南堡3-81井四开钻井液技术

王维，赵永光，李战伟，邓威，吴亚春，王慧丹

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发建设项目部，河北 唐山 063200；2.中国石化中原石油工程有限公司钻井一公司，河南 濮阳 457001）

南堡3号构造位于冀东油田南堡凹陷的南部，中深部储层埋藏深度在4 000 m以上，油气显示好，且含有CO2气体；古近系东营组、沙河街组含有大段硬脆性泥岩，黏土矿物含量高，且以无序伊蒙混层为主，水化膨胀性强，易井壁失稳；地层的地温梯度高达3.66～4.05℃/100 m，对钻井液抗温性要求极高。南堡3-81井是南堡3号构造的一口重点预探井，为五开三段制定向井，完钻井深6 066 m，四开井段4 384～5 939 m。由于四开钻进中油气显示好、中完井深深、裸眼段长、井底温度高、施工时间长等工程地质因素，出现了气侵、CO2污染、钻井液高温增稠、井壁失稳、摩阻扭矩大等复杂情况，导致钻井施工难度增大。现场通过采取相应的钻井液技术措施，确保了该井四开顺利完成。

1 地质概况

南堡3-81井四开主要钻遇东营组部分东三段、沙河街组沙一段、沙二+三段和寒武系部分徐庄组地层，井段分别为 4 384～4 429，4 429～4 541，4 541～5 895，5 895～5 939 m。东三段以深灰色泥岩为主；沙一段为浅灰色细砂岩、灰色泥岩互层；沙二+三段为（浅）灰色细砂岩、（深）灰色泥岩、含砾不等粒砂岩、砂砾岩互层；寒武系徐庄组以紫红色、灰色含灰泥岩为主，该层属于寒武系过渡层，钻穿紫红色泥岩即可判定四开中完。

2 钻井液技术

南堡3-81井四开裸眼段长1 555 m，全井段为稳斜段，最大井斜角27°，中完井底位移2 043.58 m，垂深5 486.5 m。钻井液应具备较强的井壁稳定性、高温稳定性、抗污染能力和润滑防卡能力，还应有较好的携带性和井眼清洁能力，确保四开钻井任务能够优质、高效、安全地完成。

2.1 配方和维护措施

2.1.1 钻井液体系选择

四开选用KCl抗高温钻井液体系，是由于该体系具有较强的抑制封堵能力、低滤失性和较好的抗温性，能兼顾深层泥岩井壁稳定。

2.1.2 钻井液配方

四开钻井液配方如下：（7%～8%）KCl抑制剂+（0.2%～0.3%）BZ-BBJ包被剂+（1.5%～2.0%）SD-101 降滤失剂+（1.5%～2.0%）KJAN-I降滤失剂+（2%～3%）BZ-YFT封堵剂+（0.1%～0.2%）BZ-HXC流型调节剂，加入烧碱，调整pH值为9.0～9.5。

2.1.3 维护措施

1）流型调整。四开配浆时，严格控制钻井液中膨润土质量浓度在30～40 g/L，保证钻井液流变性能的稳定；钻井液密度选择1.42 g/cm3，漏斗黏度在80 s以上，防止大排量套管鞋附近冲刷成大肚子井眼。钻进过程中，在胶液中补充流型调节剂以调整钻井液流型，确保钻井液动塑比在 0.35 Pa/（mPa·s）以上，动切力不低于10.0 Pa，初切力不小于3.0 Pa，且具有较好的触变性，有利于岩屑携带和悬浮。

2）防塌处理。补充胶液时，按照配方比例加入降滤失剂、抑制剂、封堵剂。控制钻井液中KCl加量在7%以上，封堵剂加量在2%以上，高温高压失水量10.0 mL，如果失水量增加，适当提高胶液中的降滤失剂加量。其中，降滤失剂和封堵剂具有很好的造壁性和改善泥饼质量的能力，可有效减少滤液进入地层，KCl可以较好地抑制泥岩水化分散。

3）防卡处理。钻井前期以固、液体润滑剂搭配，后期摩阻扭矩增大后，则混入原油增强钻井液的润滑性；按配方补充封堵剂，确保良好的泥饼质量；振动筛筛布选用120～150目，固相体积分数增高时，及时补充聚合物类包被剂，包被清除细微固相颗粒，开动离心机清除无用固相，保持钻井液清洁，性能稳定，降低钻井风险。

4）防漏处理。随钻补充超低渗处理剂和细目碳酸钙，确保加量在2%以上，以充填泥岩裂缝，再配合封堵剂充填微裂缝，可以较好地在井壁周围形成致密封隔层，达到预防井漏的效果。

5）高温维护。现场应用抗盐抗高温处理剂进行钻井液的配制和维护，进入高温井段后及时补充除氧剂Na2SO3，以配制成胶液的形式，来提高钻井液的护胶能力。在钻井液长时间老化后，配制新钻井液更换老钻井液，从而降低钻井液中的固相体积分数，提高钻井液的稳定性。

2.2 气侵及CO2处理

该井四开钻进至4 519 m开始出现气体显示，至井深4 584 m全烃体积分数一直维持在15%左右，钻井液密度从1.42 g/cm3逐步提至1.50 g/cm3。钻进至井深5 276 m，全烃体积分数最高至100%，钻井液密度再次提高到1.55～1.56 g/cm3，密度提高后可以有效阻止地层气体进入井筒。气侵过程中点火2次，并伴有CO2污染，在5 451～5 594 m井段先后出现4次CO2气侵，HCO3-质量浓度最高达17 907 mg/L，导致钻井液黏度、切力异常升高，流变性变差，钻井开泵困难。

2.2.1 措施制定

钻井过程中，钻井液受到CO2气体的污染。根据钻井液 pH 值的不同，CO2会以 H2CO3，HCO3-和 CO32-这 3种形式存在。通常CO32-质量浓度小于2 400 mg/L时，对钻井液性能不会产生影响[1]。由于使用一般钻井液处理剂或稀释剂无法有效清除 H2CO3，HCO3-和 CO32-[2-3]，所以现场选用生石灰进行处理，效果相对较快。

2.2.2 现场处理

现场根据测出的HCO3-，CO32-质量浓度，计算出生石灰的用量。将生石灰配制成10%～20%的胶液，以细水长流的方式补充进钻井液中，并补充烧碱提高钻井液的pH值在10.0以上，钻井液性能明显好转 （见表1）。待恢复钻进后，随钻补充0.2%生石灰，以防止新的污染发生。

表1 5 580 m CO2污染处理前后钻井液性能

2.3 高温处理

该井四开侧钻钻进至5 422 m，钻井液出现高温增稠，主要有黏度切力异常升高、钻井停泵憋泵、测试钻井液性能时六速旋转黏度计不归零等现象。现场分析是由于四开作业时间长、井底温度高、滤液矿化度高导致钻井液的抗温性和抗温稳定性下降，性能出现恶化。通过改进钻井液配方和优化工艺措施，钻井液性能逐步好转。

2.3.1 处理方案优化

为了提高钻井液的抗温性和抗温稳定性，现场通过试验确定了3种配方。

1#：原井浆+0.3%PAMS-601+0.3%DSP-2+（2%～3%）SD-201。

2#：4%膨润土+6%KCl+0.3%PMAS-601+0.3%DSP-2+3%SD101+3%KJAN+3%白油+0.5%Na2SO3+3%YFT+0.2%HXC+（3%～5%）液体润滑剂。

3#：4%膨润土+4%SD101+4%SD201+0.1%PAMS-601+0.1%DSP-2+0.5%Na2SO3。

改进后的钻井液维护措施包括：1）更换钻井液用膨润土粉，选用高温水化分散能力弱的原矿土，原矿土未经提纯和改型处理，纯度低，具有在高温水基钻井液中延迟分散的特性，可以有效防止黏土端面钝化，能持续为钻井液提供活性黏土粒子，作用时间长；2）降低钻井液的总矿化度，减少高温、高矿化度条件下处理剂的盐析效应，并用3%有机盐BZ-WYJ配合6%KCl提高钻井液的抑制性，有效提高钻井液的护胶能力；3）及时补充钻井液中的自由水，减小自由水缺失对钻井液流变性的影响[4]；4）每班开启离心机 1～2 个循环周，及时补充抗温抗盐提切剂，并定期掏清循环罐，放掉部分老浆更换新浆，以确保及时清除微小颗粒，有效控制固相粒子分散度[5]，维护钻井液稳定。

2.3.2 现场处理

现场采取以上处理方案，分3个井段使用了以上3种配方，钻井液性能见表2。

5 422～5 590 m井段使用1#配方，在原来钻井液基础上，优选了PAMS-601和DSP-2处理剂，钻井液抗温性有所增强，但憋泵现象未消失。

5 590～5 728 m井段使用2#配方，新配钻井液280 m3，更换全井钻井液，新配钻井液性能良好，但经井底高温循环后，处理剂快速失效，钻井液明显增稠，流动性变差。

5 728～5 939 m井段使用3#配方，通过减少钻井液处理剂种类、提高单剂的抗盐和抗温性以及采取优化工艺措施，同时补充除氧剂Na2SO3提高钻井液的热稳定性，并以3#配方逐步更换全井钻井液，性能逐渐好转，施工情况也好转，处理后的钻井液190℃老化64 h性能稳定（见表3）。

表2 5 422～5 939 m井段钻井液性能

表3 5 939 m处的钻井液性能

2.4 井下复杂情况及处理

2.4.1 卡钻

四开钻进至5 612 m发生卡钻，在井深5 396 m填塞侧钻，选用钻具组合为牙轮钻头+直螺杆+2°弯接头，分2趟钻侧钻成功。侧钻过程中，以石墨、白油、低荧光润滑剂提高钻井液的润滑性，同时在起钻过程中针对4 600～4 380 m遇阻井段打入稠塞，防止此井段卡钻。分析卡钻的原因有：1）处理气侵及CO2污染时，钻井液无用固相体积分数增加，泥饼虚厚，摩阻扭矩增大，实钻中，扭矩从5 078 m的22～26 kN·m增大至5 612 m处的39 kN·m，蹩停顶驱；2）长时间处理气侵和CO2污染，钻井液滤失量变大，造成东三段泥岩出现掉块，卡死稳定器。

2.4.2 起下钻困难

侧钻成功后，在钻进至5 600 m以后，每趟钻前2～3柱需倒划眼起出，起钻抽吸严重。下钻在多个井段有遇阻卡现象，钻进至5 881 m最大扭矩达到46 kN·m，直至中完，整个施工过程中，伴有起下钻困难、蹩停钻具现象。

原因分析：1）钻井液固相体积分数高。钻进过程中，固相体积分数从22%增加到32%，高温使黏土固相高度分散，固相两级分化严重，导致钻井液固相难以及时清除，泥饼虚厚，摩阻扭矩大[6]。2）井壁剥落掉块。 由于长时间渗流切割作用及大温差作用，上部井眼出现周期性垮塌[7-9]，而且沙河街组沙二+三地层在 5 540～5 750 m以砂砾岩和泥岩互层为主，易形成“糖葫芦”井眼，再加上钻井液抗温性差，钻井液长时间在井内滚动滤失量逐渐增大，导致井壁有剥落掉块现象，掉落井底不易携带出来，反复破碎，造成扭矩增大。3）井径不规则。上部裸眼段由于长时间的水力冲刷，以及低钻时井段多，极易出现不规则井径。

2.4.3 处理措施

主要包括以下6方面：1）提高钻井液的抑制性，有机盐BZ-WYJ和KCl配合使用，防止因化学不平衡造成水化坍塌；2）加强钻井液的封堵性[10-11]，加入 2%高软化点阳离子乳化沥青，防止井壁进一步失稳，并改善泥饼质量；3）随着摩阻扭矩增大，逐渐加入原油，提高含油量到7%～8%；4）打入稠塞，及时将井底掉块携带出来；5）起钻前在井底打入高浓度封闭浆，配合做好起钻操作，每次起钻前开泵倒划眼起出，防止拉力过大造成卡钻[12]；6）起钻到井眼不规则井段打入稠塞，防止再次下钻卡钻。

2.5 四开完井分析

2.5.1 井径

该井四开平均井径扩大率为14.54%（见图1），不规则的井段主要有套管鞋以下井段、侧钻井段和砂砾岩井段。分析这3个井段井径极不规则的原因，主要包括：1）四开起下钻频繁撞击裸眼段井壁；2）钻井液恶化后滤失量高，造成井壁失稳掉块；3）侧钻井段控制钻时导致长时间冲刷井壁；4）砂砾岩研磨性强钻时慢。

图1 四开井径扩大情况

2.5.2 高温条件下的完井作业

中完后更换不同钻具组合通井5趟。此时，钻井液高温性能稳定，井眼清洁，起下钻顺畅。测井前打入封闭浆65 m3，主要分2段封闭井底和上部不规则井段。封闭浆配方为1%小球+2%石墨+1.5%KJAN+1%乳化沥青+0.5%DSP-2+2%白油，增加润滑性的同时，适当增加封闭浆的抗温性。共下测井2趟，全部一次成功。本井为尾管悬挂固井，套管顺利下至设计井深，封固段长达1 813 m，固井施工顺利，质量合格。

3 结论

1）南堡3-81井四开实践表明：钻井液的抗温性和高温稳定性提高后，黏度、切力、滤失量以及其他性能明显好转，井下复杂情况也逐步减少。

2）在南堡3号构造深井、高温井段钻井作业时，钻井液首先应具备良好的抗温性和高温稳定性，以减少高温对钻井液整体性能的影响；其次是提高钻井液的防塌性、润滑性和抗污染能力等性能，确保钻井液各项性能稳定，抗污染能力强，才能有效确保超深井钻井工作顺利进行。

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