雁探1“四高”井钻井液应用技术

李广冀， 张民立， 李树峰 ， 王锋， 郝少军， 王威， 李秋明

（1.中国石油集团渤海钻探泥浆技术服务分公司，天津300280；2.中国石油青海油田分公司勘探事业部，甘肃敦煌736200；3.中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院，甘肃敦煌736202）

1 地质特点及工程简况

1.1 地质特点

落雁山构造是柴达木盆地一里坪南斜坡一个三级构造，位于一里坪凹陷南段，东邻船形丘构造，西接土疙瘩构造，南望那北构造。该井自上而下钻遇新近系狮子沟组（N23）、上油砂山组（N22）、下油砂山组（N21）、上干柴沟组（N1）、古近系下干柴沟组（E32）。四开井眼钻遇上干柴沟组（N1）的上部（3 785～4 169 m）以棕褐色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，夹棕红色、灰色砂质泥岩、泥质粉砂岩；下部（4 169～4 450 m）岩性以棕灰色、棕红色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，夹少量棕褐色泥岩。下干柴沟组（E32），上部（4 445～5 108 m）以棕红色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，夹棕灰色浅灰色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩；下部（5 108～5909.95 m）以棕褐色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，夹少量灰色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、棕褐色含砾砂岩。

1.2 工程简况

雁探1井一开用φ660.4 mm钻头钻至井深206 m，下入φ508.0 mm套管至井深205.20 m；二开用φ444.5 mm钻头钻至井深1 500 m，下入φ339.7 mm套管至井深1 498.67 m；三开用φ311.2 mm钻头钻至井深4 200 m，下入φ250.8 mm+φ244.5 mm套管至井深4 199.41 m；四开用φ215.9 mm钻头以2.34 g/cm3钻井液钻至井深5 909.95 m时发生高压盐水侵、高浓度CO2侵，溢流，采用密度为2.50 g/cm3的压井液压井成功，但因长时间关井不能活动钻具，造成钻具卡死，钻具于井深4 119.34 m处倒开，注水泥塞完井。

2 四开钻井液技术难点

1）高压盐水层发育。上干柴沟组、下干柴沟组地层高压盐水层发育，井控风险极大。三开钻井施工中发生多次盐水侵，在井深3 086 m处钻井液密度由1.72 g/cm3提高至1.80 g/cm3；在井深3 650 m处提高至1.85 g/cm3，并保持至中途完钻。

2）CO2侵频繁。上干柴沟组、下干柴沟组地层广泛分布CO2储集层，且存在气水同层，钻井液易发生CO32-、HCO3-污染，高压CO2侵存在井控风险。三开井段3 409～4 200 m，CO2连续侵入，最高值100%，随着CO32-、HCO3-的累积钻井液的受污染程度越来越严重。

3）钻井液高温稳定性。由于井深、地层压力系数大、地温高，高密度体系高温稳定性难以控制。三开中途完钻，电测井底温度144 ℃，地层温度梯度为3.42 ℃/100 m，钻至井深5 909.95 m温度达到205 ℃。

4）井壁稳定问题。上干柴沟组、下干柴沟组地层泥岩以伊蒙混层为主，水敏性强，地层出水易发生垮塌；下干柴沟组地层压力高、温度高，砂泥岩互层易发生掉块，且掉块较大、致密坚硬，易造成掉块卡钻。

3 体系配方确定

3.1 主要降滤失剂

主要降滤失剂的选择为BZ-KLS-Ⅲ与Redu200。BZ-KLS-Ⅲ是在BZ-KLS-Ⅱ降滤失剂的基础上通过优化官能团比例合成。为了保证降滤失效果，保持吡咯烷酮基团比例不变；减少N，N-二甲基酰胺基团比例以减少黏度效应，解决增稠问题；增加酰胺、磺酸钠基团比例，增加分子水溶性，进一步提高降滤失效果，同时降低黏度效应和增强抗温性。在三元协同增效作用下该剂抗温180 ℃，能降低钻井液高温高压滤失量。

Redu200具有抗高温220 ℃、降滤失效率高、抗电解质能力强（包括抗盐、抗钙、镁等）等特点，这主要是其分子结构决定的。①Redu200分子主链为碳碳链，在高温下不断链；水化基团多：分子链上除含有较多的羟基—OH外，还含有大量的酰胺基—CONR2；羟基与黏土颗粒表面上的氧可形成氢键，羟基、酰胺基可与黏土颗粒断键边缘上的Aln+（1≤n≤3）之间形成配位键，使Redu200分子链可吸附于黏土颗粒上，而多个上述基团通过水化使黏土颗粒表面水化膜变厚，黏土颗粒较稳定，使胶体稳定，不易聚结成超大颗粒，保持钻井液中有一定数量的适度粒径的颗粒，形成致密的泥饼，降低滤失量。②Redu200分子链上的2种水化基团受电解质影响小：羟基是非离子基团，不受各种离子干扰；酰胺基—CONR2上有烃基R的屏蔽作用，大大降低了各种离子对其的影响（这是其优于简单酰胺基—CONH2的优势），也是其抗电解质污染能力极强的根本原因。③Redu200的分子链长与常规降滤失剂相当，但其分子链上具有常规降滤失剂没有的多种基团，且水化基团数比其它降滤失剂多；且Redu200的分子量（10万上下）大大高于SMP-Ⅱ（1万以下）。这就是Redu200的抗温降滤失效果、抗电解质效果大大优于SMP-Ⅱ及其它降滤失剂的原因。

3.2 体系配方

根据经验，优选抗高温降滤失剂与抑制防塌剂材料以降低高温滤失量；优化有机盐含量配比，以提高钻井液的基液密度；优选加重材料控制钻井液的固相含量；通过以上实验过程，确保在高温、高压、高密度条件下的钻井液具有良好的流变性能，进行BH-WEI体系配方实验。根据实验确定钻井液的配方如下，不同配方的BH-WEI钻井液性能评价见表1。如表1所示，该抗高温高密度体系的流变性能较好。

1#0.2%NaOH+3%BZ-TQJ+1.5%BZ-KLS-Ⅰ+3.5%BZ-KLS-Ⅲ+3.5%BZ-YFT+2.5%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+20%BZ-YJZ-Ⅱ+BaSO4（用于井深4 200～5 200 m，抗温180 ℃，钻井液密度不大于2.20 g/cm3，选用密度不小于4.20 g/cm3的BaSO4作为加重剂）

2#0.2%NaOH+2.5%BZ-TQJ+1.5%BZ-KLS-Ⅰ+3.5%BZ-KLS-Ⅲ+3.5%BZ-YFT+3.0%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+40%BZ-YJZ-Ⅱ+BaSO4（用于井深4 200～5 200 m，抗温180 ℃，钻井液密度大于2.20 g/cm3，选用密度不小于4.30 g/cm3的BaSO4作为加重剂）

3#0.2%NaOH+2.5%BZ-TQJ+2%BZ-KLS-Ⅲ+4.5%Redu200+3.5%BZ-YFT+2.5%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+20%BZ-YJZ-Ⅱ +BaSO4（用于井深大于5 200 m，抗温200 ℃，钻井液密度不大于2.20 g/cm3，选用密度不小于4.20 g/cm3的BaSO4作为加重剂）

4#0.2%NaOH+2.5%BZ-TQJ+2%BZ-KLS-Ⅲ+4.5%Redu200+3.5%BZ-YFT+3%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+40%BZ-YJZ-Ⅱ +BaSO4（用于井深大于5 200 m，抗温200 ℃，钻井液密度大于2.20 g/cm3，选用密度不小于4.30 g/cm3的BaSO4作为加重剂）

由此可知，1#、2#配方降滤失剂以BZ-KLS-Ⅲ为主、BZ-KLS-Ⅰ为辅，能够控制钻井液滤失量在合理范围，体系抗温180 ℃；3#、4#配方以REDU-200为主、BZ-KLS-Ⅲ为辅，能够控制钻井液滤失量在合理范围，体系抗温200 ℃。

钻井液密度不大于2.20 g/cm3时，使用40%BZ-YJZ-Ⅰ+20%BZ-YJZ-Ⅱ配制基液、选用密度不小于4.20 g/cm3的BaSO4作为加重剂；钻井液密度大于2.20 g/cm3时，使用40%BZ-YJZ-I+40%BZ-YJZ-Ⅱ配制基液、选用密度不小于4.30 g/cm3的BaSO4作为加重剂。

表1 不同配方的BH-WEI钻井液性能评价

3.3 高压盐水侵对策

1）盐水层压力不高时采用彻底压死方法处理。

2）对于压力高的盐水层，采用相对压稳方法处理。每次下钻排放盐水及低密度混浆时，及时向循环罐回收的水侵混浆补充适量相应配套材料调整恢复钻井液性能[1-4]。

3.4 CO2侵对策

1）由于BH-WEI钻井液具有优良的抗膏盐污染能力，替换体系后三开技术套管扫塞时进行护胶处理维护性能，不进行除Ca2+处理，体系最大限度地留存Ca2+。

2）钻井施工中， 定期检测钻井液滤液碱度、Ca2+、CO32-/HCO3-等含量， 跟踪观察地质录井CO2采集含量，及时掌握CO2侵入程度及钻井液污染程度。

3）采用合适的钻井液密度，适当减少地层CO2的侵入，降低钻井液污染程度。

4）若钻进中出现CO2侵造成的钻井液污染，向钻井液中加入适量CaO、CaCl2、NaOH等添加剂进行处理，处理方法以小型试验为依据。

3.5 高温稳定性控制措施

1）保持BH-WEI钻井液中较高的BZ-YJZ-Ⅰ、BZ-YJZ-Ⅱ含量，充分发挥添加剂的协调作用，提高体系高温稳定性。2种水溶性加重剂皆含有大量的有机酸根XmRn（COO）q-1阴离子，该阴离子含有较多的还原性基团，可除掉钻井液中的溶解氧，使体系配套处理剂不发生降解反应，使其可在超高温（200 ℃）下稳定发挥作用[5]。

2）井温达到180 ℃前，体系进行抗温升级。由于本井为风险探井，设计完钻后加深机率很大，需提前搞好体系抗温工作。

3）BH-WEI钻井液密度大于2.20 g/cm3时，适当提高BZ-YJZ-Ⅱ含量，优选使用高密度重晶石粉，有利于控制高温流变性。

3.6 井壁稳定技术

①采用合适的钻井液密度，通过径向支撑稳定井壁。②加足BZ-YFT、YX等防塌封堵材料，保持体系有良好的封堵防塌能力。③保持体系有较高的BZ-YJZ含量。通过保持一定的滤液黏度、低的滤液活度、离子交换、有机酸根离子吸附、压缩双电层等作用机理，抑制泥页岩水化膨胀和水化分散。

4 现场应用

4.1 处理高压盐水侵

4.1.1 处理高压盐水侵情况

雁探1井四开井段发生盐水侵时，钻井液的密度、黏度、切力、pH值降低，Cl-含量在16 480～70 900 mg/L范围变化，每次下钻到底会放盐水及低密度混浆。针对盐水侵，钻井作业中严格控制膨润土含量，加足抗盐抗温防塌处理剂，使钻井液具有较强的抗盐水污染能力来降低盐水侵对井壁的伤害。由于该井四开井段盐水层特征为高压高渗，为了减少压差卡钻、井漏等事故复杂情况的发生机率，采用相对压稳盐水层的方法处理。钻井施工中使用合适的密度控制地层流体的侵入，黏度和切力控制在正常范围内。严格落实坐岗制度，认真观察钻井液数量、性能等情况变化，及时发现盐水侵并进行针对性的处理。每次起钻前，使用井浆加入3%BZ-KLS-Ⅲ、3%Redu200、3%BZ-YFT等处理剂，配制高黏度、切力防塌防沉淀封闭浆封闭裸眼井段；套管内钻具泵入适当重浆微增液柱压力，确保了每次下钻顺利到底。四开井段主要高压盐水侵情况如下。

1）以密度为1.92 g/cm3的钻井液钻至井深4 887.65 m发生溢流。关井期间溢出钻井液0.60 m3，平均溢速为18.00 m3/h，溢流层位E32，井段 4 564～4 565 m，岩性为棕红色泥质粉砂岩。采用彻底压死盐水层方法处理。注入223 m3平均密度为2.26 g/cm3的压井液成功压井，期间排放密度为1.13～1.60 g/cm3、黏度为29～41 s的盐水及低密度混浆共65.2 m3。

2）以密度为2.18 g/cm3的钻井液钻至井深4 892.34 m，钻井液密度、黏度、切力大幅度降低，分析为发生了高压盐水侵。采用提高钻井液密度至2.30 g/cm3压稳盐水层方法处理，期间排放密度为1.13～1.29 g/cm3、黏度为27～40 s的盐水及低密度混浆15.5 m3。根据井下情况，恢复钻进后钻井液密度调整至2.34 g/cm3。

3）以密度为2.32 g/cm3的钻井液钻进至井深5 909.95 m发现溢流，溢流量2.0 m3。关井期间溢出钻井液3.0 m3，平均溢速为10 m3/h，溢流层位，井段5 907～5 909.95 m，岩性为浅灰色泥质粉砂岩。采用压稳盐水层方法处理。第1次压井注入密度为2.40～2.44 g/cm3、黏度为62～68 s的240 m3压井液压井不成功，期间放掉密度为1.09～1.48 g/cm3、黏度为28～36 s的盐水、CO2污染的低密度混浆165 m3；第2次压井不成功，注入密度为2.40～2.41 g/cm3、黏度为58～70 s的压井液180 m3；注入密度为2.00～2.10 g/cm3、黏度为52～58 s的压井液39 m3；注入密度为2.50 g/cm3、黏度为67 s的压井液34 m3，期间放掉密度为1.09～1.53 g/cm3、黏度为28～36 s的盐水、CO2污染的低密度混浆18.9 m3；第3次压井注入密度为2.50 g/cm3、黏度为54～68 s的压井液236 m3，压井成功，期间放掉盐水、CO2污染的低密度混浆为138 m3。

4.1.2 高压盐水侵特点

1）分布段长，多层系多套并存。该井四开上干柴沟组、下干柴沟组地层皆分布高压盐水层，且压力随着井深增加而增高。

2）高压低渗、高压高渗并存。当钻井液密度不能平衡地层压力时，钻开高压高渗地层后，立即侵出大量盐水，适当控压放水作业不能降低其压力。

3）矿化度不一，地层水呈酸性。4 887.65 m水侵时检测Cl-含量为16 480 mg/L，pH值为6；4 892.34 m水侵时检测Cl-含量为70 900 mg/L，pH值为6；5 909.95 m水侵时检测Cl-含量为52 868 mg/L，pH值6。雁探1井位于柴达木盆地腹地，沉积中心。因受沉积的影响，盐水层属于封闭地层水型，总体上表现矿化度不一、酸性的性质。

4） 气水同层。发生高压盐水侵时CO2伴随侵入，严重时后效CO2值可达100%。

4.1.3 处理高压盐水侵的认识

1）处理多层系多套高压盐水侵，要抓紧时效处理，尽可能避免高压盐水侵进一步恶化。本井最高压力盐水层侵入井筒后，当液柱压力降低到一定程度，次高压盐水层会侵出；液柱压力再降低到一定程度，第三高压盐水层会侵出；如此规律，在一定的时间内，井筒液柱压力会迅速降低。若高浓度CO2伴随高压盐水侵时，井控险情进一步加剧。

2）出现高压盐水侵后，要综合分析情况，摸清高压盐水层性质特征，以便确定正确的处理措施。

3）受CO2的极小溶解温度为190 ℃[6]特性的影响，本井井深5 560 m后发生高压盐水侵时伴随大量的CO2，井筒液柱压力降低快。

4.2 CO2侵的处理

4.2.1 处理CO2侵情况

雁探1井四开井段发生CO2侵时，会使钻井液气泡增多、密度降低、黏切升高、流变性能变差、pH值降低。CO2侵造成钻井液性能轻微污染时，在配制胶液时，额外加入适量CaO、CaCl2等材料，采用细水长流方式向钻井液中补充胶液来控制钻井液综合性能，减少CO2侵污染情况。大量CO2侵造成钻井液严重污染性能调整困难时，为了确保井下安全，及时起钻至套管内分段处理后再恢复钻进。钻至井深5 122 m处CO2侵严重，起钻前调整钻井液滤液Ca2+含量为1 480 mg/L，下钻到底循环一周，检测钻井液中Ca2+含量为0，可见CO2污染程度十分严重。四开井段主要CO2侵情况如下。

1）以密度为1.87～1.88 g/cm3的BH-WEI体系由4 200 m处四开开钻。钻进井段为4 200～4 284 m，井浆中CO2值由0～0.02%逐渐升高至2.19%。钻进至井深4 369 m时，观察CO2值升至2.76%。为了防止CO2污染钻井液，钻井液密度逐渐提高至1.92 g/cm3。观察钻进至井深4 533 m时，CO2值最大值为5.47%，平均值为2.92%。井深4 487 m后，胶液以细水长流方式加入适量CaO、CaCl2等材料，控制钻井液综合性能，消除CO2侵造成的污染。

2）以2.40 g/cm3的密度钻进井段5 136～5 209 m， CO2平均值为8.84%。加入适量的CaO、CaCl2、NaOH等材料， 消除CO2引起的污染。钻进井段5 210～5 233 m， CO2平均值上涨至15.28%，其中钻至井深5 233.36 m时CO2值为15.47%～18.49%。循环观察CO2源源不断侵入，加入CaO、 CaCl2、NaOH配合胶液处理效果差，钻井液污染越来越严重。为了确保井下安全，地质捞完砂样被迫起钻至套管内。循环处理套管内、循环罐钻井液CO2值为6.44%↗8.98%↘2.02%；下钻到底， 循环处理裸眼井段钻井液CO2值不大于2.00%后恢复钻进。后效期间出口密度2.40↘2.18↗2.39 g/cm3， 黏度由68↗155↘79 s、Cl-值由49 480↗51 680↘50 910 mg/L，全烃值由0.52%↗1.62%↘0.47%、CO2值由3.90%↗90.98%↘5.79%、pH值为6.0，循环罐池体积上涨0.8 m3。

3）以2.28 g/cm3的密度钻至井深5 426.73 m时CO2侵入造成钻井液流变性能差，加入CaO、CaCl2、NaOH配合胶液处理效果差，CO2值9.23%～14.79%。为了确保井下安全，地质捞完砂样后被迫起钻至套管内。循环处理套管内、循环罐钻井液CO2值不大于2.00%；下钻到底，循环处理裸眼井段钻井液CO2值不大于2.00%，后效期间出口钻井液密度2.28↘1.10↗2.27 g/cm3，黏度 69↘ 27↗68 s，Cl-值由 51 900↗ 77 904↘52 980 mg/L，全烃值0.29%↗3.12%↘0.40%，CO2值0.87%↗91.06%↘1.69%，pH值 为6.0，排放密度为1.10～1.39 g/cm3、黏度为27～42 s盐水与钻井液混合物12.7 m3。为了压稳高压盐水层，恢复钻进后将钻井液密度调整至2.30 g/cm3。

4）以2.32 g/cm3的密度钻进至井深5 909.95 m发现溢流立即关井。压井作业期间下部裸眼返出盐水、污染的混合液泡沫丰富，CO2值达到100%、pH值为6.0；第3次使用密度为2.50 g/cm3的压井液压井成功，3次压井作业累计放掉盐水、污染的混合液321.9 m3。

表2 BH-WEI钻井液处理CO2侵的性能变化

不论轻微污染还是严重污染，都会采用适当提高或保持密度抑制CO2侵出；因地层CO2源源不断侵出，处理CO2侵时，控制钻井液性能在可控范围，满足正常钻井作业即可。

4.2.2 CO2侵特点

1）分布段长，多层系多套并存。雁探1井下油砂山组、上干柴沟组、下干柴沟组，自3 409～5909.95 m井段CO2储集层广泛分布，以下干柴沟组压力系数最高。

2）不易压稳压死。频繁钻遇CO2地层时，地质录井CO2采集数据大多成折线状。大多数地层CO2释放会随着时间的推移逐渐降低，甚至完全释放；下干柴沟组存在多个CO2高压高能量储集层，适当提高钻井液密度不能控制CO2侵出。

3）该井井深5 560 m以下井段，受CO2的极小溶解温度为190 ℃特性的影响，CO2侵表现浓度高、持续长、钻井液污染程度严重（井深为5 560 m处地层温度不低于190 ℃；CO2极小溶解温度未进行矿化度校正）。钻至井深5 783 m时CO2达到33.34%；井深5 909.95 m时，2.50 g/cm3的密度仅能压稳盐水层，不能完全控制CO2侵入。

4.2.3 处理CO2侵的认识

1）CO32-/HCO3

-含量是判断钻井液是否受到污染的重要依据，但不能只看其浓度的高低而忽视钻井液的实际现状[7]。处理CO2侵，维护钻井液性能在可控范围内即可，避免钻井液性能起伏过大，既可以确保安全钻井作业，亦可控制钻井液成本。

2）钻井液受CO32-、HCO3-污染的机理，学术上有Zeta电位理论观点[8]。BH-WEI体系中BZ-TQJ是电荷密度接近于零的非离子水溶性物质，在高浓度盐环境中，由于其所带电荷接近于零，不受盐电离生成的阴、阳离子的影响。因此，BHWEI体系抗CO2污染能力优于一般水基钻井液。当BH-WEI体系中CO2侵入浓度不大于10%时，可以复配或单独使用CaO、CaCl2维护处理，以悬浊液、胶液形式加入并处理污染；在条件允许的情况下，可直接向井浆加入适量CaO、CaCl2快速处理污染。

3）使用CaO处理CO2侵，优点为提供OH-，需要配合使用的材料少；缺点为CaO溶解度低，高矿化度、高固相、低滤失量钻井液中分散、溶解缓慢，直接加入易漂浮于液面。使用CaCl2处理CO2侵，优点为溶解度高，反应迅速；缺点为需配合NaOH调节pH值，大量或不均匀加入CaCl2，可造成钻井液滤液Cl-含量不具真实代表性，略影响录井电导率数据采集。综合考虑，本井处理CO2侵采用以CaO为主、CaCl2为辅，配合胶液细水长流的方法。

4）CO2在地层水中的溶解度随着温度的升高而逐渐降低，随压力升高而逐渐增大，其溶解与析离能力受压力影响更为明显。当温度为90 ℃时，在低压（20～40 MPa）条件下，CO2的溶解度随着压力的增大呈缓慢递增趋势。在高压（80～100 MPa）条件下，溶解度增幅较大。当温度为200 ℃时，在低压（20～40 MPa）条件下，溶解度随着压力的增大而快速增加，但在高压（80～100 MPa）条件下溶解度增加幅度逐渐变小，与低温时呈相反的变化规律。当温度介于90 ℃到200 ℃之间时，溶解度值呈现过渡变化的特征[9]。实验表明，CO2在地层水的溶解度可以达到38.64 m3/m3[10]。基于CO2的特性，准确掌握深部地层CO2侵规律存在一定的难度。

4.3 高温稳定性效果

当温度高于构象转变温度时，黄原胶分子由原来有序的稳定的二维结构变成杂乱无序的结构，使其主链暴露出来，更容易受到外部自由基和酸碱的攻击而变得不稳定[11]，四开井段BH-WEI体系避免使用崩溃式降解材料BZ-JXC。BZ-KLS-Ⅰ是由含烷烃支链的丙烯类单体与含磺酸基的丙烯类单体共聚合成的中等分子量的线型分子。其分子中亲水基团多，与水、土结合能力强，护胶能力强，有利于保持钻井液中细颗粒含量，形成致密泥饼，降低滤失量。由于分子链为C—C键连结，其分子在高温下不易断链，抗温能力较强。前期可适当使用渐进式降解材料BZ-KLS-Ⅰ。尽可能避免处理剂热解作用使钻井液存在CO32-/HCO3

-。由于REDU-200水溶黏度略高，采取多次加入达到所需浓度。井深5 200 m前（井温≤180 ℃）降滤失剂逐渐更换为BZ-KLS-Ⅲ、REDU-200；井深5 800 m后（井温200 ℃左右）降滤失剂以REDU-200为主。在205 ℃高温，密度高达2.50 g/cm3环境下，降滤失剂仅用REDU-200减少材料降解，可增强体系抗高温稳定性能、延长维护周期[12-13]。

4.4 井壁稳定效果

雁探1井四开井眼施工中发生多次高压盐水侵，受盐水浸泡、液柱压力降低、活度失衡等因素影响，井壁出现坍塌掉块。CO2侵亦造成滤失量增大、泥饼质量变差等对井壁稳定不利的影响。发生高压盐水侵、CO2侵时，力争快速处理，尽早控制高压盐水侵、CO2侵污染；加足BH-WEI体系材料，重建体系强抑制性及良好的封堵防塌能力。本井四开起钻前，在裸眼井段注入防塌防沉淀封闭浆，确保了每次下钻正常到底。通过雁探1井四开井段BH-WEI钻井液的成功应用，体现了该体系具有抑制性强、良好的抗污染能力、高比重条件下良好的流变性以及优异的抗高温性能。虽然雁塔1井四开井段施工过程中受高温、高密度、高压盐水层、高浓度CO2等叠加复杂因素影响，但BH-WEI钻井液性能变化一般在可控、可接受的范围，表3数据体现出BH-WEI钻井液体系的优异性。

表3 雁探1井现场实钻钻井液性能

5 认识与建议

1.雁探1井3 409～5 909.95 m井段频繁钻遇含CO2的储集层。4 200～5 909.95 m井段钻遇多套高压盐水层。在井深5 909.95 m处理高压盐水侵、CO2侵，钻井液密度达到2.50 g/cm3，CO2含量为100%。钻井液调配简单，性能稳定，体现出BHWEI体系在高密度环境下仍具有良好的抗盐水、CO2污染能力。

2.BH-WEI体系在205 ℃高温、密度高达2.50 g/cm3环境下，高温流变性能良好，HTHP滤失量低，润滑性好，体现出其良好的抗高温稳定性能。

3.处理高压盐水侵时要连续循环、大幅度活动钻具，及时将污染混浆排放或者置换处理，保证井筒干净，井壁稳定，避免引起井下复杂事故。

4.受CO2特性影响，准确掌握高矿化度、高温、高压下的深部地层CO2侵入规律，存在一定的难度。