濾失性并沒有明顯的變化，但當加量達到1.2%時，鉆井液流變性發生較明顯的變化，表觀黏度和動切力有不同程度的降低，濾失量增大。因此，該鉆井液體系具有一定的抗CaCl2能力。

表3 鉆井液抗鹽能力實驗

3 現場應用

3.1 鉆井液的氣液轉換

該井二開井段為910.00～4264.00mm，其中910.00～2318.10m使用空氣鉆進，2318.10～4264.00m使用鉀基聚磺防塌鉆井液鉆進。該井在二開空氣鉆進段裸眼井段長，井壁上不存在泥餅的保護，地層孔隙與裂縫處于原始狀態。鉆井液進入后裸眼段井壁吸水膨脹，再加上鉆井液的沖刷，易發生井壁失穩；另外空氣鉆后井眼大且不規則、造成環空返速低，攜帶掉塊困難。因此，當空氣鉆井出現井內垮塌影響井內安全時及時轉換。空氣鉆井結束后先泵入油基潤濕反轉液，將井壁地層的潤濕性由親水變為憎水，后泵入高黏切防塌堵漏漿、鉀基聚磺防塌鉆井液，替漿完成后下鉆，繼續使用鉀基聚磺防塌鉆井液鉆至二開結束。由于井壁巖石潤濕性反轉，且后續鉆井液中加大了瀝青類防塌劑用量，提高了聚合物和鉀抑制劑的濃度，使鉆井液抑制防塌性變強，順利地鉆穿了該層。空氣鉆進階段前置液和替漿鉆井液（井漿）以及鉆井液鉆進井段使用的鉀基聚磺防塌鉆井液配方如下，其性能見表4。

油基潤濕反轉前置液 12 t潤濕反轉劑+15m3柴油+5 t乳化瀝青RHJ-3

井漿 300m3基漿（6%NV-1+0.6%Na2CO3）+ 209.5m3元壩鉆井液站轉運鉆井液+3%KCOOH+ 0.5%NH4-HPAN+0.5%KPAN+1.5%SPNH+2%SMP-2+0.8%PAC-LV+0.6%DS-301+0.2%FA367+ 0.2%XC+2%RHJ-3+0.2%NaOH+0.1%消泡劑XP-1+加重劑

鉀基聚磺防塌鉆井液 井漿+2%KCOOH（或KCl）+（0.2%～0.3%）FA-367（或DS-301）+0.3%NH4-HPAN+0.3%PAC-LV+1%SMC+1%JD-6+3%SMP-2+4%RSTF+（1%～2%）RH-220+3%RHJ-3+ 0.5%KPAN+0.2%QS-2+0.2%OP-10

由表4可見，整個二開施工中井內正常，起下鉆暢通，鉆井液性能控制優良，測井和下套管順利。

3.2 特殊地層的處理

3.2.1 高壓地層

1） 二開千佛崖組和自流井組鉆遇高壓氣層。二開鉆至井深2849.92m鉆遇高壓氣層，地層千佛崖組，關井循環壓井，井漿循環加重，鉆井液密度由1.65g/cm3提高至1.98g/cm3，后鉆至井深3258.85m，循環加重至2.05g/cm3壓穩氣層。所用鉆井液配方如下。

0#水+8%鈉膨潤土+0.2%純堿

1#0#+20%膠液（水+0.1%NaOH+5%SPNH+ 5%SMP-2）+重晶石

2#0#+20%膠液（水+0.1%NaOH+8%SPNH）+ 重晶石

3#0#+30%膠液（水+0.1%NaOH+8%SPNH）+ 重晶石

從表5可以看出，3#配方流變參數最低，且濾失量滿足要求，因此選擇3#配方作壓井重漿。

表5 二開壓井重漿優選

2） 三開茅口組鉆遇高壓油氣層，進入茅口組前把鉆井液密度提高到1.85g/cm3。為了防止提高密度后鉆井液黏度和切力過高，合理控制鉆井液膨潤土含量，隨著密度的提高，逐步降低膨潤土含量，當鉆井液密度不大于1.93g/cm3時，控制膨潤土含量小于20g/L；當鉆井液密度大于1.93g/cm3后，逐步降低膨潤土含量至低于15g/L。加重采取邊循環邊加重的方式，三開循環加重至2.10g/cm3，鉆井液性能都沒有明顯變化。

3.2.2 鹽膏層及酸性地層

雷口坡組和嘉陵江組五、四段鉆遇大段石膏、鹽巖層。應對鹽膏層的鉆井液技術措施為：①提高鉆井液的密度，減少膏鹽地層蠕變造成縮徑并壓穩鹽水層；②控制合理的膨潤土含量和固相含量；③加足抗膏鹽處理劑（SMP-2、SPNH、磺酸鹽降濾失劑等），全井段嚴格控制API濾失量不大于4mL，高溫高壓濾失量不大于12mL；④加入高堿比分散劑膠液，維持pH值不低于10。具體性能見表6。

表6 鹽膏層鉆井液性能

酸根污染在川東北地區普遍存在。酸根污染的對策有以下幾個方面。①二氧化碳污染加入適量的石灰水或高堿比的CaCl2溶液進行處理，將鉆井液中Cl-濃度保持在35 000～40 000mg/L之間，鹽水鉆井液抗污染能力較強；②硫化氫污染加入除硫劑（堿式碳酸鋅）清除；③適當提高鉆井液密度，杜絕或減少酸性氣體進入井筒；④使用優質降濾失劑和降黏劑，穩定鉆井液性能。

3.2.3 破碎地層

針對易發生井壁失穩的破碎地層，采取的鉆井液技術措施為：①提高鉆井液密度，保證力學防塌；②提高瀝青、納米封堵材料用量，加入聚胺和鉀抑制劑提高化學防塌能力；③適當提高鉆井液的黏度和切力，增強體系的防塌和攜砂能力；④加入潤濕反轉劑，降低巖石表面親水性；⑤適當提高鉆井液的含油量。

四開鉆遇易垮塌地層龍馬溪組和洗象池組，使用了可抗溫180℃的聚胺抑制劑，加量為1.5%。聚胺的加入減少了掉塊的產生，穩定了井壁。鉆井過程中，將膨潤土含量控制在14～20g/L。五開側鉆過程中為減少掉塊，防止出現卡鉆風險，加入（5%～7%）KCl，Cl-含量不低于25 000mg/L； K+含 量 不 低 于15 000mg/L。使 用KOH代 替NaOH，同時起到調節pH與增強鉆井液的防塌能力的作用。加入了1%聚胺提高鉆井液的防塌抑制能力。將鉆井液的漏斗黏度提高至64～85 s，動切力提高至8～13 Pa，穩定井壁的同時強化井眼凈化能力。

3.2.4 易漏地層

川東北地區各區塊都存在井漏，河壩和元壩地區較為突出。漏失主要為地層裂縫發育漏失、高密度下壓差漏失和產層漏失。處理井漏思路有3種：①封堵漏失通道，即堵漏；②消除或減少井筒和漏層之間存在的正壓差；③提高鉆井液在漏失通道內的流動阻力。

對滲透性漏失或者裂縫性漏失，可調整鉆井液性能，適當降低鉆井液密度，提高鉆井液的黏度和切力；同時強化鉆井液的封堵能力，四開井段使用了抗高溫隨鉆堵漏劑、 超細CaCO3等封堵材料，輔以鉆井液防塌封堵劑RHJ-3。五開側鉆井段加入（3%～5%）磺化瀝青、 （3%～5%）RHJ-3、（3%～5%）超細CaCO3、 （0.3%～0.5%）成膜劑CMJ-1、 （1%～2%）納米SiO2，以強化鉆井液的封堵能力。

3.3 鉆井液的維護

3.3.1 流變性及失水造壁性維護

川深1井預計完鉆井底溫度高達190℃，提高鉆井液抗高溫能力的對策為：①優選抗高溫處理劑，處理劑用量達設計上限，高密度鉆井液優選出的處理劑見表7。②鉆井液的膨潤土含量控制在設計中高限。③定期進行熱滾實驗，隨時掌握鉆井液的高溫性能，根據高溫性能及時加入處理劑調節。④加入表面活性劑提高體系抗高溫能力。⑤檢測鉆井液高溫高壓流變性，根據檢測結果指導處理。

表7 優選出的抗高溫處理劑

高密度鉆井液流變性及失水造壁性維護總的原則是：降低濾失量，在保證井眼凈化下盡量降低鉆井液黏度和切力（動塑比在0.36～0.48 Pa/mPa·s之間）。使用以下手段有助于維護鉆井液流變性及失水造壁性的穩定。①如鉆井液增稠，可向其中加入一定量降黏劑（如磺化單寧）；如鉆井液減稠，可向其中補充2%～3%膨潤土漿。②對處理劑進行優選，在不同井段中優選出抗溫性強的處理劑。③通過合理使用固相控制設備及聚合物絮凝劑，減少固相含量。表8中的加重鉆井液通過混入聚合物膠液，維持了流變參數的穩定并且降低了濾 失量。

表8 加重鉆井液穩定性評價

3.3.2 密度維護

現場使用密度不低于4.20g/cm3，且黏度效應低的重晶石粉，確保入井重晶石粉的質量。加重時邊循環鉆井液邊加重，且不加入干粉，以在循環時加入高密度低黏度低切力的優質高密度鉆井液的方法，不但穩定了密度，又使流變性得到控制。川深1井四開井段密度控制情況見表9。

表9 川深1井四開井段密度控制情況

該井四開鉆井液配方為井漿+（5%～7%）KCl+ （0.1%～0.2%）FA-367+（0.5%～1%）DSP-1+（5%～6%）SPNH+（5%～6%）SMP-3+（2%～4%）JM-1+ 4%RH-220+（3%～5%）RHJ-3+（2%～3%）QS-2+ 0.5%SP-80+（0.5%～1%）SMPFL+4%柴油+（1%～2%）SMS-H+（0.5%～1%）HPA

該井五開鉆井液配方為2%鈉膨潤土+2%凹凸棒土+（1.0%～1.5%）RHPT-2+2.0%SMS-H+（5%～ 7%）SMP-3+（5%～7%）SPNH+（1%～1.5%）HPA+ （1%～2%）CMJ-1+（3%～5%）RHJ-3+（2%～3%）納米SiO2+（3%～5%）RH-220+5%KCl+0.2%SP80+（3%～5%）超細碳酸鈣，實鉆鉆井液性能見表10。

表10 五開鉆井液性能

3.3.3 膨潤土含量與固相的控制

為防止加重后鉆井液黏度和切力過高，應合理控制高密度鉆井液膨潤土含量在15～20g/L范圍內，隨著密度的提高，逐步降低膨潤土含量，見圖1。

圖1 鉆井液密度與固相含量及膨潤土含量關系

進行固相控制的目的主要是降低鉆井液的塑性黏度，提高機械鉆速。固相控制可以從鉆井液處理劑及固控設備2個角度著手進行。向鉆井液中加入FA-367、NH4HPAN、DS-301等聚合物，絮凝有害固相，加強四級固控設備的使用和維護，及時清除有害固相，將鉆井液中固相含量和含砂量維持在較低水平。對固控設備，主要得出了以下工程經驗。①全井段振動篩使用率達純鉆時間的100%，淺井段使用120～150目篩網，井下動力鉆進井段使用150～180目篩網，深井段使用150～180目篩網。定期維護保養，及時檢查更換篩布，保證正常使用。②除砂、除泥清潔器使用180～200目篩網，使用率達純鉆時間的100%，降低鉆井液中有害固相含量和含砂量；必要時配合離心機使用，控制鉆井液密度及膨潤土含量。③經常清掏鉆井液循環槽及定期放沉砂罐。④定期對固控設備進行維護保養，以提高設備的利用率。⑤定期檢查維護加重泵、循環管線、攪拌機，保證正常運轉。

3.4 保護油氣層的鉆井液技術措施

由于在鉆井過程中鉆遇若干油氣層，因此要盡可能保護油氣層，防止近井壁的油氣層受到損害，該井應用的保護油氣層的鉆井液技術措施有以下幾方面。①鉆進中隨時了解地層情況和井下實際情況，及時調整鉆井液密度和其他性能，以達到近平衡壓力鉆井，從而保護油氣層。②嚴格控制鉆井液密度，防止鉆井液壓漏地層，損害油氣層。全井段嚴格控制API濾失量及高溫高壓濾失量，減少鉆井液濾液對地層的污染。加強固相控制，最大限度地利用好固控設備，盡可能降低鉆井液中無用固相含量。③實施屏蔽暫堵，在目的層井段利用鉆井液中已有的固相粒子，同時加入酸溶性的與油氣層孔喉大小相匹配的架橋粒子QS-2、填充可變形封堵粒子RHJ-3，對油氣層實施屏蔽暫堵保護；井場儲備不同粒度酸溶防漏堵漏材料，防止井漏和減小鉆井液對產層的損害。④鉆遇漏失井段適當減少排量，提高鉆井液的黏度和切力，接單根時提起鉆具再停泵，接好單根再緩慢開泵，泵壓穩定再緩慢下放鉆具到井底，下鉆最好分段循環鉆井液，以減少壓力激動。⑤配合工程上提高機械鉆速，降低非生產時間，減少鉆井液對油氣層的浸泡時間。

4 結論

1.優選出的聚磺鉆井液體系常溫流變性良好，API濾失量及高溫高壓濾失量分別為3.0及9.8mL，可抗溫190℃，泥巖滾動回收率為94.76%，12 h后線性膨脹率為3.14%；泥餅黏附系數及潤滑系數分別為0.052及0.22；靜態沉降系數為0.5；體系可抗30%NaCl，抗0.9%CaCl2。

2.空氣鉆進后，氣液轉換前先泵入油基潤濕反轉液，改變地層潤濕性。遇高壓油氣層，應逐步提高鉆井液密度并控制膨潤土含量。遇酸性地層，應穩定鉆井液pH值在10左右；在膏鹽地層鉆進必須控制較低膨潤土含量，保持在18～22g/L，嚴格控制鉆井液濾失量及pH值。同時，可提高鉆井液Cl-含量至35 000～40 000mg/L以抗鹽侵及抗高溫。遇破碎地層，須提高鉆井液密度、黏度切力及抑制防塌能力，可加入1.0%～1.5%聚胺，或提高K+濃度。遇易漏地層，應嚴格控制密度，適當減少排量及提高黏度和切力，可加入合適粒徑的封堵材料進行屏蔽暫堵或加入防塌封堵劑。

3.通過加入降黏劑或補充膨潤土漿的方法調整鉆井液的黏度和切力。為穩定井壁同時防止鉆井液污染地層，全井應控制API濾失量不大于4mL，高溫高壓濾失量不大于12mL。在深井段，向鉆井液中混油，并加入3%以上極壓潤滑劑JM-1、RH-220以提高鉆井液潤滑性。