川东北钻井液技术

川东北钻井液技术川东北钻井液技术川东北钻井液技术川东北钻井液技术 龙大清 范建国 肖平 娄云建 安建利 （中原油田 西南钻井公司，四川 南充） 摘 要：川东北地区存在易漏、易塌、盐膏复杂、高密度高温、酸根污染、产层涌漏等多种复 杂难题，在钻井施工中损失大量时间、浪费大量财力，影响施工进度和经济效益。目前在元坝 地区已实行勘探开发一体化，将要部署大批超深水平井，施工难度更大，因此，有必要对前面 的钻井液技术进行，以期为后续施工提供一些思路，进一步完善川东北钻井液技术， 使超深水平井钻井液技术更上一个台阶。 主题词：井漏；井塌；盐溶；盐膏缩径；高温高压；酸根；高压卤水层；摩阻；产层防治漏及 油保 1 川东北钻井液技术难点 1.11.11.11.1 各区块地层易漏 在川东北各个区块均出现过井漏，有原始地层漏失、地层承压漏失、高压差漏失、承压 堵漏、中完下套管过程中的小间隙蹩漏等。典型井：金鸡 1井、河坝 101井、黑池 1井、分 2井、新清溪 1井、毛坝 7井、普光 10井、元坝 101井、元坝 2-侧平 1 井等。 金鸡 1井、金溪 1 井、河坝 101 井、黑池 1 井、新黑池 1井、分 2井漏失量都在 1000m3 以上，属于典型的原始地层漏失。新清溪 1 井属于典型的裂缝性产层漏失。毛坝 7 井属于承 压堵漏，损失时间达 20 天之久。普光 10 井属于套管小间隙蹩漏地层。元坝 101 井压井密度 达到 2.19g/cm3，属于典型高压差压漏地层。元坝 2-侧平 1 井进长兴组产层时钻井液密度为 2.05g/cm3（产层压力系数 1.05—1.15），属于典型的高压差压漏产层。 1.21.21.21.2 垮塌严重 垮塌普遍存在，严重的是元坝地区，在气体钻进和气液转换过程中均出现垮塌。因垮塌 出现各种复杂和事故。比如：分 2 井因降密度出现垮塌，造成卡钻；新清溪 1 井破碎地层垮 塌出现复杂；元坝 204井气液转换后地层垮塌复杂；大湾 404-2H井因泡沫钻使用时间过长 造成垮塌卡钻。 1.31.31.31.3 盐溶、盐膏层缩径、盐膏污染 大部分井没有使用盐水钻井液体系，必然会出现盐溶的问题，盐溶的程度不一，现在 井径数据差异较大。 同时还存在盐膏层缩径的情况，盐膏层缩径分为两种，一种是应力性缩径，另一种是结 晶水缺失性缩径。典型井：普光 202-2H井、普光 204-2H井、元坝 102 井、元坝 102-侧 1 井。 1.41.41.41.4 超深井高温对钻井液性能的影响 高密度、超高密度的深井、超深井的出现，井底温度最高达到了 175℃甚至更高.钻井液 在高温高压下，性能变化很大，在高密度、超高密度下没有特效稀释剂调节钻井液流型，钻 井液性能稳定困难。 1.51.51.51.5 酸根对钻井液的污染 酸根污染普遍存在，当酸根浓度≥2 万 PPm后，整个钻井液处于失控状态，严重威胁井 下安全。 其次，硫化氢的污染同样会使钻井液性能产生大的变化，同时威胁钻具安全，必须严加 控制 。 1.61.61.61.6 高密度对钻井液性能的维护带来的很大的困难 高密度、超高密度钻井液维护困难，处理频繁，同时流变性较差带来脱气、排气困难， 存在较大的井控风险。典型井：河坝 1 井、毛坝 7 井、新清溪 1 井、元坝所有井。 1.71.71.71.7 深井钻井液起泡严重 钻井液起泡多数是由于酸根引起，少数是由于其它的原因引起。钻井液起泡给产层判断 带来困难，使井控风险增大，必须严格控制。典型井：大湾 101 井、普光 12 井在须家河产 层施工中出现起泡，难以判断是否压稳地层。 1.81.81.81.8 嘉陵江组高压卤水层对井下安全造成较大影响 高压卤水层中富含 Ca2+、Mg2+离子和少量H2S，对高密度钻井液会产生严重污染，钻井 液性能出现重大变化，给井下安全带来极大威胁，尤其在小井眼施工中。典型井：元坝 2— 侧平 1 井在 H5950m 出现高压卤水层，严重污染钻井液，性能恶化，在不带螺杆的情况下泵 压达到 33Mpa，无法继续施工。 表 1111 元坝 2222————侧平 1111井地层水样分析数据 名称 CO32- HCO3- Cl- Ca2+ Mg2+ 样品 1号 0 1674.8 58777.5 1038.87 102.64 样品 2号 0 1417.15 83491.8 1943.08 396.58 样品 3号 506.88 1030.65 64433.9 230.86 466.56 样品 4号 0 2190.1 60803.8 0 221.6 样品 5号 506.88 773.4 60803.8 0 244.5 样品 6号 0 644 100400 2455 523 1.91.91.91.9 超深水平井中井下摩阻对钻井施工影响巨大 超深水平井，尤其是小井眼超深水平井井眼轨迹、低密度固相含量、钻井液润滑直接影 响井下摩阻，与施工成败直接相关。典型井：普光 1 井 5700m 完钻时井下Kf80t；大湾 101 井 5600m 完钻时井下 Kf 60-70t；毛坝 7 井 5060m完钻时井下 Kf70t左右，顶驱负荷达到极 限。 1.101.101.101.10 超深水平井中产层井漏的预防、治理与产层保护 产层的漏失将会出现泥饼缩径复杂甚至卡钻，对井控安全造成直接威胁，并且也会对产 层造成损害，同时直接威胁井下施工安全。 2 解决川东北钻井液技术难点的对策 2.12.12.12.1 解决井漏问题的对策 对于陆相地层：(1) 直井段采用随钻堵漏剂处理渗漏问题。(2) 采用桥堵、水泥、DSL、 化堵、MTC、凝胶、无渗透承压堵漏材料来处理中到大漏，甚至恶性漏失。 对于海相地层：(1) 直井采用随钻堵漏剂、封堵材料共同预防井漏。(2) 定向井或水平 井只能采用封堵材料进行预防，以免增加井下摩阻。(3) 定向井或水平井挤堵完以后必须及 时将堵漏材料清除，避免井下摩阻大幅增加。 2.22.22.22.2 解决井塌问题的对策 （1）利用封堵材料防塌：封堵地层微裂缝和微孔，阻止自由水进入微孔和微裂缝。 （2）辅助化学防塌：利用阳离子聚合物大分子的吸附、包被作用抑制地层吸水膨胀。 （3）泡沫钻进必须按时进行气液转换 普光及周边地区的泥页岩回收率达到 96%以上，有没有页岩稳定剂对地层垮塌没有任 何作用。总结以往的经验得出泡沫钻不得超过 7 天，否则，应分析岩屑回收率。 （4）应力平衡防塌 选择合理的钻井液密度平衡地层压力，尽快建立力学平衡，从而延缓或减轻地层垮塌。 （5）合理的气液转换方式防塌 配制封堵材料 6-8%的优质防塌钻井液；准备 30—40m3堵漏浆；准备 12m3的润湿反转 剂。注入的顺序为：先注润湿反转剂，然后注入堵漏浆，最后注入循环钻井液。起出光钻杆， 下入欠尺寸的扶正器带钻头进行通井。 2.32.32.32.3 盐溶、盐膏层缩径、盐膏污染的对策 控制合理的坂含、固含，配合使用抗盐膏的聚合物和磺化材料，提高钻井液的抗盐膏污 染能力。 通过使用饱和盐水体系控制盐溶；通过控制钻井液的流型和钻井液环空返速来减轻盐 溶。 提高钻井液密度平衡地层应力；定期修整井壁，解决缺水性缩径（包括地层蠕变）。 2.42.42.42.4 解决超深井高温问题的对策 表 2222 部分井地温梯度统计 序号 井号 完钻井深 m 井底温度 0C 平均地温梯度 0C/100m 1 普光 2井 5353 126 2.35 2 元坝 2井 6828 153 2.24 3 元坝 3井 7450 175 2.35 4 元坝 2-侧平 1井 6773（6500⊥） 143 2.2 (1) 提高钻井液处理剂的抗温标准，满足 1800C 井温施工要求。 (2) 钻井液坂含、低密度固含应采用下限，确保钻井液的稳定。 (3) 定期检测钻井液的高温性能，尤其是高温滚动实验。以鉴定其抗温能力。 2.52.52.52.5 解决酸根污染的对策 处理碳酸根和碳酸氢根： (1) 在井温 1000C 以下采用生石灰清除；(2)、加入 CaCl2 清除；(3)、采用 CCA 清除。 处理硫化氢: (1) 碱式碳酸锌；(2) 海面铁；(3) 控制较高的 PH 值（9—11）。 2.62.62.62.6 解决高密度对钻井液性能影响的对策 (1) 选择质量好的钻井液处理材料； (2) 选择高品位的加重材料，尤其要控制粘度效应，或者采用复合加重； (3) 控制低密度钻屑含量； (4) 控制合理的坂含值。 2.72.72.72.7 解决深井钻井液起泡的对策 (1) 普通磺化材料引起的起泡，普通消泡剂就可以消除； (2) 酸根污染引起的起泡，首先消除 HCO3- 和 CO32-，然后再消泡； (3) 体系配伍性引起的起泡，调整体系配方或者调节钻井液的 HLB 值，将其调到正常 范围，再消泡才能根治。 2.82.82.82.8 解决嘉陵江组高压卤水层影响的对策 硫化氢的处理：以提高 PH 值和适量加入除硫剂的方法进行处理。 钙、镁离子的处理：(1) 主要采用加 NaOH 的方法来沉除钙、镁离子。(2) 采用Na2CO3 来处理，但必须检测钙、镁离子含量，并计算出处理量才能进行。 流型调节：适当配合高温稀释剂HTX 或 SMT 调节钻井液的粘切。 2.92.92.92.9 超深水平井钻井液摩阻的控制 (1) 良好的井眼轨迹是控制井下摩阻的前提； (2) 采用高目数筛布并强化一、二级固控，辅助三、四级固控是实现摩阻控制的基础； (3) 采用包被剂包被钻屑，利于清除；循环系统定期清理，减少二次固相污染； (4) 采用聚合醇和沥青材料改善钻井液造壁，提高润滑性； (5) 适当使用润滑剂，必要时采取混油措施，进一步提高钻井液润滑性。 2.102.102.102.10 超深水平井产层井漏预防、治理与产层保护 (1) 建立造壁、防漏、产层保护三位一体思路，共同治理； (2) 采用沥青、聚合醇、超细钙、无渗透材料、乳化石蜡作为封堵和造壁材料，进行防 漏和保护产层。 (3) 采用堵漏浆进行堵漏时，堵完漏以后要将堵漏剂清除，避免摩阻大幅上升 3 川东北钻井液体系 3.13.13.13.1 两性离子聚合物钻井液体系 使用于蓬莱镇组、遂宁组，使用井段为 0—2000m左右。地层相对较为稳定。用于元坝 及通南巴的井。 3.23.23.23.2 强抑制性聚合物防塌钻井液体系 使用于遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞 仙关组、长兴组，使用井段为 2000--7000m左右，地层易塌、易漏、易喷、存在H2S、盐膏 污染、盐膏缩径、产层漏失、高温高压。用于普光及周边。 3.33.33.33.3 正电性钻井液体系 使用于遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组，使用井段为 2000--4500m左右，地层 易塌、易漏、易喷、个别井存在H2S。用于元坝、大湾构造。 3.43.43.43.4 氯化钾聚磺钻井液体系 须家河组以上陆相地层使用，使用井段为 2000--5000m左右，地层易塌、易漏、易喷。 用于元坝区块。 3.53.53.53.5 饱和盐水钻井液体系 使用于海相地层，盐膏较发育的地层，或者氯根超过 5 万 PPm的井避免盐膏层过分溶 解造成事故和复杂。用于普光、大湾、黑池构造。 4 川东北钻井液技术现场应用 4.14.14.14.1 井漏处理 普光 1 井在钻至 89.00-154.00m井段时发生井漏，累计漏失钻井液 164.00m3，平均漏速 2.73m3/h；漏失层位：上沙溪庙组，岩性：紫红色泥岩、灰色细砂岩；为地层微裂缝渗漏。 当时采用边钻进边补充搬土浆及少量的随钻堵漏剂的方法处理成功。 普光 2井在钻遂宁组、上沙溪庙组时发生渗透性漏失，漏失井段为 43.30—311.00 米， 共漏失钻井液 216.50m3。平均漏速：4.93m3/h。所钻岩性以泥质粉砂岩和岩屑长石砂岩为主， 钻井液相对密度 1.05—1.08g/cm3。采用补充膨润土浆，同时加入 2-3%的 FCR--Ⅱ、FDJ—2 等堵漏材料进行随钻堵漏，取得了较好的效果。该井钻进至井深 5028.60米时，发生渗透性 漏失，在打开漏层的第一个小时内，共漏失钻井液 6.09 m3。随后降低循环排量，并补充 2% 的 FCR--Ⅱ进行随钻堵漏，两周后恢复正常。 新清溪1井在须家河组、嘉陵江组、飞仙关组均发生井漏。飞仙关产层采用密度2.00g/cm3 浓度 20%的堵漏浆钻进，4285.38m时出现溢流，关井后套压升至 20Mpa，出现井漏，配制 浓度为 27%的堵漏浆,堵漏浆中增加了中粗颗粒成分,注入井底,经静止后堵漏成功。 表 3333 新清溪 1111井井漏情况统计表 漏失井深(m) 工 况 层 位 岩性 漏失量 （m3） 漏 速 (m3/h) 漏失 类型 钻井液性能 处理措施及效果 2735.14-2736.79 钻 进 须 家 河 砂岩 5.80 4.8 微裂 缝渗 漏 ρ1.44 T138 B2.2ml τ24/41.5pa 加 2%随钻、静止 堵漏 3766 循 环 嘉 陵 江 石膏灰色 灰岩 12.6 4.2 渗漏 ρ1.50 T 81 B 2.4mlτ5.5/13.5pa 加 2%随钻、静止 堵漏 4225 承 压 嘉 陵 江 灰色灰岩 59.50 25.20 承压 漏失 ρ1.82 T 64 B 2ml τ4/12pa 配制浓度 25%的 堵漏浆挤堵成功 4285.38 钻 进 飞 三 段 灰岩 30.34 12 裂缝 性漏 失 ρ2.00 T 77 B 2.4mlτ6/15pa 配制浓度 27%的 堵漏浆静堵成功 新黑池 1井目前刚钻完嘉陵江组地层，共发生 11次井漏，同样在多个地层出现各种类 型的井漏，分别在自流井、须家河、雷口坡、嘉陵江出现漏失，经过采取各种堵漏措施均堵 漏成功。详细漏失情况见下表。 表 4444 新黑池 1111井井漏情况统计表 漏 失 井 深(m) 工 况 层 位 岩性 漏失量 （m3） 漏 速 (m3/h) 漏 失 类型 密 度 处理措施及效果 2846.4 倒 划 自 流 井 砂 岩、 碳质 泥、 煤 76.53 32.8 失 返 漏失 1.35 配 25m3 堵漏浆，注入 19m3 静堵成功。配方： 10%FCR-2+8%FD-II+1%GDJ-1. 3074.02 钻 进 自 流 井 砂 岩、 碳质 泥、 煤 11.77 8 裂 缝 性 漏 失 1.35 配制 18m3 堵漏浆，注入 13m3 静堵成功。配方： 9%FCR-2+3%TDW-2 3237.35 钻 须 泥 101.37 35 裂 缝 1.34 配制 20m3 堵漏浆 ,注入 16m3 静堵成功。配方： 进 家 河 岩、 煤 性 漏 失 10%FD-Ⅲ+10%核桃壳+5%FD-II 3302.34- 3306.49 钻 进 须 家 河 砂、 泥 岩， 煤 322.92 28 裂 缝 性 漏 失 1.31 配制 50m3堵漏浆,注入 42m3静堵、挤堵成功。配方： 4%FD-I+4%FD-II +4%FD-Ⅲ+4%核桃壳+4%TDW-2 3332.49- 3633.27 钻 进 须 家 河 砂、 泥 岩， 煤 46.26 14 裂 缝 性 漏 失 1.23 配 25m3堵漏浆，注入 19m3静堵、挤堵成功。配方： 8%FD-I+4%GD-2+8%FD-Ⅲ+0.5%FCR-2+4%TDW-2 3366.60- 3392.00 钻 进 须 家 河 砂、 泥 岩， 煤 65.46 32.26 裂 缝 性 漏 失 1.21 配 25m3堵漏浆，注入 17m3静堵、挤堵成功。配方： 4%GD-2+4%FCR-2+4%TDW-2 3859.89- 3860.39 转 化 泥 浆 雷 口 坡 膏 岩、 灰岩 76.23 10.02 裂 缝 性 漏 失 1.26 配制 18m3 堵漏浆，注入 13m3 静堵成功。配方： 12%FCR-2+16%TDW-2+3%DDS 3866.56 钻 进 雷 口 坡 膏 岩、 灰岩 67.35 6 裂 缝 性 漏 失 1.26 配制 20m3盐水堵漏浆 ,注入 15m3静堵成功。配方： 9%FCR-2+3%PFT 3995.46 钻 进 雷 口 坡 膏 岩、 灰岩 66.04 6.24 裂 缝 性 漏 失 1.28 配 25m3堵漏浆，注入 18m3静堵成功。配方：3%FD-I +6%FCR-2+6%TDW-2+6%DDS 4307.66 钻 进 嘉 陵 江 盐 膏、 灰岩 49.7 8.4 裂 缝 性 漏 失 1.34 加入 3% FCR-2随钻堵漏成功。 4745.06 起 钻 嘉 陵 江 盐 膏、 灰岩 161.1 30.8 失 返 性 漏 失 1.42 配 75m3 堵漏浆，注入 60m3 静堵成功。配方： 10%FCR-2+7%FD-1+6%FD-2 +4%GD-2+3%核桃壳 元坝 101井于 2007 年 12月 14 日钻至 4238.06m发生溢流，总池体积 179.70m3上涨至 180.60m3，上涨 0.9m3，随即循环观察。溢流前泥浆性能：进口 1.65g/cm3，出口 1.63 g/cm3， 粘度 79s；在压井过程中发生井漏，井漏 6.3 m3，开井灌入泥浆 16.2m3未见液面，关井静止， 配置堵漏剂泥浆 220 m3（前 50 m3加入随钻堵漏剂DF-Ⅰ 6%、DF-Ⅱ 0.5%；后 170 m3加入 随钻堵漏剂 DF-Ⅰ 4%）;然后间断灌入密度为 1.61 g/cm3的泥浆 24.4 m3未见液面，关井静止， 后向井内打入密度为 1.85 g/cm3的堵漏剂泥浆 88m3时立压开始上升，由 2MPa 升至 6.0MPa 又下降至 4.5MPa，停泵关井静止堵漏。之后经过多次压井堵漏，于 2008 年 1 月 22 日将钻 井液密度提至 1.99-2.00g/cm3，堵好漏并压稳气层。历时 37.75天，漏失钻井液 1945.9 m3。 4.24.24.24.2井塌的预防和处理 井塌的处理包括气液转换过程中的防塌、钻进过程中的防塌、出现垮塌的处 理三个方面。针对上述三个方面的问题采取了一系列的方法进行预防和处理，取 得了不少成效。 普光 301-4 井气液转换情况： 4％NV-1 + 0.5%Na2CO3 + 0.3%PAC-LV +0.5%SD-17W + 5%SMP-II + 5%PHM + 0.4% NaOH + 0.25%DPHP + 0.2%ZSC-201 + 1%DF －NIN-2 + 1.5%PFT-1 + 1.5%TDW－2配制500m3循环用钻井液。充分循环均匀后配制 40m3浓度为 10% 比例为 5:3 的 SMT 稀释液将钻井液性能调整到位。转换前加温到 800C 检测钻井液性能为： ρ1.39 g/cm3 FV74 s PV 33 mPa.s YP 12 Pa G10s/10mi 4.5/12.5 Pa FL3.8 ml pH9 Kf 0.1 n 0.65 k 0.48。气体钻进至 3686.12m将气量开到最大，充分循环，然后起钻完，下入 光钻杆准备转换钻井液。下钻到底开气充分循环，然后起两柱钻杆离井底 50-60m，先注 6m3 钻井液，再注 12m3(15t)润湿反转剂，最后注带 2%随钻堵漏剂的钻井液，注入 500m井段的 容积量；起钻 500m，然后注 1000m 井段的容积量；再起钻 1000m，再注 1000m井段的容 积量；再起钻 1000m，最后将钻井液注满井筒，观察不漏不溢，起出钻具。换Ф310mm 扶 正器简化钻具通井，直接下到井底。之后中完电测一次顺利到底，并测完。再下入Ф314mm 扶正器正常钻具通井，在 2074.99m、2094.34m、2267.44m、2498.51m、2700.59m、2787.11m、 2883.41m、2893.03m、2893.03m共 9处有轻微遇阻显示，稍作划眼处理后就恢复正常，再 次短起下钻时无任何显示，完全恢复正常。本井实现了通井当日恢复钻进，电测、下套管作 业顺利。 0 100 200 300 400 500 600 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 测量井深（m） 井 眼 直 径 （ m m ） 井径1 井径2 图 3333 P301-4P301-4P301-4P301-4井通井后的井径曲线 前置液转换方法在普光 103-2 井和元坝 27井得到推广应用，都控制在 2天以内恢复正 常钻进，取得了较好的效果，节约了大量时间。 大湾 404-2H井在气液转换以后钻进至 2300 多米时出现轻微的垮塌掉块，及时将钻井 液转换成正电性聚合物体系，并同时补充足够的封堵材料，井下掉块明显减少，最终消失。 转换时的配方为：2%配浆土+0.6%DS-301+2-4%DS-302+1-2%正电胶+3-5%PFT+2%聚合醇。 新清溪1井空气钻钻至2037.15m，地层出气，改为氮气钻，钻至2045.28m，地层出油， 转换成常规钻进，气液转换正常。钻进至井深2073.86m接单根后，发生严重蹩钻现象。划眼 过程中，蹩钻严重，振动筛处返出 1cm*2cm*3cm大小不等的掉块，特别在井段 2068.00-2069.00m存在严重的蹩钻现象。蹩钻时的钻井液性能：ρ1.39g/cm3、T 49s、B 4ml、 K 0.5mm、τ1/τ2 2/8Pa、π0.2%、PH 9.5。井浆+2％膨润土+0.5％ HV-CMC +1％钛铁矿粉配制 15m3密度为1.60g/cm3滴流钻井液进行携砂，反出约1 m3的1cm*2cm*2cm左右的掉块，掉块 减少后，下放钻具划眼，钻具上提无显示，下放遇阻，在甩掉两根单根后，在井深 2040.00-2047.00m划眼时，同样存在蹩钻、下放不到底的现象。注入预先水化好的膨润土浆 60m3（水+6%膨润土+0.7％纯碱），同时加入PFD-1 0.02%、TDW-2 0.3%。调整好以后的钻 井液性能：ρ1.40 g/cm3 、T 113s 、B 2ml、K 0.5mm 、PH 10 、π0.2% 、τ1/τ2 8/20 pa AV 65 mPa.s、PV 48 mPa.s、YP 17 pa 、N 0.66 、K 0.66pa.sn。顺利划眼至井深2073.86m，上提下 放无显示，恢复了正常钻进。之后在下钻过程中出现遇阻现象，主要是地层存在多个破碎带， “糖葫芦”井眼明显，掉块不能及时被带出井筒，造成起钻无显示，下钻时掉块下滑形成砂桥 遇阻，根据这种情况，及时调整钻井液性能，消除了下钻遇阻的问题。直到中完维持下述性 能：ρ1.50-1.55g/cm3，T 120-150s，B 2-3ml， K 0.5mm，τ1/τ2 5-6/15-20Pa，π0.2%，PH 11。 同时维持封堵材料6%左右的含量。直到中完井下正常。 4.34.34.34.3 盐溶、盐膏层缩径、盐膏污染的现场处理 普光204-2H井钻进至井深4795.5m时，发现快钻时，井下出现复杂，循环后返出砂子中 含大量膏岩，膏岩蠕变缩径，将钻井液密度由1.34g/cm3提至1.38 g/cm3后复杂消除。钻进至 井深5110米，发现快钻时，出现同样复杂，将钻井液密度由 1.41g/cm3提至1.49g/cm3后井下 恢复正常。普光301-4井、普光304-1井、普光202-1井均出现类似情况，但都经过适当上提钻 井液密度很好的解决了膏岩的缩径问题。 元坝102井在施工过程中，每趟钻起到5600多米的地方都有遇卡显示，钻井液密度在 1.90g/cm3的情况下也存在。在元坝102-侧1井施工中，在同样的位置出现同样的问题，钻井 液密度为1.50-1.55g/cm3，经过岩性对比分析，该段为盐膏层，以膏为主，并因为膏缩径卡 钻。这两口井的情况基本一样，为结晶水缺失性缩径，应维持较高的钻井液密度，延缓缩径， 并定时修整井壁或下厚壁套管封住才能解决。 普光 304-1井在钻到嘉陵江组地层时氯根不断上涨，并有阻卡现象，后将钻 井液密度提至 1.62g/cm3，井下恢复正常，同时将钻井液转换成饱和盐水钻井液。 新黑池 1井嘉陵江组地层存在 80m纯盐层，采用了饱和盐水钻井液。大湾 405-2H 井和大湾 404-2H井都因盐层发育采用了饱和盐水钻井液，施工较顺利。 4.44.44.44.4 超深井高温问题的处理 元坝 3井完井测声幅时 4500m出现遇阻，下钻通井过程中把钻具水眼堵死， 开不开泵，之后经过分段循环下钻，6000m以后每 3柱循环一次，浪费了大量的 时间，到底后将整个钻井液循环开，钻井液粘切并不是很高，用井浆稀释+8%JD-6 封井电测，仍然下不到底，仅下到 5800多米就遇阻。经化验分析：酸根浓度达 到 2.5 万，钻井液完全失控。之后新配 50m3钻井液置换井浆，另外新配 20m3 新浆封下部井段，电测顺利，电测完以后下钻循环开泵全部恢复正常。本井完钻 井深为 7450m，井底温度已经达到 1750C，钻井液在受到严重污染的情况下已经 不具备任何抗温性，导致电测遇阻、开泵困难，必须重建体系。 4.54.54.54.5 酸性气体污染的处理 元坝 2-侧平 1 井钻至 5950m 钻遇高压卤水层，同时含 H2S，每次下钻到底循环时，返 出的纯水中都含有 H2S，最高时达到 80PPm，钻井液中加入 3%左右的除硫剂进行预防，同 时将 PH 值控制在 10-11进行防硫。因地层水中本身含钙、镁离子，钻井液中的其它酸根自 然会被清除。 4.64.64.64.6 高密度钻井液性能稳定问题的解决 元坝 2-侧平 1井钻遇高压卤水层后，钻井液密度有原来的 1.44g/cm3提至 2.08g/cm3才能 保持静态平衡。中途由于泵压过高，斯能贝谢要求将钻井液密度下调，当钻井液密度降至 1.95g/cm3时，钻井液受到钙、镁离子和氯根的严重污染，使钻井液高温高压滤失量从 8ml 猛增至 70ml，钻井液流变性极差，在不带螺杆的情况下泵压达到 33MPa，根本无法继续施 工。在此情况下做了大量实验，采用高温稀释剂根本无法恢复钻井液流变性，只有置换部分 钻井液进行处理。新浆采用胶液加重直接配，不需加土。新浆配方为：3%SMP-Ⅱ+ 2%HTX + 0.5%LV-PAC + 0.5%NaOH + 2050Kg BaSO4(1m3)。配制 100m3，将井浆置换出 100m3，然 后充分混匀，再按总循环量补充 4%FT（或 NRH）、4%XCS-II、4%RH220。调整好后性能 如下：ρ2.06g/cm3 T 53s Ф600 102 Ф300 63 θ1 / θ2 5.5 / 10Pa AV 51 mPa.s PV 39 mPa.s YP 11.5Pa n 0.7 k 0.4 MBT 13g/l Kf 0.04 HTHP 6ml 。泵压从 33MPa 下降到 23Mpa，效果显著。 元坝 2-侧平 1井在 6793m和 6814m两次出现失返性井漏，井浆全部漏失完，采用调整 好的储备浆配制堵漏浆进行堵漏，恢复正常以后，必须用优质的新浆将井内储备浆置换出来。 此时的新浆配方为：4%SMP-Ⅱ + 2%HTX + 0.5%LV-PAC + 4%PHM + 0.5%NaOH +4%NRH + 4%XCS-II + 4%RH220 + 3%QS-2 + 2050Kg BaSO4(1m3)。另外加 3%的除硫剂，配好以后的 性能：2.06g/cm3 T 53s Ф600 102 Ф300 63 θ1 / θ2 5.5 / 10Pa AV 51 mPa.s PV 39 mPa.s YP 11.5Pa n 0.7 k 0.4 MBT 12g/l Kf 0.04 HTHP 6ml 。采用这样的钻井 液可以任意调配，并且在带螺杆的情况下泵压只有 27-28MPa，完全能满足超深水平井施工 的要求。本井全部使用 200目振动筛布，220目除砂器筛布，并与钻井液泵同步运行；除泥 器、离心机基本不用。 4.74.74.74.7 深井钻井液起泡的处理 从川东北各井处理钻井液起泡的手段来看，基本采用消泡剂消泡、石灰或 CCA 除酸根、 两者并用的方法来解决。通过现场使用，发现起泡严重的井绝大部分都在陆相地层，进入海 相地层会自动消失，石灰和 CCA 在一定温度和压力下沉除酸根的效果会显著下降，因此， 需要采用能稳定提供钙离子的方法，结合防塌的需要，CaCl2符合上述要求，室内实验已经 完成，目前需要在现场应用，以检验其可靠性。也就是将钻井液体系改造成钙基体系。 4.84.84.84.8 嘉陵江组高压卤水层的处理 元坝 27井在 5361-5363m出卤水，钙、镁离子浓度达到 3000PPm左右，氯根达到 6万 左右，钻井液密度从 1.45g/cm3提到了 2.15g/cm3，钻井液HTHP 达到 80ml，粘切上涨。采 用了先提密度平衡地层压力，然后清除钙、镁离子，最后调整钻井液的抗盐膏能力，控制失 水。但该井在除钙、镁时使用了纯碱，到中完时纯碱使用过量，造成酸根污染，导致中完电 测测井大十几天，延误了中完作业。 元坝 2-侧平 1井在 5950m钻遇卤水层，钙、镁离子浓度也在 3000PPm左右，氯根达到 8 万左右，H2S 浓度达到 80PPm左右，钻井液密度从 1.44g/cm3提到了 2.08g/cm3，钻井液 HTHP 达到 70ml。同样先提密度平衡地层压力，然后用烧碱除钙、镁离子，最后调整钻井 液的抗盐膏能力，控制失水。处理得当，钻井液性能稳定。 4.94.94.94.9 超深水平井摩阻的控制 普光水平井摩阻的控制做了以下几方面的工作，取得了较好的效果。 （1） 钻井液中加大包被剂的含量，包被抑制钻屑分散，控制动切力在 10Pa 以上，将 包被的钻斜带出井眼。 （2） 振动筛筛布使用 120-200目，除砂器筛布使用 200目，使用率保持 100%。除泥 器、离心机使用率保持在 30%--60%，具体使用时间根据监测的固相粒度分布数据决定。在 第一时间将钻屑彻底清除，避免钻屑反复循环将其分散成亚微米粒子，参与泥饼形成，造成 难以逆转的钻井液摩阻增大。 （3） 经常对循环系统进行人工清砂，避免循环系统中沉积的钻屑反复参与循环，从而 分散。每钻进 80—100m 井段进行一次短程起下钻，清除岩屑床，利用短起下钻后钻井液强 的携带性将残余的钻屑及时带离井眼，及时清除。 （4） 钻进过程中，每两天分析一次钻井液固相粒度分布，根据分布图除了了解固相清 除情况以外，同时要看固相粒度分布是否合理，必要时加入 TDW-2、PFT、SD-20、CNS、 聚合醇等造壁材料，补充 0.1%乳化剂 CR-1，将沥青乳化后参与泥饼形成。 （5） 改善钻井液的失水造壁性，提高泥饼质量，增强泥饼的韧性，能有效的降低井下 摩阻和转盘扭距。具体是加入足够量的降失水剂和沥青类封堵材料（TDW-2、PHM），既降 摩阻和高温高压失水，又防塌的防塌润滑剂（XCS-Ⅲ、JD-6）。 （6） 固体润滑剂（SD-20、CNS、HZN-101）和液体润滑剂（XCS-Ⅲ）复合使用，能 大大提高钻井液的润滑性，充分降低井下摩阻和转盘扭距。 图 1-11-11-11-1 普光 202-2202-2202-2202-2HHHH井井深 4818481848184818mmmm粒度分布图 图 1-21-21-21-2 普光 202-2202-2202-2202-2HHHH井井深 5084508450845084mmmm粒度分布图 钻井液ρ1.38g/cm3, MBT23.24g/l,Cs21%,HTHP 9ml 钻井液ρ1.40g/cm3, MBT25.74g/l,Cs22%,HTHP12ml 表 5555 普 202-2H202-2H202-2H202-2H井实钻井下摩阻数据 井段 层位 井斜 动摩阻 静摩阻 Kf 老 井 眼 3580～4700 嘉陵江组 30° 4t 6t 0.1 4700～4800 嘉陵江组 52° 6t 8t 0.09 4800～5100 飞仙关组 60° 8t 10t 0.09 5100～5500 飞仙关组 70° 8t 12t 0.08 5500～6026 飞仙关组 72° 12t 20t 0.06 新 井 眼 3680～4430 嘉陵江组 4.99 4t 5t 0.09 4430～4680 嘉陵江组 7.6 4t 6t 0.07 4680～4829 嘉陵江组 12.7 4t 8t 0.09 4829～4920 飞仙关组 15.8 6t 8t 0.10 4829～5226 飞仙关组 54.1 8t 10t 0.08 5226～5770 飞仙关组 75.1 10t 12t 0.09 5770～5820 飞仙关组 75.1 12t 14t 0.06 5 取得的成果 （1）超深水平井钻井液技术日见成熟。 （2）对川东北地区地层垮塌机理有了清醒的认识，有一套完整的防塌钻井液体系来解 决该问题。 （3）气液转换技术有了一定突破，基本形成体系，基本能满足施工需要。 （4）高压裂缝性气藏的防漏、堵漏取得了一定经验。 （5）对摩阻控制、产层防漏、产层保护三位一体，共同治理的基本思路已经形成。 （6）采用胶液、普通重晶石配制高密度钻井液的技术取得突破性进展，为超高密度钻 井液体系的研究打下了良好的基础。 （7）对酸根的处理方法有了新的认识，实施方便，费用低廉。 （8）堵漏工艺技术不断完善，对超深水平井的防漏、堵漏有了新的认识，新的思路、 新的方法正在施工中得到应用。 （9）对泡沫钻进的时效性有了充分的认识。 6 认识与建议 （1）储备钻井液改造利用及中途置换，充分将储备钻井液利用起来，减少废液产生， 降低钻井液费用和环保治理费用。 （2）钙基体系综合控制技术的研制和现场应用应加快，以适应残酷竞争形势，形成竞 争优势。 （3）在川东北地区，对堵漏的研究是永无止境的，任何堵漏技术在此都没有绝对的把 握，应加强这方面的研究。 川东北钻井液技术