金軍斌

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101；2.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101)

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?鉆井完井?

塔里木盆地順北區(qū)塊超深井火成巖鉆井液技術(shù)

金軍斌1,2

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101；2.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101)

針對(duì)塔里木盆地順北區(qū)塊火成巖地層鉆進(jìn)中存在的井壁失穩(wěn)嚴(yán)重、惡性漏失風(fēng)險(xiǎn)高、長(zhǎng)裸眼漏塌同存、摩阻高和掉塊卡鉆等鉆井技術(shù)難點(diǎn)，開(kāi)展了鉆井液體系配方優(yōu)化研究。根據(jù)包被抑制劑對(duì)鉆井液性能的影響試驗(yàn)、不同降濾失劑作用效果試驗(yàn)、復(fù)合封堵劑屏蔽封堵試驗(yàn)和復(fù)合潤(rùn)滑劑配比和降摩阻試驗(yàn)結(jié)果，研制了強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液。室內(nèi)試驗(yàn)表明，火成巖巖樣在該鉆井液中的滾動(dòng)回收率和線(xiàn)性膨脹率分別為96.07%和1.87%，鉆井液能夠抗5%NaCl和2%CaSO4污染。該鉆井液在順北1-3井火成巖地層鉆進(jìn)中進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，其二疊系火成巖地層平均井徑擴(kuò)大率僅為12.88%，復(fù)雜時(shí)效比順北1-1H井縮短了37.9 d；二疊系火成巖井段未發(fā)生漏失；輝綠巖地層平均井徑擴(kuò)大率比順北1井降低了15.7百分點(diǎn)。室內(nèi)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液技術(shù)解決了順北區(qū)塊超深井火成巖鉆井技術(shù)難點(diǎn)，可以在該區(qū)塊進(jìn)行推廣。

超深井；鉆井液；火成巖；室內(nèi)試驗(yàn)；順北1-3井；順北區(qū)塊；塔里木盆地

自順北1-1H井獲得重大輕質(zhì)油氣發(fā)現(xiàn)后，塔里木盆地順托果勒低隆北緣(簡(jiǎn)稱(chēng)順北區(qū)塊)已成為中國(guó)石化西部重要的能源接替區(qū)。該區(qū)塊超深井鉆遇2套火成巖地層，二疊系火成巖以英安巖和凝灰?guī)r為主，埋藏深度約在4 500.00～5 000.00 m，厚度約500.00 m；奧陶系桑塔木組火成巖以輝綠巖侵入體為主，埋藏深度在6 900.00～6 950.00 m，厚度為40.00～55.00 m。該區(qū)塊前期鉆了順北1井和順北1-1H井2口井，其中，順北1井因輝綠巖井段井眼垮塌嚴(yán)重而被迫側(cè)鉆、改變井身結(jié)構(gòu)；順北1-1H井在鉆進(jìn)二疊系火成巖地層時(shí)發(fā)生惡性漏失，先后進(jìn)行了27次堵漏作業(yè)，共漏失鉆井液2 876.0 m3，耗時(shí)39.8 d。2015年部署的5口評(píng)價(jià)井均簡(jiǎn)化了井身結(jié)構(gòu)，二疊系火成巖地層位于長(zhǎng)裸眼井段的中部，漏塌同存風(fēng)險(xiǎn)劇增。

針對(duì)順北區(qū)塊火成巖地層井壁失穩(wěn)嚴(yán)重、漏失風(fēng)險(xiǎn)大、摩阻高和掉塊卡鉆等技術(shù)難點(diǎn)，筆者從包被抑制劑等關(guān)鍵處理劑優(yōu)選、復(fù)合屏蔽封堵防漏防塌鉆井液配方設(shè)計(jì)、長(zhǎng)裸眼復(fù)合潤(rùn)滑降低摩阻和全井堵漏漿鉆進(jìn)等方面開(kāi)展研究，并制定了針對(duì)性的火成巖鉆井液技術(shù)方案，確保了順利鉆穿順北1-3井火成巖地層，取得了良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

1 鉆井液難點(diǎn)分析

順北區(qū)塊二疊系火成巖地層極為破碎，微裂縫或裂縫發(fā)育，與其上部地層存在不整合面，且地層的漏失壓力接近地層的坍塌壓力，鉆井過(guò)程中極易發(fā)生掉塊垮塌、鉆井液漏失。如順北1-1H井因鉆進(jìn)二疊系地層時(shí)發(fā)生惡性漏失、井壁失穩(wěn)而未能完成正常的測(cè)井作業(yè)。由于二疊系火成巖硬度較高，鉆具的機(jī)械碰撞容易引起大的掉塊，發(fā)生卡鉆事故[1-2]，因此，必須優(yōu)選強(qiáng)抑制鉆井液體系，以減小濾液進(jìn)入微裂縫的深度，控制火成巖的水化垮塌。

二疊系火成巖處于二開(kāi)長(zhǎng)裸眼井段的中部，鉆穿二疊系后還有近2 000.00 m的裸眼井段，且志留系泥巖地層的坍塌壓力大于上部火成巖的孔隙壓力，幾乎沒(méi)有安全鉆進(jìn)密度窗口，必須對(duì)破碎地層和微裂縫進(jìn)行有效封堵，以減少或避免鉆井液濾液的滲濾和靜水壓力的傳遞，提高地層的完整性和承壓能力，解決長(zhǎng)裸眼井段上部火成巖地層漏失和下部泥巖垮塌的難題[1,3-4]。

奧陶系輝綠巖侵入體以長(zhǎng)石為主、并含有鈦鐵礦物，硬度極高，密度高達(dá)3.05 g/cm3，對(duì)鉆井液的攜巖性能要求很高；輝綠巖地層破碎且裂縫發(fā)育，鉆井過(guò)程中極易發(fā)生坍塌掉塊、漏失和大掉塊惡性卡鉆等井下故障，如順北1井在鉆進(jìn)輝綠巖地層時(shí)，多次發(fā)生掉塊阻卡等井下故障，最終填井側(cè)鉆。因此，要實(shí)現(xiàn)輝綠巖地層的安全鉆進(jìn)，不但要求鉆井液具有良好的攜巖性能，而且需配合稠漿塞定期清掃井底等工程技術(shù)措施。

2 鉆井液配方優(yōu)選及室內(nèi)評(píng)價(jià)

現(xiàn)場(chǎng)施工表明，順北區(qū)塊前期使用的鉀胺基聚磺鉆井液已不能完全滿(mǎn)足安全和優(yōu)快鉆井要求，為此，筆者通過(guò)鉆井液關(guān)鍵處理劑優(yōu)選和堵漏漿配方試驗(yàn)，形成了強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚合物鉆井液，并進(jìn)行了性能評(píng)價(jià)。

2.1 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

以聚胺和氯化鉀作為抑制劑形成基漿配方，重點(diǎn)對(duì)聚合物包被抑制劑、抗鹽降濾失劑、復(fù)合封堵劑和復(fù)合潤(rùn)滑劑進(jìn)行了優(yōu)選。1#基漿配方為：3.5%膨潤(rùn)土+1.0%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA+3%SPNH；2#基漿配方為：3.0%膨潤(rùn)土+0.6%CMC-LV +0.3%PFL-2+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA+1.0%潤(rùn)滑劑；3#基漿配方為：3.0%膨潤(rùn)土+0.3%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA。

2.1.1 包被抑制劑

將KPAM、PAC-HV、FA367和PFL-2等4種常用的聚合物包被抑制劑加入到1#基漿中，測(cè)試其流變性和人造巖心的膨脹率，結(jié)果見(jiàn)表1。從表1可以看出，1#基漿加入0.3%PFL-2后，動(dòng)切力由7.0 Pa提高至14.0 Pa，濾失量由8.0 mL降至5.0 mL，巖心膨脹率由15.7%降至5.5%，說(shuō)明包被抑制劑PFL-2可以改善鉆井液流變性，并提高其抑制性。因此，選用PFL-2為主要包被抑制劑。

表1 包被抑制劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

Table 1 Test results for the optimization of coated inhibitors

配方密度/(g·cm-3)表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/PaAPI濾失量/mL巖心膨脹率,%1#基漿1.24292278.015.71#基漿+0.3%KPAM1.243623137.05.91#基漿+0.3%PAC-HV1.243726116.510.51#基漿+0.3%FA3671.243824135.68.41#基漿+0.3%DBF-21.243925145.05.5

2.1.2 抗鹽降濾失劑

將SML-4、CXP-2、SPNH、SHC、SMP-2和SMC等6種常用的抗鹽降濾失劑分別加入到2#基漿中，測(cè)試其降濾失效果，結(jié)果見(jiàn)表2。從表2可以看出，SPNH的降濾失效果最好，加入3%SPNH后，API濾失量由7.6 mL降至4.8 mL，并且對(duì)黏度影響不大。因此，選用SPNH作為降濾失劑。

表2 降濾失劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

Table 2 Test results for the optimization of filtration loss agents

配方密度/(g·cm-3)表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/PaAPI濾失量/mL2#基漿1.2429.0218.07.62#基漿+3%SML-41.2432.52111.55.52#基漿+3%CXP-21.2439.02811.06.22#基漿+3%SPNH1.2428.51810.54.82#基漿+3%SHC1.2435.52012.56.62#基漿+3%SMP-21.2428.0208.06.22#基漿+3%SMC1.2427.01710.05.9

2.1.3 復(fù)合封堵劑

對(duì)順北區(qū)塊常用的STP-2、SMNA-1、YK-H及SF-3等4種瀝青類(lèi)防塌劑進(jìn)行了試驗(yàn)評(píng)價(jià)，向3#基漿中分別加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的上述4種防塌劑，測(cè)定濾失量的變化，結(jié)果見(jiàn)圖1。由圖1可以看出，隨著防塌劑加量增大，基漿的API濾失量先急劇下降，出現(xiàn)拐點(diǎn)后下降幅度越來(lái)越小，其中SMNA-1的降濾失效果最好，最優(yōu)加量為3%。

圖1 瀝青類(lèi)防塌劑降濾失性試驗(yàn)結(jié)果Fig.1 Test results for filtration loss of the asphalt collapse prevention agent

為封堵火成巖地層的微裂隙和裂縫，鉆井液中需要加入“軟硬結(jié)合”的堵漏材料，提高地層的完整性[5-7]。室內(nèi)將直徑2.0 mm石英砂堆積壓實(shí)后模擬破碎地層，將石英砂放入黏附系數(shù)測(cè)定儀的不銹鋼紗網(wǎng)上，在1#基漿中分別加入QS-2、PB-1和SMNA-1等封堵劑，加壓至3.5 MPa，測(cè)試砂床底流量及封堵層厚度，并觀察封堵層的致密程度，結(jié)果見(jiàn)表3。

從表3看出，5%超細(xì)碳酸鈣QS-2+2%屏蔽封堵劑PB-1+3%封堵防塌劑SMNA-1可以封堵直徑2.0 mm的砂體，可以較好地封堵裂縫性地層，因此，選用5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-1作為復(fù)合封堵劑。

2.1.4 復(fù)合潤(rùn)滑劑

納米乳液是近幾年發(fā)展起來(lái)的新型處理劑，具有潤(rùn)滑、降低濾失量、抑制黏土膨脹分散和封堵微小裂隙的作用[4,7-11]，與常規(guī)潤(rùn)滑劑復(fù)配后效果更好。室內(nèi)將納米乳液與不同極壓潤(rùn)滑劑按不同配比復(fù)配，加入2#基漿中測(cè)試其潤(rùn)滑性能，結(jié)果見(jiàn)表4。從表4可以看出，潤(rùn)滑劑SMJH-1潤(rùn)滑效果最好，與納米乳液的最佳配比為2∶3。

表3 屏蔽封堵試驗(yàn)結(jié)果

Table 3 Test results for shielding plugging

配方砂床底流量/mL封堵層厚度/mm砂床封堵層描述 1#基漿+5%QS-2+1%PB-1+1%SMNA-133.05.5 砂床表面封隔層較致密且有一定強(qiáng)度,砂體與封隔層粘為一體 1#基漿+5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-113.04.0 封隔層厚4.0mm,封隔層致密,砂體與封隔層粘為一體 1#基漿+5%QS-2+3%PB-1+5%SMNA-19.53.6 封隔層厚3.6mm,封隔層很致密,砂體與封隔層粘為一體

表4 復(fù)合潤(rùn)滑劑配方試驗(yàn)

Table 4 Test for the formula for the composite lubricant

配方潤(rùn)滑系數(shù)表觀黏度/(mPa·s)密度/(g·cm-3)中壓濾失量/mL 2#基漿0.21029.01.248.0 2#基漿+2%RH-97D0.11030.01.246.4 2#基漿+2%石墨0.14030.01.247.2 2#基漿+2%SMJH-10.09032.01.246.0 2#基漿+2%納米乳液0.12032.01.246.0 2#基漿+2%SMJH-1+1%納米乳液0.09033.01.245.6 2#基漿+2%SMJH-1+2%納米乳液0.07134.01.245.2 2#基漿+2%SMJH-1+3%納米乳液0.06134.51.245.0 2#基漿+2%SMJH-1+4%納米乳液0.05835.01.245.0

2.2 堵漏漿封堵性能評(píng)價(jià)

為防止堵漏材料粒徑組合與地層裂縫尺寸不匹配造成的“封門(mén)”現(xiàn)象，避免只在井壁表面堆積構(gòu)成封堵層[12-15]，結(jié)合順北1-1H井地層漏失特點(diǎn)，以中細(xì)顆粒、纖維類(lèi)和微片類(lèi)堵漏材料為主，并調(diào)整堵漏材料的顆粒級(jí)配，在1#基漿的基礎(chǔ)上，優(yōu)化得到堵漏漿配方為：1#基漿+1.5%核桃殼(中粗)+2.0%核桃殼(細(xì))+2.0%PB-1+1.5%云母(中粗)+3.0%SQD-98+2.0%云母(細(xì))+2.0%QS-2+2.0%CXD。在室溫下，采用砂床濾失儀和裂縫封堵評(píng)價(jià)裝置對(duì)堵漏漿砂床濾失和裂縫封堵能力進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果分別見(jiàn)表5和圖2。

表5 堵漏漿砂床濾失試驗(yàn)結(jié)果

Table 5 Test result for the LCM mud filtration loss on sand bed

試驗(yàn)條件侵入砂床深度/mm60/100目砂床40/60目砂床室溫2.44.5120℃/16h4.66.6

圖2 堵漏漿裂縫封堵評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果Fig.2 Test result of LCM mud for fracture plugging

從表5可以看出，堵漏漿侵入砂床的深度較小，可以有效封堵微裂隙。由圖2可以看出，對(duì)于縫寬200 μm的模擬裂縫，當(dāng)試驗(yàn)壓力從0 MPa逐漸升至4 MPa(儀器的壓力極限)時(shí)沒(méi)有漏失，說(shuō)明堵漏漿能完全封住200 μm寬的裂縫；對(duì)于縫寬400 μm的模擬裂縫，壓力較小時(shí)漏失量很小，隨著壓力升高，漏失量增大，當(dāng)壓力達(dá)到4 MPa時(shí)，漏失量?jī)H為5.6 mL，說(shuō)明堵漏漿的堵漏效果較好。

2.3 鉆井液性能評(píng)價(jià)

通過(guò)優(yōu)選包被抑制劑、抗鹽降濾失劑、復(fù)合潤(rùn)滑劑和復(fù)合封堵劑，形成了強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液配方：3.0%～4.0%膨潤(rùn)土+0.2%～0.4%NaOH+2.0%～4.0%SPNH+0.6%～1.0%CMC-LV+1.0%～2.0%SMJA+0.2%～0.4%PFL-2+4.0%～6.0%KCl+2.0%～4.0%QS-2+1.0%～3.0%PB-1+ 2.0%～4.0%SMNA-1+1.0%～2.0%SMJH-1+3.0%～5.0%納米乳液。以該配方加量中值配制的鉆井液為4#鉆井液。

2.3.1 常規(guī)性能

測(cè)量不同密度的強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液在室溫和150 ℃熱滾16 h后的常規(guī)性能，結(jié)果見(jiàn)表6。從表6可以看出，強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液老化前后基本性能較為穩(wěn)定，抗溫性能良好。

2.3.2 抑制性

采用順北1-1H井4 728.00～4 756.00 m井段的火成巖和6 230.00～6 240.00 m井段的志留系泥巖巖樣，測(cè)定其在鉀胺基聚磺鉆井液和強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液中滾動(dòng)回收率和線(xiàn)性膨脹率，結(jié)果見(jiàn)表7。巖樣滾動(dòng)回收率測(cè)試條件是在150 ℃下滾動(dòng)16 h,巖樣線(xiàn)性膨脹測(cè)試條件是在100 ℃下浸泡16 h。

表6 強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液常規(guī)性能試驗(yàn)結(jié)果

Table 6 Conventional properties testing results for potassium amine based polysulfide drilling fluid with high inhibitive and plugging capacities

測(cè)試條件密度/(g·cm-3)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/PaAPI濾失量/mL高溫高壓濾失量/mL老化前1.2427113.211.01.8437103.010.6老化后1.2426103.611.41.843593.411.2

注：高溫高壓濾失量測(cè)試條件為150 ℃、3.5 MPa。

表7 鉆井液抑制性評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

Table 7 Test results for inhibitive performances of drilling fluid

鉆井液滾動(dòng)回收率,%線(xiàn)性膨脹率,%火成巖泥巖火成巖泥巖 鉀胺基聚磺鉆井液91.0579.373.146.05 強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液96.0790.381.872.24

從表7可以看出，與鉀胺基聚磺鉆井液相比，火成巖和泥巖在強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液中的滾動(dòng)回收率分別提高了5.02百分點(diǎn)和11.01百分點(diǎn)，線(xiàn)性膨脹率分別降低了1.27百分點(diǎn)和3.81百分點(diǎn)，說(shuō)明強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液的抑制性明顯優(yōu)于鉀胺基聚磺鉆井液。

2.3.3 抗鹽鈣污染試驗(yàn)

用重晶石將強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液的密度加重至1.25 g/cm3，用燒堿將其pH值調(diào)為10，進(jìn)行抗鹽污染試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表8。從表8可以看出，強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液加入NaCl和CaSO4后，流變性變化不大，濾失量始終小于4.4 mL，pH值在9左右，表明該鉆井液的抗鹽、抗鈣污染能力較強(qiáng)。

表8 強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液抗鹽污染試驗(yàn)結(jié)果

Table 8 Anti-salt contamination test for potassium amine-based polysulfide drilling fluids with high inhibitive and plugging capacities

污染物密度/(g·cm-3)塑性黏度/(mPa·s)動(dòng)切力/PaAPI濾失量/mL高溫高壓濾失量/mLpH值1.2524.0103.211.010.03.0%NaCl1.2522.083.411.29.05.0%NaCl1.2523.093.811.88.50.5%CaSO41.2527.0113.411.29.51.0%CaSO41.2530.0133.611.69.02.0%CaSO41.2532.0144.412.08.5

注：試驗(yàn)數(shù)據(jù)均是在150 ℃滾動(dòng)16 h后測(cè)得，高溫高壓濾失量測(cè)試條件為150 ℃、3.5 MPa。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

順北1-3井為超深直井，設(shè)計(jì)井深7 369.00 m。該井采用四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，二開(kāi)長(zhǎng)裸眼井段為2 000.00～6 830.00 m，長(zhǎng)達(dá)4 830.00 m，其中4 543.00～4 963.00 m井段為厚420.00 m的二疊系火成巖地層；三開(kāi)井段的6 839.00～6 879.00 m井段為厚40.00 m的輝綠巖侵入體。為了保證順利完鉆，該井在鉆進(jìn)二疊系火成巖地層和輝綠巖地層時(shí)試驗(yàn)應(yīng)用了強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液。

3.1 二疊系火成巖地層鉆井液維護(hù)處理技術(shù)措施

1) 嚴(yán)格控制鉆井液密度為1.24～1.26 g/cm3，在不壓漏地層的情況下兼顧破碎地層的井壁穩(wěn)定；降低鉆井液濾失量，使API濾失量小于4 mL，高溫高壓濾失量小于10 mL，避免由于濾液侵入裂縫引起的井壁垮塌。

2) 調(diào)整鉆井液的流變性，將漏斗黏度控制在45～55 s、塑性黏度控制在20～30 mPa·s，動(dòng)切力控制在8～12 Pa，使鉆井液動(dòng)塑比控制在0.40～0.50，流型達(dá)到平板層流，以減弱對(duì)井壁的沖刷。

3) 按照5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-1的基礎(chǔ)配方加足封堵防塌劑，對(duì)二疊系地層進(jìn)行及時(shí)封堵，避免形成誘導(dǎo)裂縫，減小漏失風(fēng)險(xiǎn)。

4) 按照2%SMJH-1+3%納米乳液的基礎(chǔ)配方加足復(fù)合潤(rùn)滑劑，以增強(qiáng)鉆井液的潤(rùn)滑性，使濾餅黏滯系數(shù)小于0.08。

5) 如果發(fā)生漏失，根據(jù)漏速首選橋漿配方循環(huán)靜堵，不采取承壓靜堵作業(yè)，以避免裂縫擴(kuò)展、泄壓后三疊系井壁失穩(wěn)；若靜堵失敗，即刻轉(zhuǎn)入堵漏漿鉆進(jìn)，以免拖延時(shí)間。

6) 長(zhǎng)裸眼起鉆前，用堵漏漿封閉二疊系漏失地層；控制起下鉆速度和開(kāi)泵速度，以減輕井內(nèi)壓力激動(dòng)；下鉆時(shí)采取分段循環(huán)措施，防止開(kāi)泵困難、憋漏地層。

3.2 輝綠巖地層鉆井液維護(hù)處理技術(shù)措施

1) 揭開(kāi)輝綠巖地層前，鉆井液密度嚴(yán)格控制在1.80～1.85 g/cm3，以發(fā)揮力學(xué)穩(wěn)定輝綠巖井壁的作用；調(diào)整鉆井液性能，使API濾失量小于3 mL，高溫高壓濾失量小于10 mL。

2) 使用PFL-2調(diào)整高溫高密度鉆井液的流變性，將漏斗黏度、塑性黏度和動(dòng)切力分別控制在60～70 s、30～40 mPa·s和10～15 Pa，鉆井液動(dòng)塑比控制在0.45～0.55，提高鉆井液的攜巖能力。

3) 定期補(bǔ)充160～180 ℃高軟化點(diǎn)瀝青類(lèi)防塌劑SMNA-2、PB-1和QS-2，增強(qiáng)鉆井液封堵微裂縫的能力，阻斷液柱壓力的傳遞通道，防止水力“楔劈”效應(yīng)。

4) 定期采用漏斗黏度大于120 s的稠漿塞清掃井底，把輝綠巖掉塊帶離井底。

3.3 堵漏漿維護(hù)處理技術(shù)措施

1) 在漏點(diǎn)密集、漏失量大、靜堵無(wú)法滿(mǎn)足安全鉆進(jìn)的情況下，起鉆簡(jiǎn)化鉆具組合，把全井鉆井液轉(zhuǎn)化成堵漏漿。

2) 性能維護(hù)以補(bǔ)充堵漏材料膠液為主,定期向堵漏漿中補(bǔ)充中細(xì)顆粒堵漏材料；加足潤(rùn)滑劑，精細(xì)操作，防止發(fā)生卡鉆。

3) 保持循環(huán)堵漏漿的pH值大于10，以防止堵漏材料在高溫下發(fā)酵失效。

4) 停止或者間歇使用振動(dòng)篩，提高沉砂罐、循環(huán)槽的清理頻率。

5) 鉆穿二疊系火成巖地層后篩除堵漏材料，在后續(xù)鉆進(jìn)中，需定期泵注橋漿段塞，以鞏固漏失地層的封堵效果。

3.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

順北1-3井二疊系火成巖地層在應(yīng)用強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液鉆進(jìn)過(guò)程中，鉆井液性能穩(wěn)定，API濾失量控制在5 mL以?xún)?nèi)(見(jiàn)圖3)；防漏效果顯著，未發(fā)生漏失；鉆井液潤(rùn)滑性能良好、沒(méi)有明顯的阻卡現(xiàn)象，摩阻系數(shù)都控制在0.08以下，最大提升和下放阻力控制在150 kN之內(nèi)，長(zhǎng)裸眼測(cè)井和下套管等作業(yè)均一次順利到底，未發(fā)生因鉆井液?jiǎn)栴}引發(fā)的井下故障。測(cè)井結(jié)果顯示，順北1-3井二疊系地層井徑較為規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率僅為12.88%。與順北1-1H井相比，該井二疊系地層處理井下故障時(shí)間縮短了37.9 d。

圖3 順北1-3井鉆井液主要性能隨井深的變化曲線(xiàn)Fig.3 Changes in major properties of drilling fluid with depths in the Well Shunbei 1-3

順北1-3井應(yīng)用強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液成功鉆穿6 839.00～6 879.00 m井段的輝綠巖地層，該鉆井液的物理封堵和化學(xué)防塌效果顯著，與順北1井相比，含輝綠巖井段的最大和平均井徑擴(kuò)大率降低了17.6百分點(diǎn)和15.7百分點(diǎn)。

4 結(jié)論及建議

1) 通過(guò)優(yōu)選包被抑制劑等關(guān)鍵處理劑、設(shè)計(jì)復(fù)合屏蔽封堵防漏防塌和長(zhǎng)裸眼復(fù)合潤(rùn)滑降摩鉆井液配方，得到了強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液,滿(mǎn)足了順北區(qū)塊長(zhǎng)裸眼降摩阻鉆進(jìn)要求。

2) 室內(nèi)試驗(yàn)表明，強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液具有良好的防塌抑制性、潤(rùn)滑性和和攜巖洗井能力，較好地解決了順北1-3井火成巖鉆井技術(shù)難點(diǎn)，為順北區(qū)塊超深井安全鉆井提供了保障。

3) 建議在順北區(qū)塊后續(xù)超深井火成巖鉆井中推廣應(yīng)用強(qiáng)抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液，并進(jìn)一步研究和優(yōu)化深部火成巖地層高密度鉆井液技術(shù)。

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[編輯 滕春鳴]

Drilling Fluid Technology for Igneous Rocks in Ultra-Deep Wells in the Shunbei Area, Tarim Basin

JIN Junbin1,2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101,China; 2.StateKeyLaboratoryofShaleOilandGasEnrichmentMechanismsandEffectiveDevelopment,Beijing， 100101,China)

Igneous formations in the Shunbei Block of Tarim Basin are characterized by severe instability of bore hole walls, higher risks of severe lost circulation, the coexistence of lost circulation and collapsing in long open-hole intervals, high friction resistances, bit sticking and other technical challenges. Under such circumstances, research has been performed to optimize formulas for drilling fluid systems. With consideration to the results related to coating inhibitors on the performance of drilling fluid, the performance of different filtrate loss agents, shielding effect of compound plugging agents, the ratio of compound lubricant and friction reducing capacities, a potassium amine-based polysulfide drilling fluid system was developed. Lab test results showed that the rolling recovery rate and linear expansion rate of igneous rock samples in the drilling fluid are 96.07% and 1.87%, respectively. The drilling fluid can effectively resist contaminaiton induced by 5% NaCl and 2% CaSO4. The newly developed drilling fluid system has been tested for drilling igneous formations in Well Shunbei1-3. The average enlargement rate of well diameter in Permian igneous rock is only 12.88%, and the drilling time in complex well section was reduced by 37.9 days in comparison with Well Shunbei 1-1H. No loss of circulation occurred in the Permian igneous well interval. The average enlargement rate of the well diameter in the diabase formation decreased by 15.7% compared with that of the Well Shunbei 1.The application of potassium-amine polysulfonated drilling fluid with a high inhibition and sealing performance solved the problems in ultra-deep well and igneous rock formation drilling effectively, it can be deployed extensively in the Block.

ultra-deep well；drilling fluid；igneous rock；laboratory experiment；Well Shunbei 1-3；Shunbei Block；Tarim Basin

2016-06-02；改回日期：2016-10-12。

金軍斌(1970—)，男，山東茬平人，1996年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢)探礦工程系鉆探專(zhuān)業(yè)，2010年獲中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油與天然氣工程碩士學(xué)位，高級(jí)工程師，主要從事鉆井液技術(shù)研究及管理工作。E-mail：jinjb.sripe@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“彭水地區(qū)常壓頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)示范工程”(編號(hào)：2016ZX05061)、中國(guó)石化科技攻關(guān)項(xiàng)目“順南深部復(fù)雜地層鉆井液技術(shù)研究”(P14114)和“微裂隙地層納微米封堵井筒強(qiáng)化技術(shù)”(P14100)部分研究?jī)?nèi)容。

10.11911/syztjs.201606003

TE254+.6

A

1001-0890(2016)06-0017-07