牛　曉，潘麗娟甄玉輝，于培志

（1.中石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，烏魯木齊830011；2.中國地質(zhì)大學（北京）工程技術(shù)學院，北京100083）

SHB1-6H井長裸眼鉆井液技術(shù)

牛曉1，潘麗娟1甄玉輝2，于培志2

（1.中石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，烏魯木齊830011；2.中國地質(zhì)大學（北京）工程技術(shù)學院，北京100083）

牛曉等.SHB1-6H井長裸眼鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：30-34.

SHB1-6H 井是中石化西北分公司部署在順北區(qū)塊的一口超深開發(fā)井，該井因采用四級井身結(jié)構(gòu)，二開裸眼段長4 460 m，其中泥巖段長1 463 m，地質(zhì)構(gòu)造復雜，三疊系、石炭系和志留系硬脆性泥巖發(fā)育，易發(fā)生坍塌掉塊，中間的二疊系由于地層破碎易發(fā)生漏失。針對以上問題，選用了鉀胺基聚磺鉆井液體系，以滿足地層特性對鉆井液抑制性的要求，但體系中原用的磺化材料是以犧牲鉆井液抑制性來達到降低高溫高壓濾失量的目的，因此引入了抗溫抗鹽聚合物降濾失劑RHPT-1和抗鹽成膜劑CMJ-1，以進一步提高抑制性和封堵性，降低高溫高壓濾失量。經(jīng)現(xiàn)場應(yīng)用表明，優(yōu)化后的鉀胺基聚磺成膜鉆井液流型易于控制，通過保持胺基頁巖抑制劑 HPA 加量在 5～7 kg/m3，KCl 加量在 30～50 kg/m3，保障了鉆井液有強的抑制性；通過使用高軟化點復合瀝青增強鉆井液封堵能力，控制高溫高壓濾失量小于 10 mL，解決了三疊系以深地層易發(fā)生井壁失穩(wěn)的難題；在易漏地層二疊系使用了竹纖維、超細碳酸鈣和聚合物凝膠堵漏劑PSD等隨鉆堵漏材料，避免了井漏的發(fā)生，順利完成了SHB1-6H井的施工，二開井段擴大率僅為12%，比鄰井順北1井降低了 63.74%。該套鉆井液技術(shù)保障了順北區(qū)塊井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化的實施。

長裸眼；硬脆性泥巖；井壁穩(wěn)定；鉀胺基聚磺鉆井液；抗溫抗鹽聚合物降濾失劑；成膜劑；順北區(qū)塊

1　地質(zhì)工程概況

SHB1-6H井位于新疆沙雅縣境內(nèi)，構(gòu)造位于塔里木盆地北部坳陷的中西部，是中石化西北分公司部署的一口超深開發(fā)井，設(shè)計井深為7 832.49 m，目的層為奧陶系中統(tǒng)一間房組（O2yj）。為縮短鉆井周期、降低鉆井成本，首次在桑塔木侵入體發(fā)育地層采用四級井身結(jié)構(gòu)，其中二開井身長裸眼鉆穿白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、泥盆系和志留系等多套地層，裸眼段長達4 460 m，其中泥巖段長1 463 m。該開次井下復雜主要表現(xiàn)為三疊系和志留系泥巖易水化、膨脹，坍塌壓力高，而中部的二疊系由于地層破碎，漏失風險大。在二開長裸眼鉆進中易發(fā)生又塌又漏的井下復雜，是四級井身結(jié)構(gòu)能否順利實施的關(guān)鍵。SHB1-6H井井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1　SHB1-6H井井身結(jié)構(gòu)

2　鉆井液技術(shù)難點分析

①白堊系及以上地層砂巖發(fā)育，易發(fā)生滲漏，造成縮徑，導致起下鉆困難；吉迪克組地層泥巖中含分散狀石膏，發(fā)生鈣侵后會導致鉆井液性能變化，不易于維護控制。②三疊系、石炭系、志留系地層易發(fā)生剝蝕掉塊、坍塌，形成不規(guī)則井徑，造成起下鉆阻卡。③三疊系、石炭系和志留系砂泥巖互層發(fā)育，易發(fā)生坍塌、掉塊等井壁失穩(wěn)問題，二疊系微裂縫發(fā)育，地層漏失壓力低，鄰區(qū)和鄰井資料（見表2）顯示，在該地層鉆進時極易出現(xiàn)漏失，多套壓力系統(tǒng)共存于同一裸眼井段，安全密度窗口窄，鉆進中極易出現(xiàn)又塌又漏的井下復雜。

表2　鄰近區(qū)塊二疊系漏失情況

④志留系柯坪塔格組砂泥巖互層發(fā)育，分散性強，鉆進過程中極易發(fā)生剝落掉塊，若處置不當會造成井壁垮塌。⑤二開完鉆井深在6 460 m，在井底高溫作用下，長裸眼段中的泥頁巖極易水化分散，使鉆井液的流變性能變差，在井底開泵時引起井筒內(nèi)較大的激動壓力而誘發(fā)井漏。

3　室內(nèi)實驗

根據(jù)長裸眼地層特點，針對二疊系地層易漏失問題而研究形成隨鉆防漏技術(shù)，針對二疊系火成巖、石炭系、志留系等泥巖地層易坍塌掉塊問題，而提高鉆井液的抑制性，控制高溫高壓濾失量和保障充足的隨鉆堵漏材料［1-5］。研究形成的鉀胺基聚磺鉆井液體系［6］主要通過引入胺基頁巖抑制劑［7-8］HPA和KCl，利用鉀離子和胺基在黏土顆粒表面上的吸附，抑制地層泥頁巖和鉆屑的水化分散。但是鹽水鉆井液濾失量不易控制［9-11］，在深井鉆井中通常使用磺化材料以犧牲鉆井液的抑制性來達到降低高溫高壓濾失量的目的，因此引入了抗溫抗鹽聚合物降濾失劑RHPT-1和抗鹽成膜劑 CMJ-1。抗溫抗鹽聚合物降濾失劑RHPT-1是一種本身具有一定抑制性的聚合物類降濾失劑，能在提高鉆井液抑制性的同時，有效降低高溫高壓濾失量，并使鉆井液保持良好的觸變性和流型。成膜劑CMJ-1 有一定的抗鹽性，并具有很好的濾失造壁性，能通過增強泥餅強度提高鉆井液封堵性，進一步強化鉀胺基聚磺鉆井液體系性能，以滿足復雜井段的施工要求。

3.1RHPT-1性能評價

1）抑制性能。實驗按照行業(yè)標準測定RHPT-1的抑制性能，結(jié)果見表3。

表3　RHPT-1抑制性能評價

從表3可以看出，RHPT-1具有很強的抑制泥頁巖水化分散的能力，8 h頁巖膨脹率降低率大于60%，且降低率隨著RHPT-1加量的增加而增加。

2）降濾失性能。將不同量的RHPT-1加入到鉀胺基聚磺成膜鉆井液中，評價鉆井液老化前后（130 ℃、16 h）的降濾失性能，見表4。從表4可知，隨著RHPT-1加量的增大，鉆井液高溫高壓濾失量明顯降低，當RHPT-1的加量在1%左右時，高溫高壓濾失量在10 mL左右。實驗用鉆井液配方如下。

1#3%膨潤土+0.2%純堿+0.3%陽離子乳液聚合物DS-301+3%高軟化點乳化瀝青RHJ-3+0.5%有機硅醇抑制劑DS-302+0.5%胺基抑制劑HPA+ 5%KCl+0.8%CMJ-1+2%SMP+3%SPNH+0.5%極壓潤滑劑JM-1

表4　加有RHPT-1鉆井液的流變性能

3）抗鹽性能。配制基漿：4.0%鈣膨潤土+0.2% Na2CO3+0.1%NaOH+10%KCl+26%NaCl，并加入1% RHPT-1，評價其在飽和鹽水鉆井液中老化（200 ℃，16 h）前后的鉆井液性能，結(jié)果見表5。由表5可知，RHPT-1在飽和鹽水鉆井液中有很好的降濾失效果，老化前后流變性能變化不大，抗鹽性能良好。

表5　加有RHPT-1的飽和鹽水鉆井液抗鹽性能

3.2CMJ-1性能評價

3.2.1CMJ-1的組成和成膜機理

CMJ-1是由有機硅改性聚合物與抗高溫黃原膠復配而成的高分子共混物，黃原膠能有效提高成膜強度，有機硅聚合物能夠形成弱交聯(lián)的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，通過聚合物的分子結(jié)構(gòu)、分子構(gòu)型和在水溶液中的構(gòu)象不同，能夠在泥頁巖上形成半透膜，從而達到穩(wěn)定井壁降低鉆井液濾失量的目的。

3.2.2CMJ-1鉆井液性能評價

在3%膨潤土漿中加入不同量的成膜劑，測定鉆井液常規(guī)性能，結(jié)果如表6所示。由表6可知，相比較基漿而言，加入成膜劑后，常溫中壓和高溫高壓濾失量明顯降低，并且隨著成膜劑加量的增大，濾失量也降低，動切力提高。

表6　鉆井液高溫老化前后性能（80 ℃、16 h）

用加有0.8%CMJ-1的3%膨潤土漿在80 ℃、4.2 MPa下做高溫高壓濾失實驗后，換清水做膜的承壓實驗，在25℃、0.69MPa條件下，測得清水的30 min濾失量為6.0 mL，在80 ℃、4.2 MPa下測得清水30 min濾失量為7.5 mL，濾失量略有增加，表明該聚合物膜具有一定的承壓能力。

4　現(xiàn)場維護處理

4.1二疊系鉆井液維護處理措施

1）進入二疊系前50 m，將鉆井液密度調(diào)整至1.24～1.25 g/cm3，控制鉆井液黏度為48～52 s，塑性黏度為17～22 mPa·s，動切力為4～6 Pa，中壓濾失量不大于4 mL，高溫高壓濾失量不大于11 mL，膨潤土含量為28～30 g/L，固相含量不大于10%，并將振動篩更換為較粗的篩布（0.45～0.90 mm），若部分封堵材料被振動篩篩除，應(yīng)定期補充，確保鉆井液具有較強的封堵能力，防止發(fā)生滲漏。

2）鉆進至二疊系以深地層，及時補充液體潤滑劑，保持含量在0.5%以上，提高鉆井液的潤滑性，控制泥餅黏滯系數(shù)不大于0.09，降低摩阻，防止壓差卡鉆及鉆頭泥包。

3）根據(jù)施工現(xiàn)場試劑的滲漏情況，在鉆進過程中向膠液中加入1%高軟化點乳化瀝青（軟化點120～150 ℃）增強鉆井液封堵能力；配伍使用隨鉆堵漏材料，聚合物凝膠堵漏劑PSD+剛性封堵粒子（不同粒徑碳酸鈣）+竹纖維等總濃度為2%～4%，邊鉆進邊提高二疊系地層的承壓能力，防止水力“錐進”，導致裂縫進一步擴展。

4）二疊系鉆進期間，應(yīng)做到平穩(wěn)操作?？刂破鹣裸@速度，保證每立柱起下時間控制在65～70 s內(nèi)，減小激動壓力，先小排量緩慢頂泵，確保環(huán)空暢通，井口返漿正常，泵壓正常后再逐漸提高排量，盡可能減小激動壓力，防止誘發(fā)井漏。

5）揭開二疊系后，若進行起下鉆作業(yè)，起鉆前可視二疊系揭開的地層長度，配制濃度為15%～20%的封閉漿封閉二疊系井段，盡量避免起下鉆過程中在二疊系開泵、反復上提下放、定點循環(huán)等，嚴禁在二疊系猛剎猛放或高速旋轉(zhuǎn)鉆具，根據(jù)泵壓及液面坐崗情況緩慢上提排量，防止激動壓力過大壓漏地層。

6）控制鉆井參數(shù)和水力參數(shù)。使用PDC鉆頭時，鉆壓為4～8 t，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速為45～50 r/min，排量為26～28 L/s，通過調(diào)整鉆井液流變性來滿足攜巖問題，小排量可以減少對井壁的沖刷，避免井漏。

4.2志留系鉆井液技術(shù)措施

1）6 000 m以深井段，加大磺化類抗溫處理劑用量，每日補充磺化材料總量1.0～1.2 t左右，提高體系抗溫性能。

2）志留系鉆遇大套深層硬脆性泥巖，需提高鉆井液的抑制性和防塌性，保持HPA加量在0.2%～0.3%左右，KCl加量在4%～6%左右，防止因泥巖水化發(fā)生井壁失穩(wěn)。同時，采用高軟化點陽離子乳化瀝青復配超細碳酸鈣和竹纖維等隨鉆堵漏劑，總加量不得低于3%，進行隨鉆封堵，以防止發(fā)生井漏。嚴格控制鉆井液API濾失量在4 mL以內(nèi)，高溫高壓濾失量控制在9 mL以內(nèi)，并根據(jù)滲漏和掉塊情況適當提高鉆井液密度到1.29 g/cm3。

3）結(jié)合摩阻及短程起下鉆情況，適時向鉆井液中以細水長流的方式加入1%左右的液體潤滑劑，確保鉆井液潤滑性良好，防止壓差卡鉆；同時應(yīng)嚴格進行短程起下鉆作業(yè)，確保井壁暢通；適度提高動塑比值（不小于0.3 Pa/mPa·s），提高鉆井液懸浮攜巖性能，減少鉆屑重復破碎的程度。

4）加強四級固控設(shè)備的使用，尤其要用好振動篩和離心機。振動篩使用孔徑為0.098～0.125 mm以下篩布，最大限度地及時除去有害固相。正常鉆進中在進行短程起下鉆或起下鉆的同時清放一次錐形罐沉砂，每次要保證排放干凈。

5　現(xiàn)場應(yīng)用效果

鉀胺基聚磺成膜鉆井液在SHB1-6H井使用過程中性能穩(wěn)定，進入二疊系后由于使用RHPT-1，使高溫高壓濾失量小于10 mL，抑制性強，泥巖鉆屑棱角分明，完整度高，鉆井液性能見表7。同時，在易漏地層二疊系使用了竹纖維、超細碳酸鈣和高軟化點乳化瀝青等隨鉆堵漏材料，邊鉆進邊提高鉆井液的封堵能力和地層的承壓能力，避免了井漏的發(fā)生，提高鉆井液的封堵性和泥餅強度，解決了三疊系、石炭系和志留系地層的掉塊、井壁失穩(wěn)問題。

SHB1-6H井應(yīng)用效果良好，二開井壁穩(wěn)定，井徑規(guī)則，二開平均井徑擴大率僅為12%，比鄰井順北1井降低了63.74%。中途完鉆通井、下套管順利，鉆井及下套管無漏失，中途完鉆時間僅為17.46 d。經(jīng)濟效益達656萬元，具體情況見表8。

表7　鉀胺基聚磺成膜鉆井液性能

表8　SHB1-6H井應(yīng)用效果與鄰井對比

6　結(jié)論與認識

1.鉀胺基聚磺成膜鉆井液具有良好的抑制封堵性能、低黏度和低切力的特點，流型穩(wěn)定，容易控制，與竹纖維、聚合物凝膠堵漏劑和高軟化點乳化瀝青等隨鉆堵漏材料有很好的配伍性，能滿足順北地區(qū)不穩(wěn)定地層施工的要求。

2.RHPT-1具有很好的抗溫抗鹽能力，能在提高鉆井液抑制性的同時，降低鉆井液高溫高壓濾失量，維持井壁穩(wěn)定。

3.CMJ-1有良好的抗溫抗鹽性和濾失造壁性，能有效在井壁上形成半透膜，起到降低濾失量和穩(wěn)定井壁的作用，防止發(fā)生井壁失穩(wěn)。

4.通過在順北二開長裸眼井段開展隨鉆防漏、井壁穩(wěn)定技術(shù)研究與應(yīng)用，進一步強化了長裸眼的井筒穩(wěn)定性，保障了順北區(qū)塊井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化的實施。

［1］史東軍，葉荊，于培志.陽離子乳液聚磺防塌鉆井液技術(shù)在玉北5井應(yīng)用［J］.西部探礦工程，2013，（6）：56-60.

SHI Dongjun，YE Jing，YU Peizhi. The application of cationic emulsion polymer-sulfonate anti-caving drilling fluid in YB5.［J］. West-China Exploration Engineering，2013，（6）：56-60.

［2］牛曉，沈青云，于培志，等.陽離子懸乳液鉆井液在塔河油田定向井的應(yīng)用［J］.鉆井液與完井液，2011，28（1）：81-83.

NIU Xiao，SHEN Qingyun，YU Peizhi，et al. Application of cationic suspended emulsion drilling fluid in Tahe oil filed［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid，2011，28（1）：81-83.

［3］于培志，錢曉琳，王西江，等.正電性鉆井液在塔河油田的應(yīng)用［J］.鉆井液與完井液，2009，26（2）：88-89.

YU Peizhi，QIAN Xiaolin，WANG Xijiang，et al. The application of a positively charged drilling fluid in Tahe oilfield［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid，2009，26（2）：88-89.

［4］汪露，鄧小衛(wèi).TP267X三開制長裸眼井優(yōu)快鉆井鉆井液技術(shù)［J］.斷塊油氣田，2014，21（4）：533-536.

WANG Lu，DENG Xiaowei. Drilling fluid techniques of optimum and fast drilling for TP267X long open hole well［J］.Fault-Block Oil & Gas Field，2014，21（4）：533-536.

［5］鐘大虎，邊瑞超，袁俊文，等.鉀胺基聚磺鉆井液在TP170井的應(yīng)用［J］.中國西部科技，2015，（2）：30-31.

ZHONG Dahu，BIAN Ruichao，YUAN Junwen，et al. The application of potassium-amine based polysulfonate drilling fluid in TP170.［J］.Science and Technology of West China，2015，（2）：30-31.

［6］劉剛，徐同臺，毛亞軍，等.延長氣田強抑制強封堵胺基鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2014，3（13）：39-42.

LIU Gang，XU Tongtai，MAO Yajun，et al. Aminebased drilling fluid having high inhibitive and sealing capacities used in Yanchang gasfiled［J］. Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（3）：39-42.

［7］張洪偉，左鳳江，賈東民，等.新型強抑制胺基鉆井液技術(shù)的研究［J］.鉆井液與完井液，2011，28（1）：14-17.

ZHANG Hongwei，ZUO Fengjiang，JIA Dongmin，et al. Research on new high inhibition amino drilling fluid［J］. Drilling Fluid & Completion Fluid，2011，28（1）：14-17.

［8］單文軍，陶士先，胡繼良，等.高溫鹽水鉆井液技術(shù)難點及國內(nèi)外研究現(xiàn)狀［J］.地質(zhì)與勘探，2013，49（5）：976-980.

SHAN Wenjun，TAO Shixian，HU Jiliang，et al. Technical difficulties of high-temperature brine drilling fluid and its research status at home and abroad［J］. Geology and Prospecting，2013，49（5）：976-980.

［9］林凌，羅平亞.水解AM/DMDAAC/AMPS聚合物用作飽和鹽水鉆井液的高溫高壓降濾失劑［J］.精細化工，2014，12：1417-1421.

LIN Ling，LUO Pingya. Hydrolyzed AM/DMDACC/ AMPS copolymer functioning as filtration reducer for brine saturated drilling fluids under high temperature and high pressure［J］.Fine Chemicals，2014，12：1417-1421.

［10］ 陶士先，張麗君，單文軍.耐高溫（230 ℃）飽和鹽水鉆井液技術(shù)研究［J］.探礦工程（巖土鉆掘工程），2014，41（1）：21-26.

TAO Shixian，ZHANG Lijun，SHAN Wenjun. Research on ultra high temperature（230 ℃） saturated drilling fluid technology［J］. Exploration Engineering：Rock & Soil Drilling and Tunneling，2014，41（1）：21-26.

Drilling Fluid Technology for Long Open Hole Section of Well SHB1-6H

NIU Xiao1， PAN Lijuan1， ZHEN Yuhui2， YU Peizhi2
（1.Northwest Oilfield Division， Sinopec， Urumqi， Xinjiang 830011；2.College of Engineering Technology， China University of Geoscience， Beijing 100083）

Well SHB1-6H is an ultra-deep well drilled in Shunbei area by Sinopec， and is the first well in this area to use 4 casing string sizes. The second interval of the well， with open hole length of 4，460 m， 1，463 m of which is mudstones， has complex geology；The Trias， Carboniferous and Silurian systems are mainly hard and brittle mudstones， apt to cave-in. Lost circulations have been easy to occur in drilling the shattered Permian system. To avoid these problems， a high temperature salt-resistant filter loss reducer，RHPT-1 and a filming agent， CMJ-1， were used in the potassium- and amine-treated sulfonated polymer drilling fluid to improve the inhibitive capacity， plugging performance and filtration behavior. In field application， the improved polymer sulfonate drilling fluid had rheology easy to control. To maintain the inhibitive capacity of the drillingfluid， 5-7 kg/m3of HPA （an amine based shale inhibitor） and 30-50 kg/m3of KCl were kept therein. A high softening point asphalt was used to enhance the plugging performance of the drilling fluid， and to reduce the HTHP filter loss to less than 10 mL. With these measures， borehole instability in the formations below the Trias system was effectively solved. In drilling the Permian system， bamboo fibers， ultra-fine CaCO3and polymerized gel LCM have been used to avoid mud losses. The hole enlargement for the second section of well SHB1-6H was 12%， reduced by 63.74% than the adjacent well.

Long open hole； Hard and brittle mudstone； Borehole stabilization； Potassium- and amine-treated sulfonated polymer drilling fluid； High temperature salt-resistant polymer filter loss reducer； Filming agent； Shunbei area

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0030-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.006

國家863計劃項目（2012AA091502）支持。

牛曉， 畢業(yè)于長安大學化學工程與工藝專業(yè)， 從事鉆井液設(shè)計及相關(guān)研究工作。E-mail：niuxiaoxiao@126.com。

（2016-6-9；HGF=1605F6；編輯付玥穎）