皖南地2 井钻井液工艺技术

孙辉正，张强

（安徽省煤田地质局第二勘探队，安徽芜湖 241006）

0 引言

皖南地2 井全称为“安徽南陵地区二叠系页岩气地质调查井皖南地2 井钻测录工程”，是中国地质调查局南京地质调查中心在南陵凹陷部署的第一口二叠系页岩气地质调查井，由安徽省煤田地质局第二勘探队承担钻探任务。该井从埋深适合的南陵凹陷后缘入手，全井使用绳索系列S95 钻具和绳索取心技术进行取心，设计井眼尺寸为98 mm，井深为1 900 m，井型为直井。计划通过该井获取南陵凹陷二叠系页岩气地质条件参数，钻取设计深度岩心，实施页岩气测录和地质编录工作，开展沉积环境、层序和页岩气综合评价研究。

皖南地2 井可参考的地质资料十分有限，实际钻遇地层十分复杂且岩性等变化快，通过不断改进钻井液技术措施解决了表层造浆、巨厚砾石层护壁困难发生坍塌、灰岩漏失、钻井液变质快等一系列难题，实际完钻井深为2 011.52 m，完钻地层为二叠系南陵湖组。

1 工程概况

1.1 工区地质概况

皖南地2 井位于皖南山区与沿江平原的过渡地带，地跨扬子准地台及华南褶皱系两大构造单元，北部属扬子准地台，南部属华南褶皱系。自上而下钻遇2 个时代（新生代、中生代），3 个层系（第四系、白垩系、三叠系）[1]，17 种岩性（砂质黏土、泥岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾粉砂岩、含砾细砂岩、砂砾岩、砾岩、灰岩、条带状灰岩、瘤状灰岩、蠕虫状灰岩、岩屑灰岩）。地层划分自上而下依次为第四系（Q），白垩系赤山组（K2c）和浦口组（K1p），三叠系南陵湖组（T1n）（未穿）。

1.2 井身结构

该井设计为三开井，井身结构见表1。

表1 井身结构表Table 1. Well structure

1.3 主要机具及设施

全孔使用S89 mm 绳索取心钻杆，选择XY 8 立轴式钻机，配备有水刹车和拧管机。钻井液泵为NBB 390/15 型，最大工作流量为390 L/min，额定压力为11 MPa；钻塔为API 4F 100T，塔高为27 m，承载力为100 t；动力来源为380V 高压电。现场钻井液槽长度为25 m，截面规格为400 mm×500 mm，中间分布2 个容积为1.5 m3沉淀坑，钻井液池的有效容积为12.5 m3，废浆池容积约为50 m3。同时，配置了振动筛、旋流除砂器和除泥器等固控设备。保证所有的循环钻井液均流经振动筛，所用筛网目数为100 目[2]。其他辅助设备配置要求按标准配备。

2 钻井液

由于绳索取心工艺钻井时环空间隙很小、钻井液返速快、钻具回转转速高，钻井液需保持低的固相含量和良好的流变性。因此，选择不分散低固相聚合物钻井液体系（简称双聚钻井液）作为皖南地2井全井段钻井液，发挥其固相含量低、密度小、流变性良好、泥饼质量高、对岩心及目的层的损害小等优点[3～5]，以高黏、中切、低密度、压稳不漏、稳定钻进为原则。

开钻时采用清水钻进，2d后替换为双聚钻井液钻进，基础配方为：清水＋0.5%~3%膨润土＋0.1%~0.2%纯碱＋0.1%~0.3%聚丙烯酰胺（PHP）＋0.5%~1.0%聚丙烯腈钠盐（Na-HPAN）＋1%~2%防塌防卡剂＋1%~2%高黏防塌剂＋1%~5%复合型广谱护壁剂（GSP）＋0.3%~0.5%低黏纤维素（CMC-LV）+高效润滑剂。此配方聚丙烯酰胺（PHP）加量较大，着重体现聚丙烯酰胺（PHP）颗粒浸泡搅拌后水解伸展开的聚丙烯酰胺分子的絮凝作用和部分未水解分子的黏连作用，钻进时不断清理出泥浆槽中絮状岩屑沉积，保持泥浆清洁的同时在井下能形成薄而韧的泥皮，绳索钻进使用效果良好，未出现钻杆内壁结泥皮和泥包钻头等情况。

2.1 主要处理剂

以部分水解聚丙烯酰胺（PHP）和部分水解水解聚丙稀腈钠盐（Na-HPAN）为主要处理剂，它们可选择性絮凝除掉劣质土和岩屑，而对优质造浆黏土作用较弱[5]。搭配复合型广谱护壁剂（GSP）、防塌防卡剂、高黏防塌剂，辅以低黏纤维素（CMC-LV）和高效润滑剂。配置的钻井液比重合适，黏度切力高，失水量小，pH 低，总体上稳定易维护、对地层影响小、高效钻进无事故。

2.2 性能指标

该井使用的双聚钻井液主要性能指标见表2。

表2 双聚钻井液主要性能指标Table 2. Main performance indexes of non-dispersed low solid polymer drilling fluid

3 施工难点及钻井液对策

皖南地2井钻遇地层极其复杂，主要表现为强造浆、掉块坍塌、强破碎有漏失，绳索取心钻探施工难度极大。

3.1 表层造浆严重

井段为0～702.04 m，除开钻前2 d 清水钻进新地层外，开孔钻井液性能维持为设计值下限。后续发现因进尺较快、地层胶结强度低，需不断补充降滤失剂进行护壁，防止掉块形成井眼大肚子，以保证下部井眼垂直度。本段上部为新地层，下部为泥质粉（细）砂岩，泥质含量很高，劣质固相大量进入钻井液中，8 h内钻井液黏度和切力值即可翻倍，钻井液整体已呈暗红色，造成顶端第一至第五根钻杆内壁结厚泥皮3次，无法完成取心操作，严重影响了正常钻进。

采取措施主要有：降低膨润土和护壁剂加量，增加聚丙烯酰胺（PHP）加量控制分散，配方为：清水＋1% 膨润土＋0.1% 纯碱＋0.3% 聚丙烯酰胺（PHP）＋0.7%水解聚丙稀腈钠盐（Na-HPAN）＋1%防塌防卡剂＋1%高黏防塌剂＋3%复合型广谱护壁剂（GSP）＋0.3%低黏纤维素（CMC-LV）；日常维护时确保密度不超过1.04 g/cm3，固相含量低于2%，含砂量低于2%；50%除泥器使用和每2 h 清理钻井液槽沉砂1 次。配合降低钻机转速，投内筒前用大泵量冲洗10 min等工艺，有效控制了地层造浆和结泥皮问题。

3.2 巨厚砾石层坍塌

井深为706.02～1 545.22 m，本井段很长且全为98 mm 裸眼。钻遇砾石层厚度超过800 m，砾石磨圆好，砾石间泥质胶结强度弱，且夹有0.3～2 m 的砂岩夹层，如图1所示，岩心地面放置1 d后即膨胀散开，判断地层极易出现掉块、垮塌。实际钻进中2 次出现井口返出岩屑猛然增多、各种岩性岩屑混杂、钻井液返速下降现象，电测发现在870 m 处出现钻井大肚子，高度约为4.7 m，体积约为2.1 m3，井径扩大率最大为1 157%，本段下部也常见掉块引起的起钻遇卡、下钻不到底现象。

图1 已膨胀散开的岩心Figure 1. The expanded and loosened core

本段对钻井液性能调整幅度较大，增加膨润土加量，以提高钻井液比重，增强对地层的支撑作用，加强对胶结处泥质成分的抑制和提高钻井液的造壁护壁能力。配方为：清水＋3%膨润土＋0.2%纯碱＋0.3%聚丙烯酰胺（PHP）＋0.5%水解聚丙稀腈钠盐（Na-HPAN）＋1%防塌防卡剂＋2%高黏防塌剂＋3%复合型广谱护壁剂（GSP）＋0.5%低黏纤维素（CMC-LV）。日常维护使用较多的聚丙烯酰胺（PHP）和高黏防塌剂，控制密度为1.05~1.06 g/cm3，漏斗黏度为25~28 s，美国石油协会标准API 不超过5 mL/30 min。监控井口出砂情况和钻井液池液面高度。结合降低钻具上提速度、降低钻机转速、稠浆灌孔、勤划眼修整井壁等工艺措施，有效解决了此段巨厚砾石层掉块、垮塌问题。

3.3 强破碎灰岩漏失

继续钻进倾角为40°的灰岩，存在较多的揉皱、瘤状构造，可见厘米级孔洞，地层破碎严重，如图2 所示。1 680~1 765 m井段出现钻井液漏失现象，最大漏失速度约为2.3 m3/h，总漏失量约为22.5 m3，判断为轻微漏失，但漏失总量已超过可循环钻井液体积，且即将达到设计完井深度，机具负荷大，对钻井液的要求更高。

图2 强破碎的灰岩Figure 2. Strongly broken limestone core

本段处理措施为每次停机打捞内管前泵入约0.5m3添加5%膨润土和5%护壁剂的稠浆至井底，开泵时先小排量循环至稠浆出井再钻进，直至确定地层不再漏失。现场还预备了2 t堵漏锯末、2 t膨润土和1 t水泥干粉，并联系了附近堵漏材料厂家，做好出现大漏失预防措施。继续钻进至2 011.52 m完钻未再出现漏失。

3.4 钻井液变质快

皖南地2 井钻遇地层变化快，对钻井液性能要求高，钻井液调整频繁，钻井液变质快。本着绿色环保、节约高效、多次少量的原则，当钻井液性能变化大、维护困难时先抽取2个沉淀池约2.5 m3至废浆池，抽取废浆池上层清液配置新浆加入；起钻前抽取废浆池中部钻井液加少量处理剂作灌孔浆使用；下部固相含量严重超标无法利用的废浆交由专业公司转移作无害化处理，大幅度减少了全部更换新浆次数，缩短了辅助时间。变质泥浆的调整遵循“逐步到位、先降黏后增黏、充分混合”的原则[6]，最大限度发挥处理剂性能从而延长钻井液寿命，有效解决了钻井液变质快的难题。

4 结语

皖南地2 井使用钻井液以双聚钻井液为基础，充分发挥聚丙烯酰胺（PHP）等处理剂的特点，根据地层性质不断进行调整，采取了一系列工艺技术措施，有效解决了造浆、坍塌、漏失等难题，保证了顺利完井。最终，全井岩心采取率为99.03%，采取质量均达到优质，终孔顶角为2.33°，纯钻进时间率达到45.1%。该孔的成功经验正在其他钻孔推广使用，在今后勘探施工中也会继续总结经验，引进先进的钻井液技术，更好更快地提高钻进效率，为同类项目钻探施工中钻井液的使用提供参考和借鉴。