川渝地区超深井强封堵高润滑水基钻井液体系研究

程 凯，许桂莉，钱 帆，王 君

（1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司，四川 成都 610056；2.中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川 成都 610051）

近几年随着川渝地区油气田勘探开发的不断深入，深井超深井数量增多，钻遇地质情况越来越复杂，井下复杂日益增多，加之深部未探明地层的揭露和深部地层井壁失稳问题日益突出，对钻井液性能提出了新的要求，特别是封堵性能和润滑性能。由于深部地层地质条件复杂，多套压力系统共存，导致钻井速度慢、事故复杂多、钻井液性能维护控制难度大。

油基钻井液具有高温稳定性好、性能维护简单、润滑性好、有利于井壁稳定且对油气层损害程度小等优点，目前已成为高温深井易垮塌井段地质情况复杂井的重要手段。但油基钻井液成本高，配置时间长，突遇井漏堵漏成功率低，漏转喷井控风险大。以上缺点极大限制了油基钻井液在复杂深井超深井的大规模应用。因此，有必要针对深井超深井水基钻井液体系的封堵性和润滑性进行深化研究，形成一套适用于深井超深井的水基钻井液体系，以优良的钻井液性能辅助安全钻井，减少事故复杂，实现“提质增效”的目标，为川渝地区深部油气资源的勘探和开发提供技术支撑。

1 川渝地区超深井钻井难点

川渝地区深部、超深部地层地质条件复杂、多压力系统共存、井底温度高，这些勘探开发难点均会制约安全生产和开发。例如四川盆地磨溪—龙女寺构造带北斜坡，沙一段以下均为高压气层；须家河组以下地层勘探程度低，地层压力预测等存在不确定性，可能钻遇溢流、井漏、阻卡等复杂；须二段可能钻遇异常高压气层，自流井组、雷二段至嘉五段等地层易漏失，高密度情况下上部地层易发生卡钻。另外，该区大安寨段油气藏原始地层压力较高，但是经过多年的开采，是否对待开发井区的压力造成影响尚不明确，钻进过程中可能发生井漏、卡钻等复杂。嘉四段易发生卡钻；龙潭组至茅口组可能钻遇高压气层；筇竹寺组可能钻遇井漏；灯影组为裂缝性气层，可能发生溢流、井漏，钻遇破碎性地层可能发生卡钻；同时超深、高温、高压、含H2S，对钻具、套管等要求高。

目前川渝地区深部、超深部如北斜坡区块钻井作业，一开采用高粘膨润土聚合物钻井液，需要关注大井眼清洁、地层浸泡出现垮塌等问题；二开采用有机盐聚合物钻井液，需要关注大井眼清洁、地层浸泡出现垮塌、井漏等问题；三开采用有机盐聚合物钻井液，需要关注地层造浆、井壁失稳、大井眼携砂等问题；四开、五开采用有机盐聚磺钻井液，需要关注盐膏层污染、高密度钻井液流变性控制及润滑防卡、H2S 污染等问题；六开采用油基钻井液，需要关注灯影组的破脆性垮塌、井漏等问题。本区块虽有若干预探井完钻，但在钻进过程中仍有钻至大安寨段至马鞍山段发生井漏、钻至东岳庙段发生溢流、关井后发生井漏、压井堵漏后发生卡钻、钻至雷二段至嘉五段发生井漏等问题。水基钻井液的抑制性、封堵性及润滑性等还不能完全满足深井、超深井安全钻井的要求。因此，在现有钻井液体系的基础上，需要对体系的抑制性、封堵性、润滑性等进行深化研究，以满足深井、超深井对钻井液的需求。

2 实验部分

2.1 对现有深井、超深井水基钻井液性能进行综合评价分析

首先取PS2井和ST108井井浆，对其进行室内性能检测。PS2井井浆取样井深6262m，ST108井井浆取样井深7399m，取样井浆基本性能如表1所示。由表1可知，PS2井和ST108井井浆满足钻井和钻井液设计需求。

表1 PS2井和ST108井井浆性能

接下来，用粒径分布、透失水体积和泥饼压缩因子（0.7MPa和3.5MPa下滤失量比值）来综合评价钻井液封堵性能。第一步，用Malvern3000 测量PS2 井和ST108 井井浆中各种尺寸大小的粒径分布，用以表征其封堵性能，结果由图1所示。由图1可知，PS2 井和ST108 井体系内所含的粒径尺寸偏大，粒子充填缺乏相应的小粒径材料，钻井液的封堵能力存在一定的不足。随后，在井底温度条件下，对两口井井浆的高温高压透失水进行测试。最后，在室温条件下，对0.7MPa和3.5MPa下的滤失量进行测试，计算其比值得出泥饼的压缩因子。表2为PS2 井和ST108井井浆的透失水测试和压缩因子测试结果。由表2可知，两口井的高温高压透失水略为降低，两口井的压缩因子均小于0.3，表明两口井泥饼的压缩性有待进一步提高。

表2 PS2井和ST108井井浆的透失水测试和压缩因子测试结果

图1 PS2井（A）和ST108井（B）井浆的粒径分布

2.2 对现有深井、超深井水基钻井液封堵性能改进的室内实验

为了增强钻井液封堵性能，采用“多元复合”封堵技术，向PS2井和ST108井井浆中加入2%沥青质封堵剂YH150 和刚性封堵材料——800 目超细碳酸钙，用粒径分布、透失水体积和泥饼压缩因子综合评价改进后的钻井液封堵性能。表3为添加两种封堵剂前后PS2 井和ST108 井井浆性能变化。由表3可知，添加YH150和超细碳酸钙对钻井液体系密度没有影响，初/终切、表观粘度（AV）和动切力（YP）有少许升高，高温高压滤失量出现降低。上述实验结果说明在井浆中添加封堵剂YH150 和超细碳酸钙后，钻井液流变性没有显著变化，值得注意的是钻井液滤失量降低，反映了钻井液封堵性能的提高。

表3 添加两种封堵剂前后PS2井和ST108井井浆性能变化

接下来，仍用粒径分布、透失水体积和泥饼压缩因子综合评价钻井液封堵性能。粒径分布测试结果见图2，由图可知，通过沥青质封堵剂YH150和刚性封堵材料——800目超细碳酸钙的引入，各尺寸粒径得到了有效的补充，钻井液的封堵能力得到了一定的强化。表4为添加封堵剂后PS2井和ST108井井浆的透失水测试和压缩因子测试结果。由表4可知，PS2井和ST108井透失水体积分别降低了30.8%和23.8%，压缩因子分别提高了11.1%和31.3%。以上结果说明，向井浆中加入沥青质封堵剂YH150和刚性封堵材料——800目超细碳酸钙，钻井液体系的封堵效果明显提升。

表4 添加封堵剂后PS2井和ST108井井浆的透失水测试和压缩因子测试结果

图2 添加封堵剂后PS2井（A）和ST108井（B）井浆的粒径分布

2.3 对现有深井、超深井水基钻井液润滑性改进的室内实验

为了在现有深井、超深井水基钻井液体系润滑性满足钻井设计要求的基础上，改善定向拖压、摩阻大等问题，优选了胶囊润滑增强剂（WNRZ）。WNRZ 是一种具有胶囊结构的固液多相润滑剂，在结构完整时即可起到润滑作用。在高速搅拌或高压或高温下，胶囊部分破裂，释放出胶囊内部的润滑因子，提升润滑效果。表5为在钾聚磺井浆中加入不同比例的WNRZ后井浆的性能变化。由表5可知，在钾聚磺井浆中加入1%、2%、3%的WNRZ，在胶囊树脂未破裂和部分破裂时，体系的粘切略有上涨，失水下降，整体性能稳定，说明胶囊树脂与体系的配伍性好。

表5 不同比例的WNRZ对井浆性能的影响

接下来考察胶囊润滑增强剂WNRZ对正钻井井浆摩擦系数和粘滞系数的影响，结果如表6所示。由表6可知，在井浆中加入1%、2%、3%的胶囊树脂WNRZ，在胶囊未破裂和部分破裂时，均能有效降低钻井液的摩擦系数和粘滞系数，表明胶囊树脂对钻井液润滑性有明显提高。

表6 WNRZ对正钻井井浆摩擦系数和粘滞系数的影响

3 现场应用

在MX023-H1 井进行超深井高润滑水基钻井液现场实验，试验井段为4521～4913m，地层位于栖霞组至龙王庙组，岩性为灰岩、云岩、砂岩和泥岩，井底温度约130℃。首先取井浆并加入3%WNRZ，对其进行室内性能评价。然后在井浆中加入3%WNRZ，对井浆进行性能评价。表7为井浆加入润滑剂WNRZ前后室内评价和现场试验所得的性能数值。由表7可知，加入3%WNRZ 后，钻井液体系性能稳定，室内评价和现场试验Kf分别下降23.3%和33.4%。

表7 加入润滑剂WNRZ前后室内评价和现场试验所得的井浆性能数值

表8为加入润滑剂WNRZ 前后工程参数变化情况。由表8可知，加入3%润滑剂WNRZ后复合机械钻速和定向机械钻速明显提高，扭矩和上提下放摩阻明显降低。同时，定向钻进再无托压现象。

表8 加入润滑剂WNRZ前后工程参数变化情况

4 结论

（1）采用“多元复合”封堵技术，优选沥青质封堵剂YH150 和刚性封堵材料800 目超细碳酸钙，提高各粒径封堵剂的尺寸搭配，形成致密高韧的泥饼，从而提高水基钻井液体系的封堵性。

（2）优选胶囊型润滑剂WNRZ，其与现有钻井液体系配伍性好。在全井加入3%的情况下，钻井液性能稳定，高温高压泥饼致密；摩擦系数下降至0.0349，下降率为33.39%，润滑性较好。

（3）现场实验过程中加入3%的WNRZ后定向钻进无脱压现象，起下钻通畅未阻卡，钻进施工顺利。