松辽盆地大陆科钻二开段大井眼钻井液技术

郑文龙，乌效鸣，黄聿铭，王稳石，吴 笛，黄 河

(1.中国地质大学(武汉)工程学院，湖北武汉 430074；2.岩土钻掘与防护教育部工程研究中心，湖北武汉 430074；3.中国地质科学院勘探技术研究所，河北廊坊 065000)

松辽盆地大陆科钻二开段大井眼钻井液技术

郑文龙1，2，乌效鸣1，2，黄聿铭3，王稳石3，吴 笛1，2，黄 河1，2

(1.中国地质大学(武汉)工程学院，湖北武汉 430074；2.岩土钻掘与防护教育部工程研究中心，湖北武汉 430074；3.中国地质科学院勘探技术研究所，河北廊坊 065000)

CCSD－SK2井是一口钻穿松辽盆地白垩纪陆相沉积地层的中国大陆科学钻探井。二开段先以216mm口径钻至2806.20m，然后进行444.5mm口径扩孔。泥页岩地层大井眼钻进过程中粘土矿物含量高且易造浆，砂砾岩层渗透性强易粘卡，井壁稳定控制与钻屑携带难度大。选用了钾铵聚合物钻井液体系和聚磺钻井液体系，通过正交实验确定了钻井液配方。将钻井液控制在合适的密度、较低的失水量以及较强的封堵性，有效实现了井壁稳定；保持适当的环空返速、较高的动塑比以及定期打稠塞举砂等措施，有效实现了井眼净化。1086.45m～1147.56m与1182.74m～1256.01m井段累计收获岩心130.90m，取心率达到97.41%，平均机械钻速为0.84m/h；最终顺利钻至2806.20m。

松辽盆地 科学钻探 大井眼 钻井液 井壁稳定 携岩

Zheng Wen-long，Wu Xiao-Ming，Huang Yu-Ming，Wang Wen-shi，Wu Di，Huang He.Drilling fluid technology app lied in a large hole of the second spudding of the scientific drilling well in the Songliao basin[J].Geology and Exploration，2016，52(5):0931－0936.

大陆科学钻探是人类探索地球奥秘的最直接途径，被誉为深入地球内部的“望远镜”(许志琴，2004)。我国作为国际大陆科学钻探计划的发起国之一，已经在中国大陆地区实施了江苏东海县大陆科钻工程(CCSD)、青海湖环境钻探工程(CESD)、汶川地震断裂带科学钻探工程(WFSD)以及白垩纪松辽盆地资源与环境深部钻探工程(CCSD－SK)等(王达，2002；李之军等，2009；苏德辰等，2010；张金昌等，2010)。目前正在施工的松辽盆地科学钻探工程松科2井东孔为我国第一口钻穿白垩纪陆相沉积地层的大陆科学钻探井，也是继前苏联科拉超深井(12262m)和德国KTB超深井(9101m)等科钻井之后我国第一深科学钻探直井，设计井深6400m(郑文龙等，2015)。该井的实施将对于开展白垩纪沉积环境和气候研究、实现油气勘探新突破、提升深部钻探技术具有重要意义(邹长春等，2016)。

作为钻井工程的一部分，钻井液在确保安全、快速钻进等方面具有重要的作用(代国忠等，2010；胡继良等，2012；郑文龙等，2015)。针对不同的钻进工艺及地层情况，钻井液设计及性能调整各不相同(张培丰等，2008；张培丰，2012；张统得等，2012；代国忠等，2014)。

松辽盆地徐家围子地区开采井多在4000m以内，地层稳定性差且地温梯度高达4.1℃/100m(孔凡军等，2005)。以往使用过多种钻井液体系，如有机硅钻井液、硅酸盐钻井液、甲酸盐钻井液、油包水钻井液等，虽取得了较好的钻进效果，但是普遍存在成本较高的现象(石德勤等，2002；毛伟汉等，1997；王波等，1997)。尤其是对于超深井而言，井身结构复杂且钻进周期长，大口径钻进过程中普遍存在环空返速低，钻井液处理量大且井眼清洁及固相含量控制困难等实际情况(王树永等，2007；薛建国等，2008)。

二开段将钻穿嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组及登娄库组上部。地质设计显示，泉二段顶部存在断层等复杂地质条件，围岩坍塌应力大；青山口组湖相沉积地层，灰绿色页岩发育，易发生剥落坍塌，井漏、划眼等复杂情况发生的几率较高(侯杰等，2015；李瑞营等，2015)。

1 井身结构与钻进工艺

CCSD－SK2设计井深为6400m，属于超深井，井身结构如表1所示。其中，一开以444.5mm口径成孔，再以660mm钻头扩孔至450m，下Φ508mm套管固井；二开先以216mm成孔，期间于1074m～1134m(嫩江组一段)及1185m～1245m(嫩江组二段)井段进行取心钻进，之后采用444.5mm钻头扩孔至2806.20m，下Φ340mm套管固井；三开以后采取“同径取心，一次成孔”的钻进方案进行连续取心。岩心直径要求不小于90mm，全井平均岩心采取率不低于95%。在综合比较各类取心钻具性能优缺点后，最综选择了勘探技术研究所自行研发的KT－298型号单动双管取心钻具进行取心工作，驱动方式为转盘＋螺杆钻具复合驱动。

表1 井身结构与套管规格Table 1 Well structure and casing size

2 钻井液技术难点

二开施工顺序为：先以216mm成孔，完成设计取心任务后再以444.5mm扩孔。扩孔深度在国内首次超过2800m，尚无经验可借鉴。在充分考虑成井工艺、扩孔难度、地质构造、地层特性等因素后，确定该井钻井液技术难点主要有：

(1)小口径216mm成孔阶段，上部一开套管直径为508mm。上下两部分井段井径相差悬殊，不同井段的泥浆返速相差较大，如何实现钻屑顺利返排至关重要。

(2)地层粘土矿物含量高，造浆能力强，流变性调整困难。嫩江组及泉四段、登娄库组下部的泥岩粘土矿物含量达到60%以上，水敏性强，钻进过程中易水化分散，导致粘切急剧上涨，造成钻井液固相污染严重。钻井液处理量大，尤其是粘切高时，固相控制难度大。

(3)泉四段存在断层破碎带，长时间大井眼钻进过程中，发生掉块、垮塌的风险大，井眼难以保持稳定，且存在掉块卡钻风险。

(4)部分层段夹杂强渗透砂砾岩，在压差作用下易形成虚厚泥皮，容易导致起下钻困难和粘附卡钻。

(5)先导孔的存在导致后续扩孔阶段井壁失稳的风险大。井径大且裸眼段长，前期成孔过程中钻井液滤液侵入地层导致围岩强度下降，在扩孔阶段极易发生剥落掉块。此外，初次成孔形成的泥皮在扩孔时被破坏，在钻具扰动及液流冲击作用下进一步分散，导致无用固相急剧增大。

3 钻井液体系与配方的确定

为有效解决上部地层造浆引起的流变性能恶化及大井眼快速钻进条件下携岩困难的问题，选用了具有强絮凝能力和良好剪切稀释性的低固相聚合物钻井液体系；为应对泥页岩水化剥落、坍塌的问题，采用了具有良好封堵防塌能力的聚磺钻井液体系。其中，聚磺钻井液是由聚合物钻井液转换而来，即在聚合物钻井液的基础上添加部分磺化材料，并补充聚合醇、FT－1、QS－2等封堵性粒子，即可达到良好的防塌与抗温效果。

3.1 钾铵聚合物钻井液配方设计及性能评价

选择KPAM、NH4HPAN、CMC－LV作为主要处理剂进行正交实验。其中KPAM作为絮凝包被剂，能对钻屑起到良好的絮凝、包被作用，可有效防止钻屑进一步分散；NH4HPAN作为聚合物降失水剂，兼具一定的降粘效果；CMC－LV作为降失水剂，兼具一定的提粘效果。部分正交试验数据如表2所示。

表2 聚合物钻井液配方正交实验Table 2 Orthogonal tests of polymer drilling fluid formulation

续表2Continued Table 2

由上表可知，三种处理剂中，KPAM对粘度影响的极差值R最大，说明其对粘度影响最大；CMCLV对失水量影响的极差值R最大，说明其对失水量的影响最大。综合考虑流变性与失水量等性能，确定配方9＃为最优配方。在此基础上继续加入重晶石粉，将密度调整至设计密度1.15g/cm3，此时钻井液大致配方为：4%NV－1＋0.24%Na2CO3＋0. 1%NaOH＋0.3%KPAM＋0.6%NH4HPAN＋0.5% CMC－LV＋重晶石粉，记为10＃。配方10＃在室温下的主要性能见表3。

表3 聚合物钻井液配方10＃基本性能Table 3 Parameters of polymer drilling fluid formulation 10＃

此外，为进一步评价该配方的抑制性，分别进行了膨胀量测试与泥页岩滚动回收试验。所用样品为井深1285m左右的钻屑，其矿物组分大致为：伊蒙混层占65%，绿泥石占5%，伊利石占5%，非粘土类矿物(石英、长石等)占25%。在相同的试验条件下，清水与钾铵聚合物钻井液的热滚回收率分别为36.2%与76.8%；24h线性膨胀百分比分别为32. 5%与12.5%。说明该钻井液具有较好的抑制钻屑水化分散的能力。

3.2 聚磺钻井液配方设计及性能评价

在钾铵聚合物钻井液配方的基础上，通过添加QS－2、FT－1等材料提高泥浆的封堵能力，实验结果见表4；补充适量的RH－30作为润滑剂以提高润滑性并消泡，实验结果见表5；添加SMC、SMP等磺化材料以进一步控制失水量，并提高其抗温能力。

表4 FT－1与QS－2对流变性和失水造壁性能的影响Table 4 Influence of FT－1 and QS－2 on rheology and wall building properties

由表4可知，FT－1与QS－2的加入对流变性影响不大，但均具有一定的降失水能力。这是因为，二者都能改善泥浆中固相颗粒的粒径级配，实现物理性封堵以提高造壁能力；QS－2作为刚性颗粒，在造壁过程中起到骨架作用；FT－1良好的压缩变形能力和一定的吸附能力，使得造壁性能得到进一步改善。两者加量在2%时均可实现良好的降失水效果。

润滑剂RH－30为复合类型的润滑剂，主要成分包括矿物油，以及斯盘80、十二烷基苯磺酸钠、OP －10等表面活性剂，能显著改善泥浆的润滑性能。

表5 润滑剂RH－30对润滑性能的影响Table 5 Influence of different adding amounts of RH－30 on lubricity

由表5可知，当润滑剂RH－30的加量增大至2%时，钻井液已达到良好的润滑效果，再提高其加量对润滑性能也没有更大提升，所以选定RH－30的加量为2%。

为提高钻井液的抗温能力，补充SMC、SMP等磺化材料。实验发现，当SMC与SMP的加量分别为2%时即可实现抗120℃的能力，实验数据见表6。此时钻井液配方为4%NV－1＋0.24%Na2CO3＋0.1%NaOH＋0.3%KPAM＋0.6%NH4HPAN＋0. 5%CMC－LV＋2%FT－1＋2%QS－2＋2%RH－30 ＋2%SMC＋2%SMP，记为11＃。

表6 聚磺钻井液配方性能表Tab le 6 Parameters of polysulfonate d rilling fluid formulation 11＃

由上表可知，聚磺钻井液流变性能良好，失水量较低；在120℃条件下加热滚动后粘度略降；失水量略微增加；总体性能变化不大，考虑到井底预计温度在120℃以内，所以该配方满足抗温要求。

4 现场应用

(1)成孔阶段

二开开钻时，首先放掉一部分钻水泥塞时受污染严重的井浆，然后补充NaHCO3以清除泥浆中游离的钙离子。通过补充0.2%KPAM与0.8%NH4HPAN胶液以有效絮凝、包被钻屑，并控制粘度上涨。到达取心段后，补充0.2%CMC－LV与0.3% NH4HPAN进一步降低失水量；添加2%FT－1与2%QS－2等增强封堵造壁能力；添加2%RH－30以提高润滑性。整个取心过程中，钻井液性能稳定，井内未发生明显的掉块，圆满完成了取心任务。取心结束后，随井深增加，井底温度逐渐升高，预计2840m时井底温度将达到120℃左右。为此，补充2%SMC和2%SMP以提高钻井液的抗温能力。此时钻井液大致性能为：密度1.28 g/cm3，塑性粘度22 mPa·s，动切力9.5 Pa，初切力2.5 Pa，终切力11Pa；滤失量4.5ml左右，极压润滑系数0.12左右。

(2)扩孔阶段。扩孔过程中，初次成孔阶段形成的泥皮严重分散，导致钻井液粘切上涨较快。为此，通过添加生石灰以改善粘土颗粒的分散状态，保持部分粘土颗粒适度絮凝，从而提高钻井液的固相容量限。此时钻井液的大致性能为：密度1.28 g/ cm3，塑性粘度20 mPa·s，动切力11Pa，初切力4 Pa，终切力15Pa，滤失量2.4ml，极压润滑系数0.12左右。

(3)复杂情况处理。钻至青山口组时，出现下钻遇阻情况，划眼时返出大量掉块。为进一步提高井壁稳定性，补充沥青、聚合醇，QS－2等封堵类材料对微孔隙进行有效充填，增强泥浆的造壁性能；其次，将钻井液密度从1.18 g/cm3提高到1.28 g/cm3，粘度由50s提高到65s左右。随后井内掉块逐渐减少，井下恢复正常，起下钻也顺畅。

钻至2483.68m时发生漏失，建立正常循环后振动筛筛出大量泥饼状物质，接着出现大量掉块，最大的直径约20mm左右。钻井液进行处理过程中最大渗漏速度6.4m3/h，平均渗漏速度约2.3 m3/h。恢复正常钻进时，累计漏失量为71.8m3。整个漏失过程未专门配制堵漏浆，说明泥浆具有良好的自堵能力。

(4)取心效果。按照地质设计，分别在1086. 45m～1147.56m及1182.74m～1256.01m进行取心作业，共完成了18个回次取心钻进，累计进尺134. 38m，收获原状岩心130.90m，岩心采取率为97. 41%，满足了环境科学钻探岩心采取率不低于95%的要求，平均机械钻速达到0.84m/h。

5 结论

(1)两种钻井液体系的选用针对性强且兼容性强，能快速实现不同泥浆体系的转换，流变性、失水造壁性、抑制性等综合性能易于调控，方便现场处理与维护。

(2)强造浆地层钻进过程中应增大聚合物类材料使用，从而有效絮凝、包被钻屑，防止钻屑进一步分散；适当提高排量增强井壁冲刷强度，可减轻钻屑在井壁上的粘附。

(3)钻进硬脆性泥页岩地层及强渗透砂岩层时，补充FT－1、聚合醇、QS－2等可有效提高泥浆的造壁性能，从而减少滤液侵入，提高井壁稳定性。

(4)为保证大口径扩孔时钻屑携带顺利，除充分考虑钻井液的密度、粘切、流型等因素外，工程上配合短起下及定期打稠塞举砂也十分有用。

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Drilling Fluid Technology Applied in a Large Hole of the Second Spudding of the Scientific Drilling Well in the Songliao Basin

ZHENG Wen-long1，2，WU Xiao-ming1，2，HUANG Yu-ming3，WANGWen-shi3，WU Di1，2，HUANG He1，2

(1.Faculty ofEngineering，China University ofGeosciences，Wuhan，Hubei 430074；2.Engineering Research of Rock－Soil Drilling and Excavation Protection，Ministry of Education，Wuhan，Hubei 430074；3.Institute ofExploration Technology，Langfang，Hebei 065000)

Thewell CCSD－SK2 is themain borehole of the China Scientific Drilling Project in the Songliao basin which is designed to penetrate Cretaceous strata.The second section of thiswellwas drilled to 2806.20m with 216mm diameter，and then the diameter of the hole was expanded to 444. 5mm.During drilling，high－content of clay can result in mud in the shale formation and sticking often occurswhen drilling to sandy conglomerate with strong permeability.Besides，borehole stability and cutting transportation are difficult to be controlled.To solve these problems，a polymer drilling fluid system and polysulfonate drilling fluid system were employed.The drilling fluid formulation was confirmed through an orthogonal test.Measureswere taken to ensure borehole stability，such asmaintaining proper density，controlling low fluid loss and strong plugging capacity.Hole cleaning and stability were realized bymaintaining a proper annular velocity and high dynamic－plastic ratio.Cores of130.90m were recovered in the interval of1086.45m～1147. 56m and 1182.74m～1256.01m，respectively，and the core recovery is nearly 97.41%.Finally，the second section of this well was drilled down to 2806.20m as designed successfully.

Songliao basin，scientific drilling well，large hole，drilling fluid，borehole stability，cutting transportation

TE254

A

0495－5331(2016)05－0931－06

2016－07－20；[修改日期]2016－08－25；[责任编辑]郝情情。

地质调查项目“松辽盆地资源与环境深部钻探示范”(编号：12120113017600)资助。

郑文龙(1988年－)，男，中国地质大学(武汉)博士研究生在读，主要从事钻井液与压裂液方面研究工作。E-mail：15138480305＠163.com。