新疆塔东区块古城15井钻井液技术

马宏文

（中国石油大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

1 工程概况

古城15井位于新疆巴音郭楞蒙古自治州且末县境内，是大庆钻探在新疆塔东区块施工的一口重点深层预探井，目的是落实中下奥陶统鹰山组中下部白云岩储层含气情况，并探索鹰山组顶和蓬莱坝组顶表层风化壳岩溶储层含气性。该井完钻井深7096m，钻遇地层主要包括第四系、第三系、白垩系、三叠系、石炭系、奥陶系和寒武系，目的层埋藏深，地温梯度较高，地质条件复杂，易发生井壁剥落、坍塌和漏失等井下复杂[1]，导致后续施工困难，钻井周期延长，成本大幅增加。基于该区块地质特点和超深井长裸眼段施工对钻井液技术的要求，有针对性地采用了三套钻井液体系，有效保障了该井安全、快速钻进，缩短了钻井周期，提高了勘探开发效率。

2 钻井液技术难点

（1）该井一开钻遇地层岩性多为流砂层及成岩性差的砂泥岩互层，地层疏松，胶结性差，易坍塌、漏失，损坏井架基础，且该井段返速低，岩屑浓度高，低返速条件下的携带、悬浮岩屑是钻井液重点解决的问题。

（2）该井二开白垩系、三叠系和奥陶系等地层含有大段泥岩、泥岩盐膏互层，且盐膏层、复合盐膏层发育，井壁易缩径、剥落、坍塌，同时易发生盐侵、钙侵和盐水侵，对钻井液抑制性和抗污染能力要求较高。

（3）该井三开以奥陶系黑色炭质泥岩为主，俗称“黑被子”，岩性坚硬致密，可钻性较差，层理裂隙发育，易发生剥落掉块、坍塌，且该开次排量低，机械钻速慢，对钻井液悬浮、携屑能力要求较高。

（4）三开裸眼段长达2092m，随井深逐渐增加，摩阻增大，对钻井液润滑性要求较高。

（5）该井油气埋藏深，地温梯度高，井底温度高达200℃，对钻井液抗温能力要求高。

（6）该地区压力层系多，含有H2S气体，对现场维护和安全钻进要求高。

3 施工对策研究

3.1 井身结构优化

为降低深井施工风险，在借鉴塔里木油田深井井身结构设计经验基础上，将该井设计成四次钻井。一开降低表套下入深度，利于表层封固，降低成本；二开技套下深至奥陶系却尔却克组上部，封固盐膏层、复合盐膏层，防止井壁缩径变形；三开、四开技套下深至吐木休克组，封固上部地层，保护储层，同时利用扭力冲击器+特制PDC钻头，提高机械钻速。

3.2 钻井液体系设计

根据古城区块地质特点及深井施工防塌、防卡、防漏及完井作业要求，研究人员设计出三套钻井液体系，即一开0～804m井段为高粘膨润土—聚合物钻井液体系，主要解决第四系和新近系上部井段地层松散、流砂层易坍塌的问题；二开804～3803m井段为盐水聚合物钻井液，重点解决白垩系易水化膨胀、渗透性强及井壁易失稳等问题；三开（3803～5895m）、四开（5895～7096m）设计为盐水聚磺钻井液，主要解决抗高温及高压盐水层污染等问题，针对各开次地层特点及工程技术要求，对应调整各井段钻井液性能参数（见表1）。

表1 古城15井钻井液体系设计

3.3 现场施工工艺优化

一开钻遇地层为新生界第四系和第三系，岩性多为流砂层及成岩性差的砂泥岩互层，地层疏松，胶结性差，易坍塌、漏失，损坏井架基础，故钻井液坚持高粘切、低密度、适度放大失水的原则。二开井眼大，钻速快，环空钻屑浓度相对较高[2]，将排量提升至45L/s以上，配合短起下钻破坏虚泥饼，保证井眼清洁。三开钻遇“黑被子”地层，岩性坚硬致密，可钻性较差，机械钻速低，排量小，每100～200m短起下循环钻井液冲刷井壁，携带岩屑，保证井壁稳定。四开井眼小，管内压耗较大，具有易憋压憋钻、岩屑携带困难等特点，在保证环空返速前提下，采用适当降低排量和提高转数的方法来实现岩屑的高效运移。具体施工参数见表2。

表2 古城15井钻井施工水力参数

古城15井一开施工井段为流砂层，由于地层疏松易坍塌损坏基础，因此采取提高钻井液粘度，增大钻头水眼直径，钻进期间不划眼等措施施工；二开为避免虚泥饼的形成，提高井壁规则程度，采取钻井液适度放开失水，提高排量等措施施工；三开钻速慢，排量低，为维持井壁稳定，采取勤划眼、勤短起下的施工措施，每100～200m短起下一次，冲刷井壁；四开井眼小，环空间隙小，环空压耗较大，适当降低钻井液粘度和切力，将钻井液密度维持在适当水平，按时间和进尺开展短起下施工。通过合理利用以上措施，较好地保证了本井的安全施工。

4 现场施工

4.1 一开井段（0～804m）

配制膨润土浆100m3，预水化24h，添加2%聚合物降滤失剂ZY-1提高钻井液液相粘度和切力，开钻前，将钻井液漏斗粘度调节至100s以上，密度控制在1.10g/cm3左右，钻进过程中以补充膨润土浆和胶液为主，胶液以“细水常流”形式加入，从而保证钻井液各项性能稳定。为降低流砂层漏失量，尽量将钻井液保持在低剪切速率下高粘高切流态，增大钻头水眼尺寸，排量控制在30L/s左右，控制钻速，顺利钻穿60m流砂层。进入泥岩层后，通过加入胶液的方式逐渐将钻井液粘度降低至60～80s，排量提高至60L/s，以便提高钻速。此过程未出现任何挂卡、遇阻现象，起下钻顺利。一完后充分循环洗井，并加入一定量润滑剂，增强体系的润滑性，保证下套管、固井作业顺利进行。

4.2 二开井段（804～3803m）

回收一完老浆40m3作为二开基浆，同时配制浓度为20%的膨润土浆30～50m3备用，将钻井液转化为盐水聚合物体系，通过地面循环将一完老浆与新浆混合均匀，控制膨润土含量在20～30g/L之间，漏斗粘度控制在50～55s之间，API滤失量控制在6.0mL以下，通过加入流型调节剂将钻井液粘度、切力、动塑比、n和K值调整到最佳。二开后加入适量纯碱处理水泥塞中的钙离子，胶液中增加包被剂的加量，并加入一定量的极压润滑剂和固体润滑剂，提高体系的润滑性。进入三叠系后，逐步提高封堵剂和超细碳酸钙的用量，利用封堵剂在地层温度和一定压力下可以软化变形的特点，并配合不同目数超细碳酸钙架桥的封堵理论，提高钻井液对层理/裂隙地层的联结力，提高近井壁地带承压能力，同时提高抑制剂加量，防止石炭系和奥陶系大段泥岩水化膨胀，复合盐膏层“蠕变”缩径，影响井壁稳定。二完后，短起下提拉井壁，然后长起下钻通井，充分循环钻井液，底部注入封闭浆，保证下套管顺利。

4.3 三开井段（3803～5895m）

三开钻遇地层为奥陶系，发育有大段泥岩和不同厚度的复合盐膏层，泥岩层理裂隙发育，易发生剥落掉块、坍塌等复杂，复合盐膏层易蠕变缩径，进而影响井壁稳定。根据该井段地质条件，采用低固相盐水聚磺钻井液体系，在提高体系抗温性的同时，体系中加入足量无机抑制剂氯化钾，提高钻井液矿化度，降低钻井液滤液活度，防止盐膏层蠕变缩径，并配合使用粘土稳定剂进一步抑制粘土水化膨胀，利用磺化沥青和超细碳酸钙封堵地层，保持井壁稳定。

三开前利用离心机彻底清除钻井液中的劣质固相，严格控制膨润土含量在30～50g/L之间，并参照三开设计配方，做好现场配方室内小型实验，参照小型实验配方与加药顺序，对二开钻井液进行有效转化，采用重晶石粉调整钻井液密度。通过地面循环系统将老浆与新浆混合均匀，利用流型调节剂调整钻井液粘度和切力，待钻井液各项性能满足施工要求后加入3%极压润滑剂及2%固体润滑剂，提高钻井液润滑防卡能力。钻进过程中钻井液性能稳定，API滤失量始终维持在4.0mL以下，摩阻系数不超过0.1，现场维护以补充胶液为主，并及时补充抑制剂和润滑剂，控制泥页岩地层粘土矿物水化膨胀分散，同时强化四级固控设备的使用，特别是离心机的使用，最大限度地清除劣质固相，降低环空岩屑浓度，防止阻卡。该井段裸眼段长达2092m，为提高钻井液润滑防卡能力，采用极压润滑剂与固体润滑剂复配作用，极大地提高了体系的润滑能力，有效避免了长裸眼段卡钻的发生，整个过程起下钻无任何挂卡显示。三完后，长起下钻通井，充分循环钻井液携带岩屑，底部注入封闭浆，加入一定量润滑剂，保证下套管顺利。

4.4 四开井段（5895～7096m）

四开钻遇地层以碳酸盐岩沉积为主，裂缝发育，易破碎、垮塌、漏失，且为小井眼钻进，在控制膨润土含量的基础上，利用流型调节剂将钻井液流态调制成为低粘高切宾汉流体，便于小井眼携带岩屑，并依据设计加入一定量的高酸溶性随钻堵漏剂，提高钻井液对裂缝的封堵能力，减少钻进过程中漏失情况的发生；鉴于目的层含有硫化氢气体，该体系pH值控制在10.0以上，并加入一定量除硫剂，防止硫化氢气体外泄发生安全事故。进入目的层前，加入油层保护剂，利用屏蔽暂堵技术充分保护储层。

利用固相设备彻底清除钻井液中的劣质固相，严格控制膨润土含量在25～30g/L之间，加入KOH将pH值调整至10.0以上，循环过程中通过加入适量流型调节剂调整钻井液粘切，性能满足要求后加入4%极压润滑剂和2%固体润滑剂，提高体系润滑防卡能力，并利用石灰石粉调整钻井液密度，便于保护储层。实钻过程中钻井液滤失量控制在2.0mL以下，现场维护以补充低密度高浓度胶液为主，利用流型调节剂调整钻井液粘切值，控制动塑比在0.4以上，便于小井眼携带岩屑；加大离心机的使用力度，严格控制固相含量，钻井液密度控制在适当范围内，避免伤害储层，为油层的发现奠定基础。下筛管前多次通井，起钻前注入10m3含4%固体润滑剂的高润滑防卡封闭液，有效解决了窄环空间隙完井易卡的难题，保证了筛管的顺利下入。

古城15井现场施工顺利，钻井液性能稳定，流变性好，滤失量低，抑制性、封堵能力和抗污染能力强，有效保障了大段泥岩地层、复合盐膏层和裂隙/层理发育地层的安全高效钻进，施工周期167.21d，与同区块邻井相比机械钻速提高30%以上，效果显著。部分钻井液性能如表3所示。

表3 钻井液性能参数随井深变化数据

5 结论

（1）一开使用高粘切膨润土聚合物钻井液，可在近井壁地带形成一层滞留层[3]，实现封堵流砂层孔道、减缓漏失量的目的，高粘切钻井液悬浮性好，携岩能力强，能够满足低环空返速岩屑运移要求，解决了大井眼返速低与井眼清洁的矛盾。

（2）二开盐水聚合物钻井液抑制能力突出，通过复配使用无机盐抑制剂氯化钾与聚胺抑制剂，进一步提高了体系的抑制能力，有效解决了大段泥岩、复合盐膏层井壁失稳难题。

（3）三开、四开低固相盐水聚磺钻井液具有抗温性好、封堵防塌能力强等特点，通过钻井液高矿化度低活度来控制粘土矿物分散[4]，稳定井壁的同时，利用流型调节剂维持钻井液低粘高切的流态，便于小井眼悬浮、携带岩屑，并使用合理的现场维护措施和有效的固控技术来控制劣质固相含量，降低钻井液对储层的伤害。