川深1井钻井液关键技术

魏昱，白龙，王骁男

（1. 中国地质大学（北京）工程技术学院，北京 100083；2.中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司钻井液技术服务中心，重庆 400042）

0 引言

随着油气勘探开发向深部地层逐渐发展，深井甚至超深井钻探成为油气井工程领域面临的难题之一。目前国际上对于深井、超深井及特超深井较为通行的划分方法为：完钻井深4500～6000m的直井为深井，6000～9000m的直井为超深井，超过9000m的直井为特超深井[1]。在超深井钻探过程中，随着钻探深度的增加，地层压力明显增大，施工时必须使用较高密度的钻井液以平衡地层压力。回顾国内深井钻探的历史，官深1井[2]、官3井[3]、官7井[4]和旺南1井[5]使用过密度为2.6 kg/L 及以上的超高密度钻井液。在钻探超深井时，国内外常常使用高密度油基钻井液，因为油基钻井液具有更好的润滑减阻、稳定井壁等性能。但是，油基钻井液的使用不仅使成本急剧增加，更会带来严重的环境问题。因此，发展性能可与油基钻井液相匹配的水基钻井液成为高密度钻井液的发展趋势。

针对完钻井深达8420m的超深探井川深1井，系统地介绍了水基钻井液的多项关键技术，包括耐高温高性能处理剂的研制和优选、钻井液体系的构建及性能综合评价，以及现场应用的技术关键点，包括应对特殊地层的钻井液工艺，高温下钻井液性能维护方法以及固相控制的方法等。

1 超深井钻井液技术难点

目前，高密度钻井液体系性能的维护是深井钻井液技术的难点[6]，归结起来如下。①井温高，对钻井液抗温性要求高。目前，使用磺化材料配制的三磺钻井液可抗温160～200℃[7]，需要进一步研究抗温性更强的钻井液处理剂。②加重材料的引入易提高钻井液的黏度和切力，使钻井液流变性变差；另外，加重材料易发生沉降，造成钻井液密度不均。③地层压力高且压力系统多、压力梯度悬殊。以川东地层为例，其一般压力当量为1.0～2.0g/cm3，最高可达2.58g/cm3，存在4个压力系统。这要求钻井液具有良好的防黏卡性能[8]。④地质条件复杂，且超深井裸眼段长，裸眼段井壁失稳严重，需要根据不同地层特点严格控制钻井液的密度、流变性、失水造壁性及抑制防塌等性能[9]。⑤超深井一般在浅井段使用φ444.5mm以上的钻头开孔，使得浅井段井眼大。这导致钻井液由于环空返速低，存在携岩能力不足的问题[10]。⑥碳酸盐岩裂缝性气藏的油气层保护技术难题。由于地层裂缝在井下原始状态下受地应力的作用，其宽度随应力的变化而变化，所以在地面测得的岩心裂缝宽度与井下实际裂缝宽度有较大的差别，导致无法制定具体、针对性强的油气层保护技术措施[11-14]。

川深1井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川中隆起北部斜坡带柏垭鼻状构造的一口预探井，设计垂深为8690m，最终完钻井深为8420m。该井钻井目的是以震旦系灯影组四段为主要层位，兼探寒武系龙王庙组，探索储层发育情况及含气性。该井采用五级井身结构：φ720mm导管×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。该井先后使用了泡沫、空气、钾基聚磺、聚磺防卡及抗高温耐盐聚磺钻井液。

该井二开井段910.00～2318.10m使用空气钻进，裸眼段长，井壁易发生坍塌、掉块；另外，空气钻进后井眼大，钻井液环空返速低，携带掉块困难。2318.10～4264.00m使用水基钻井液钻进，气液转换后井壁黏土易吸水引起水敏性坍塌。千佛崖组易钻遇高压气层，可能发生溢流。自流井组和须家河五段砂岩、泥岩和页岩发育，易发生剥落掉块，起下钻中易出现遇阻卡现象。

该井三开井段雷口坡组和嘉陵江组的石膏层和膏盐层长达1100m，盐膏层易吸水导致井眼缩径，同时会污染钻井液，使钻井液流变性及滤失性变差。茅口组钻遇高压油气层，有发生井涌甚至井喷的风险，需提高钻井液密度压井。

四开钻遇高压盐水及酸性气体污染几率大，及时快速处理钻井液性能异常及污染是难点。龙马溪组和洗象池组地层易发生掉块。同时，地层温度高达180℃，需要提高钻井液处理剂的抗温能力。

五开钻入震旦系灯影组地层，地质资料少，井下风险高。灯影组四段地层裂缝较为发育，地层承压能力偏低，岩性为白云岩，存在H2S和CO2等酸性气体对钻井液污染的可能。同时，白云岩易破碎垮塌，引起井壁失稳等复杂情况。五开井温达190℃左右，提高钻井液的抗温能力和维护高温流变性是五开的重点和难点。

2 钻井液体系室内研究

在室内正交实验的基础上，确定了高密度抗高温抗盐聚磺钻井液体系最优配方如下。

井浆+（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 热稳定性

分别测定高密度抗高温抗盐聚磺钻井液在不同热滚时间后的钻井液性能，见表1。

表1 高密度抗高温抗盐聚磺钻井液 高温稳定性评价（190℃）

由表1可以看出，在190℃高温作用下，随着热滚时间的增加，钻井液的黏度、切力以及高温高压滤失量变化幅度非常小，具有良好的流变性和滤失造壁性，钻井液热滚72 h后的性能依然可以满足常规钻井要求，这说明该钻井液具有良好的热稳定性。

2.2 抑制性

选取奥陶系泥岩岩屑，对钻井液的抑制性进行评价[13]。岩屑在优选配方钻井液中的一次及二次热滚回收率分别为94.76%及92.54%，远大于清水的50.86%及39.58%。压制岩心在优选钻井液中16 h后的膨胀率为3.14%，低于清水中的5.09%。说明优选的钻井液体系具有良好的抑制性能，可以抑制泥页岩水化膨胀和分散，防止井壁失稳。

2.3 润滑性

实验测得该钻井液的泥饼黏滞系数为0.052 35，因此泥饼润滑性良好。钻井液体系的极压润滑系数为0.22，因此该钻井液的润滑性良好。

2.4 沉降稳定性

钻井液必须具有良好的悬浮稳定性和沉降稳定性。采用静态沉降测试法评价钻井液沉降稳定性，实验结果见表2。实验结果表明，钻井液在190℃热滚16 h后，静止24 h及48 h后沉降系数在（0.50，0.53）区间内，且钻井液上部无析水现象，整体无分层现象，这说明该钻井液体系沉降稳定性好，具备良好的悬浮稳定性。

表2 钻井液沉降稳定性评价（190℃、16 h）

2.5 抗污染能力

在优选出的钻井液中，增加NaCl及CaCl2的含量，经过190℃老化16 h后测定钻井液性能。结果见表3。由表3可知，随着NaCl加量逐渐增大，最终达到饱和状态，经高温作用后钻井液的流变性和滤失造壁性变化幅度不大，且钻井液性能依旧符合使用要求，可见钻井液抗NaCl能力可以达到饱和；当CaCl2加量在0.9%以内时，钻井液的流变性和滤失性并没有明显的变化，但当加量达到1.2%时，钻井液流变性发生较明显的变化，表观黏度和动切力有不同程度的降低，滤失量增大。因此，该钻井液体系具有一定的抗CaCl2能力。

表3 钻井液抗盐能力实验

3 现场应用

3.1 钻井液的气液转换

该井二开井段为910.00～4264.00mm，其中910.00～2318.10m使用空气钻进，2318.10～4264.00m使用钾基聚磺防塌钻井液钻进。该井在二开空气钻进段裸眼井段长，井壁上不存在泥饼的保护，地层孔隙与裂缝处于原始状态。钻井液进入后裸眼段井壁吸水膨胀，再加上钻井液的冲刷，易发生井壁失稳；另外空气钻后井眼大且不规则、造成环空返速低，携带掉块困难。因此，当空气钻井出现井内垮塌影响井内安全时及时转换。空气钻井结束后先泵入油基润湿反转液，将井壁地层的润湿性由亲水变为憎水，后泵入高黏切防塌堵漏浆、钾基聚磺防塌钻井液，替浆完成后下钻，继续使用钾基聚磺防塌钻井液钻至二开结束。由于井壁岩石润湿性反转，且后续钻井液中加大了沥青类防塌剂用量，提高了聚合物和钾抑制剂的浓度，使钻井液抑制防塌性变强，顺利地钻穿了该层。空气钻进阶段前置液和替浆钻井液（井浆）以及钻井液钻进井段使用的钾基聚磺防塌钻井液配方如下，其性能见表4。

油基润湿反转前置液 12 t润湿反转剂+15m3柴油+5 t乳化沥青RHJ-3

井浆 300m3基浆（6%NV-1+0.6%Na2CO3）+ 209.5m3元坝钻井液站转运钻井液+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%消泡剂XP-1+加重剂

钾基聚磺防塌钻井液 井浆+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可见，整个二开施工中井内正常，起下钻畅通，钻井液性能控制优良，测井和下套管顺利。

3.2 特殊地层的处理

3.2.1 高压地层

1） 二开千佛崖组和自流井组钻遇高压气层。二开钻至井深2849.92m钻遇高压气层，地层千佛崖组，关井循环压井，井浆循环加重，钻井液密度由1.65g/cm3提高至1.98g/cm3，后钻至井深3258.85m，循环加重至2.05g/cm3压稳气层。所用钻井液配方如下。

0#水+8%钠膨润土+0.2%纯碱

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

2#0#+20%胶液（水+0.1%NaOH+8%SPNH）+ 重晶石

3#0#+30%胶液（水+0.1%NaOH+8%SPNH）+ 重晶石

从表5可以看出，3#配方流变参数最低，且滤失量满足要求，因此选择3#配方作压井重浆。

表5 二开压井重浆优选

2） 三开茅口组钻遇高压油气层，进入茅口组前把钻井液密度提高到1.85g/cm3。为了防止提高密度后钻井液黏度和切力过高，合理控制钻井液膨润土含量，随着密度的提高，逐步降低膨润土含量，当钻井液密度不大于1.93g/cm3时，控制膨润土含量小于20g/L；当钻井液密度大于1.93g/cm3后，逐步降低膨润土含量至低于15g/L。加重采取边循环边加重的方式，三开循环加重至2.10g/cm3，钻井液性能都没有明显变化。

3.2.2 盐膏层及酸性地层

雷口坡组和嘉陵江组五、四段钻遇大段石膏、盐岩层。应对盐膏层的钻井液技术措施为：①提高钻井液的密度，减少膏盐地层蠕变造成缩径并压稳盐水层；②控制合理的膨润土含量和固相含量；③加足抗膏盐处理剂（SMP-2、SPNH、磺酸盐降滤失剂等），全井段严格控制API滤失量不大于4mL，高温高压滤失量不大于12mL；④加入高碱比分散剂胶液，维持pH值不低于10。具体性能见表6。

表6 盐膏层钻井液性能

酸根污染在川东北地区普遍存在。酸根污染的对策有以下几个方面。①二氧化碳污染加入适量的石灰水或高碱比的CaCl2溶液进行处理，将钻井液中Cl-浓度保持在35 000～40 000mg/L之间，盐水钻井液抗污染能力较强；②硫化氢污染加入除硫剂（碱式碳酸锌）清除；③适当提高钻井液密度，杜绝或减少酸性气体进入井筒；④使用优质降滤失剂和降黏剂，稳定钻井液性能。

3.2.3 破碎地层

针对易发生井壁失稳的破碎地层，采取的钻井液技术措施为：①提高钻井液密度，保证力学防塌；②提高沥青、纳米封堵材料用量，加入聚胺和钾抑制剂提高化学防塌能力；③适当提高钻井液的黏度和切力，增强体系的防塌和携砂能力；④加入润湿反转剂，降低岩石表面亲水性；⑤适当提高钻井液的含油量。

四开钻遇易垮塌地层龙马溪组和洗象池组，使用了可抗温180℃的聚胺抑制剂，加量为1.5%。聚胺的加入减少了掉块的产生，稳定了井壁。钻井过程中，将膨润土含量控制在14～20g/L。五开侧钻过程中为减少掉块，防止出现卡钻风险，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，同时起到调节pH与增强钻井液的防塌能力的作用。加入了1%聚胺提高钻井液的防塌抑制能力。将钻井液的漏斗黏度提高至64～85 s，动切力提高至8～13 Pa，稳定井壁的同时强化井眼净化能力。

3.2.4 易漏地层

川东北地区各区块都存在井漏，河坝和元坝地区较为突出。漏失主要为地层裂缝发育漏失、高密度下压差漏失和产层漏失。处理井漏思路有3种：①封堵漏失通道，即堵漏；②消除或减少井筒和漏层之间存在的正压差；③提高钻井液在漏失通道内的流动阻力。

对渗透性漏失或者裂缝性漏失，可调整钻井液性能，适当降低钻井液密度，提高钻井液的黏度和切力；同时强化钻井液的封堵能力，四开井段使用了抗高温随钻堵漏剂、 超细CaCO3等封堵材料，辅以钻井液防塌封堵剂RHJ-3。五开侧钻井段加入（3%～5%）磺化沥青、 （3%～5%）RHJ-3、（3%～5%）超细CaCO3、 （0.3%～0.5%）成膜剂CMJ-1、 （1%～2%）纳米SiO2，以强化钻井液的封堵能力。

3.3 钻井液的维护

3.3.1 流变性及失水造壁性维护

川深1井预计完钻井底温度高达190℃，提高钻井液抗高温能力的对策为：①优选抗高温处理剂，处理剂用量达设计上限，高密度钻井液优选出的处理剂见表7。②钻井液的膨润土含量控制在设计中高限。③定期进行热滚实验，随时掌握钻井液的高温性能，根据高温性能及时加入处理剂调节。④加入表面活性剂提高体系抗高温能力。⑤检测钻井液高温高压流变性，根据检测结果指导处理。

表7 优选出的抗高温处理剂

高密度钻井液流变性及失水造壁性维护总的原则是：降低滤失量，在保证井眼净化下尽量降低钻井液黏度和切力（动塑比在0.36～0.48 Pa/mPa·s之间）。使用以下手段有助于维护钻井液流变性及失水造壁性的稳定。①如钻井液增稠，可向其中加入一定量降黏剂（如磺化单宁）；如钻井液减稠，可向其中补充2%～3%膨润土浆。②对处理剂进行优选，在不同井段中优选出抗温性强的处理剂。③通过合理使用固相控制设备及聚合物絮凝剂，减少固相含量。表8中的加重钻井液通过混入聚合物胶液，维持了流变参数的稳定并且降低了滤 失量。

表8 加重钻井液稳定性评价

3.3.2 密度维护

现场使用密度不低于4.20g/cm3，且黏度效应低的重晶石粉，确保入井重晶石粉的质量。加重时边循环钻井液边加重，且不加入干粉，以在循环时加入高密度低黏度低切力的优质高密度钻井液的方法，不但稳定了密度，又使流变性得到控制。川深1井四开井段密度控制情况见表9。

表9 川深1井四开井段密度控制情况

该井四开钻井液配方为井浆+（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

该井五开钻井液配方为2%钠膨润土+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%）纳米SiO2+（3%～5%）RH-220+5%KCl+0.2%SP80+（3%～5%）超细碳酸钙，实钻钻井液性能见表10。

表10 五开钻井液性能

3.3.3 膨润土含量与固相的控制

为防止加重后钻井液黏度和切力过高，应合理控制高密度钻井液膨润土含量在15～20g/L范围内，随着密度的提高，逐步降低膨润土含量，见图1。

图1 钻井液密度与固相含量及膨润土含量关系

进行固相控制的目的主要是降低钻井液的塑性黏度，提高机械钻速。固相控制可以从钻井液处理剂及固控设备2个角度着手进行。向钻井液中加入FA-367、NH4HPAN、DS-301等聚合物，絮凝有害固相，加强四级固控设备的使用和维护，及时清除有害固相，将钻井液中固相含量和含砂量维持在较低水平。对固控设备，主要得出了以下工程经验。①全井段振动筛使用率达纯钻时间的100%，浅井段使用120～150目筛网，井下动力钻进井段使用150～180目筛网，深井段使用150～180目筛网。定期维护保养，及时检查更换筛布，保证正常使用。②除砂、除泥清洁器使用180～200目筛网，使用率达纯钻时间的100%，降低钻井液中有害固相含量和含砂量；必要时配合离心机使用，控制钻井液密度及膨润土含量。③经常清掏钻井液循环槽及定期放沉砂罐。④定期对固控设备进行维护保养，以提高设备的利用率。⑤定期检查维护加重泵、循环管线、搅拌机，保证正常运转。

3.4 保护油气层的钻井液技术措施

由于在钻井过程中钻遇若干油气层，因此要尽可能保护油气层，防止近井壁的油气层受到损害，该井应用的保护油气层的钻井液技术措施有以下几方面。①钻进中随时了解地层情况和井下实际情况，及时调整钻井液密度和其他性能，以达到近平衡压力钻井，从而保护油气层。②严格控制钻井液密度，防止钻井液压漏地层，损害油气层。全井段严格控制API滤失量及高温高压滤失量，减少钻井液滤液对地层的污染。加强固相控制，最大限度地利用好固控设备，尽可能降低钻井液中无用固相含量。③实施屏蔽暂堵，在目的层井段利用钻井液中已有的固相粒子，同时加入酸溶性的与油气层孔喉大小相匹配的架桥粒子QS-2、填充可变形封堵粒子RHJ-3，对油气层实施屏蔽暂堵保护；井场储备不同粒度酸溶防漏堵漏材料，防止井漏和减小钻井液对产层的损害。④钻遇漏失井段适当减少排量，提高钻井液的黏度和切力，接单根时提起钻具再停泵，接好单根再缓慢开泵，泵压稳定再缓慢下放钻具到井底，下钻最好分段循环钻井液，以减少压力激动。⑤配合工程上提高机械钻速，降低非生产时间，减少钻井液对油气层的浸泡时间。

4 结论

1.优选出的聚磺钻井液体系常温流变性良好，API滤失量及高温高压滤失量分别为3.0及9.8mL，可抗温190℃，泥岩滚动回收率为94.76%，12 h后线性膨胀率为3.14%；泥饼黏附系数及润滑系数分别为0.052及0.22；静态沉降系数为0.5；体系可抗30%NaCl，抗0.9%CaCl2。

2.空气钻进后，气液转换前先泵入油基润湿反转液，改变地层润湿性。遇高压油气层，应逐步提高钻井液密度并控制膨润土含量。遇酸性地层，应稳定钻井液pH值在10左右；在膏盐地层钻进必须控制较低膨润土含量，保持在18～22g/L，严格控制钻井液滤失量及pH值。同时，可提高钻井液Cl-含量至35 000～40 000mg/L以抗盐侵及抗高温。遇破碎地层，须提高钻井液密度、黏度切力及抑制防塌能力，可加入1.0%～1.5%聚胺，或提高K+浓度。遇易漏地层，应严格控制密度，适当减少排量及提高黏度和切力，可加入合适粒径的封堵材料进行屏蔽暂堵或加入防塌封堵剂。

3.通过加入降黏剂或补充膨润土浆的方法调整钻井液的黏度和切力。为稳定井壁同时防止钻井液污染地层，全井应控制API滤失量不大于4mL，高温高压滤失量不大于12mL。在深井段，向钻井液中混油，并加入3%以上极压润滑剂JM-1、RH-220以提高钻井液润滑性。