风险探井花深1x井深部破碎带地层钻井液技术

汪鸿，杨灿，周雪菡，张涛，叶顺友，揭家辉

（1.渤海钻探工程有限公司第一钻井公司，天津300280；2. 渤海钻探工程有限公司职工教育培训中心，天津300280；3.渤海钻探工程有限公司泥浆技术服务分公司，天津300280）

花深1x井是中国石油集团公司在福山油田部署的第一口设计井深为5713m（垂深为4500m）的大位移风险探井。构造位置为福山凹陷花场构造花深1x断鼻高部位，该区由于受区域地层抬升及花场断层强烈活动的影响，构成明显流沙港组和涠洲组之间的角度不整合，产生一系列近东西向的正断层，花场断鼻构造花东断块受北西向两条反向正断层控制，并由两条近南北向断层进一步切割而形成破碎带地层[1-3]。四开通过3次侧钻，总计4个井眼，通过对钻井液处理剂不断优选、钻井液体系不断优化改进，形成的复合盐水防塌钻井液现场应用效果显著，保证了这口高难度井的四开阶段各项施工。

1 花深1x井概况及钻井液技术难点

花深1x井自上而下地层为（井深为垂深）：望楼港组（0～170m）、灯楼角组（170～360m）、角尾组（360～720m）、下洋组（720～920m）、涠洲组（920～2350m）、流沙港组（2350～4500m）。其中流沙港组分为三段：流一段（2350～3100m）、流二段（3100～3850m）、流三段（3850～4500m）。最复杂地层为流二段与流三段交界面，存在不整合破碎带，大段黑色硬脆性泥岩，岩石层理与微裂缝发育，极易垮塌。

花深1x井原设计井身结构为：φ660.4mm钻头×351m（φ508mm套 管×350m）+φ444.5mm钻头×2252m（φ339.7mm套管×2250m）+φ311.1mm钻头×4852m（φ244.5mm套管×4850m）+φ215.9mm钻头×5713m（φ139.7mm套管×5708m）。

变更后井身结构为：φ660.4mm钻头×351m（φ508mm套管×350m）+φ444.5mm钻 头×2135m（φ339.7mm套 管×2116m）+φ311.1mm钻头×4270m （φ244.5mm套管×4268m）+φ215.9mm钻头×5023m（φ177.8mm套管×5021m）+152mm钻头×5498m（φ127mm套管×5493m）

钻井液技术难点：该井涠三段以下地层发育硬脆性泥岩，裂缝多，井壁易坍塌掉块，四开井段流二段与流三段交界面破碎带易坍塌掉块，易卡钻；预计井底温度最高为182.06℃，最低为178.86℃，对钻井液抗温性要求较高；位移大，设计最大位移为3208m，大位移井眼对钻井液流变性、抑制性和润滑性的要求更高[4-7]。

2 四开钻井液工艺技术

2.1 钻井液体系及维护处理

1）井眼Ⅰ（4270～5207m）。井眼Ⅰ的钻井液体系配方：8%KCl+3%SD-101+4%SD-201+4%BZ-FFT-I+3%BZ-YRH+4%乳化沥青+0.3%BZ-BYJ-I+2%REDUL-200+3%BZ-MJL+4%细目钙+3%润滑剂。按配方配制所需钻井液量，日常维护时将 SD-101、SD-201、REDUL-200、BZYJZ-I、KCl 等材料配制胶液，根据消耗量进行补充，保证高温稳定性和强抑制性。钻压 40 kg、转速 80 r/min、排 量 28 L/s、泵 压27mPa、扭 矩35～45kN·m，正常钻进至井深 5207m，期间每钻进 50～100m 短程起下钻一次，每天记录返砂量。起钻过程中5207～4990m（流二段底）起钻最大拉力为2700kN（正常为 2300kN），多处拉力较大。起完钻换牙轮钻头配常规钻具通井，下钻至 4760m 遇阻，划眼返出较多泥岩碎屑及米粒大小掉块。划眼至 5171m 时卡钻，施加扭矩（62kN·m）活动钻具（800～3000kN）憋压（20～30mPa），经爆炸切割后回填。花深1x井四开及划眼期间钻井液性能见表1。

表1 花深1x井四开及划眼期间钻井液性能

井眼Ⅰ失败因素分析：循环排量偏低，形成岩屑床，导致起下钻困难；钻井液抑制性和封堵性欠佳、抗高温稳定性差，钻井液受地层高温作用不断老化、胶体结构破坏、滤失量增大，同时钻井液密度偏低，导致井壁失稳，划眼卡钻而侧钻。

2）井眼Ⅱ（4665～5212m）。井眼Ⅱ施工过程中总结井眼Ⅰ施工经验，做出如下调整。①提升排量，钻进排量为32～35 L/s，每50～100m短程起下钻1次，以清除岩屑床，钻具中加入随钻振击器。②提高钻井液抑制性与高温稳定性，增加20%～30%复合有机盐，高温高压滤失量由 10.4mL降低至6.8mL。③提高钻井液封堵性，钻进时保持3%BZ-FFT-I、4%细目钙（800目与1250目按1∶1复配）、（2%～3%）BZ-YRH的有效含量。④提升物理性支撑，将钻井液密度提至1.62g/cm3，同时提高黏度至120 s。钻井液体系配方：8%KCl+（20%～30%）BZ-YJZ-I+3%SD-101+2%SD-201+3%BZ-FFT-I+4%BZ-YRH+4%乳化沥青+0.3%BZ-BYJ-I+2%REDUL-200+2%BZ-MJL+4%细目钙+2%润滑剂。施工过程中钻进至井深5212m仍出现井壁严重垮塌，划眼异常困难，多次卡钻等现象，导致无法继续施工，最后打塞填眼，准备再次侧钻。

井眼Ⅱ失败因素分析：在井眼1基础上增加复合有机盐含量，钻井液抑制性提高，但封堵材料抗盐能力欠佳，粒径与地层孔喉直径不匹配，导致封堵效果一般，随着地层深度增加，井壁逐渐剥落掉块，无法下钻到底而选择侧钻。

3）井眼Ⅲ（4295～5002m）。结合前两个井眼地层的严重垮塌情况，决定更换钻井液体系为BH-WEI体系。从井深4295m开始侧钻，解决井壁垮塌的技术路线为：一是降低钻井液滤液的活度，提高钻井液的抑制性；二是强化钻井液的封堵性及润滑性；三是确定合理的钻井液密度为1.53～ 1.60g/cm3。复合有机盐含量提至50%～80%，日常维护时将BZ-YRH、BZ-KLS-I、BZ-KLS-II、BZ-YFT、 BZ-BYJ-I等材料按照配方配制胶液，均匀加入，保证钻井液具有高温稳定性和抑制性；保持细目钙（800目、1250目、1500目）的浓度达到4%以上，配合BZ-YFT和BZ-NAX等封堵材料，提高钻井液封堵性能。

工程上将φ139.7mm钻杆更换为φ127mm，增加环空间隙利于大块岩屑返出。每12 h测量2套常规钻井液性能，24 h测量一次高温高压滤失量，维持黏度在60～75 s，滤液密度不低于1.25g/cm3，保持较低的滤液活度，高温高压滤失量不大于 8mL。正常钻进至井深5002m（流二段下部），起钻过程中5002～4500m多处拉力较大，起钻完换常规钻具通井。下至井深4888m遇阻20 t，开泵冲划，划眼期间过200 s稠塞返出大量细砂及泥岩掉块，划眼至井深4995m，憋泵憋顶驱发生卡钻。经反复活动解卡，继续划眼至井底。划眼期间根据返砂情况过稠塞3次，黏度分别为267 s ，317 s，375 s，密度由1.60g/cm3提至1.65g/cm3，黏度由80 s提至130 s。由于井壁垮塌严重划眼困难，加入贝克休斯3种纳米级封堵剂（1%Nano-shield 纳米柔性封堵剂+2%Bridge Form 微米级复合可变形封堵剂+3%Max-shield 纳米弹性封堵剂）。最后多次起下钻通井划眼，均无法下钻至井底，期间共发生10次卡钻。最后钻具被卡死，无法解卡，被迫打塞填眼。

井眼Ⅲ失败因素：分析前期暴露的问题及本次的失败，发现钻井液黏度、切力低、封堵材料单一、造壁能力欠佳，随着钻井时间和井深增加，井壁冲刷性强而逐渐失稳，最后导致塌方式坍塌而侧钻。

4）井眼Ⅳ（4275～5023m）。侧钻前中石油勘探与生产分公司再次组织相关专家召开花深1x井施工方案专题会议。通过讨论对海南深层流沙港组地层特性有了更深入的了解，指出造成前期事故复杂主要原因有：一是流二、流三段交界面不整合存在破碎带，且钻遇该层位时不存在垮塌周期，钻开即垮塌；二是可能钻遇断层；三是地层最大主应力影响。充分分析总结前3个井眼施工情况，在井眼Ⅳ施工中钻井液主要从以下几方面改进。①有机盐与无机盐复配，保持钻井液有足够的抑制性和抗高温稳定性。②提高密度。进入流二段复杂井段前将密度提到1.65g/cm3，保持正压差。③增强造壁性。加入4%抗高温改性沥青和适量优质膨润土浆，提高钻井液造壁和护壁能力。④降低冲刷。侧钻开始黏度维持80 s以上，进入复杂井段前提到110 s，降低钻井液对井壁的冲刷。⑤加强润滑。加大乳化沥青、BZ-YRH、石墨等润滑封堵材料的投入，保证形成薄而坚韧的泥饼。钻井液配方为：（5%～8%）KCl+（25%～30%）BZ-YJZ-I+（2%～3%）SD-101+（2%～4%）SD-201+（3%～4%）抗 高 温 改 性 沥青+（2%～3%）BZ-YRH+（3%～4%）乳 化 沥青+0.3%BZ-BYJ-I+（1%～2%）REDUL200+（2%～3%）BZ-MJL+4%细 目 钙+（2%～3%）BZDFT+（2%～3%）润滑剂+0.3%Na2SO3，流三段钻进时每个循环周加入100 kg塑料小球，每次短程起下钻时泵入润滑封闭浆（井浆+1%塑料小球+2%润滑剂）。其配方为：井浆+3%细目钙+1%塑料小球+2%润滑剂+（2%～3%）SD-101+（2%～4%）SD-201+（0.5%～1%）REDUL-200。

为了彻底解决破碎带地层垮塌难题，对钻井液体系配方进行了不断摸索和实验，最终形成了一套完善的复合盐水钻井液体系，钻井液密度为1.70g/cm3，具体实验数据见表2。

表2 复合盐水钻井液抗温实验

实验数据显示，该钻井液体系经200℃老化16 h后，钻井液的流变性能较好，高温高压滤失量小于11mL，说明该钻井液体系抗温可达200℃，具有良好的抗温性能；随着200℃下老化时间的延长，该钻井液的性能基本保持不变，显示了良好的高温稳定性。在钻进过程中，钻井液的具体维护思路如下。

1）按照配方配制所需量的钻井液，测量钻井液性能，达到要求后进行钻进。钻进时每班补充胶液10～15m3，维持足够的钻井液量。

2）根据情况每班另增加10～20 kg抗高温改性沥青、10～20 kg 乳化沥青、30 kg细目钙（600、800、1250、2000目）、10 kg BZ-YRH，补充固控设备消耗，保持封堵材料的有效含量。

3）在定向钻进时，提前配制15m3润滑浆泵入钻杆，待润滑浆出水眼后，转动顶驱5～10min左右，拍打井壁，使润滑材料充分贴紧在井壁上。根据托压情况可以多次泵入润滑浆（150 kg塑料小球+200 kg石墨+400 kg乳化沥青），保证顺利定向钻进。

4）为减少钻井液劣质固相含量，振动筛全程使用220目筛布。平时根据密度变化、固相含量变化、短程起下钻到底等情况及时开启离心机1～2循环周。

5）每次起钻之前，泵入10～15m3润滑封闭浆，密度高于井浆0.02g/cm3左右，另泵入10m3压冒重浆，弥补循环压耗，保证井壁稳定性。

经过不断实验，优选材料、优化体系配方，形成了一套具有强抑制、强封堵性的复合盐水钻井液体系，最终保障该井四开各项工序的顺利施工。花深1x井四开井眼Ⅳ主要井段钻井液的性能如表3所示。

表3 花深1x井四开井眼Ⅳ主要井段钻井液性能

2.2 四个井眼复杂井段钻井液性能对比

经过室内多次实验和现场实际应用总结，做好钻井液的抑制和封堵能力，才能更好地解决海南福山油田流沙港组破碎带地层的稳定难题。表4为四个井眼复杂井段钻井液的性能对比。

表4 花深1x井四开四个井眼复杂井段钻井液性能对比表

该井经过3次侧钻，不断优化钻井液体系，优选合适粒径、浊点和软化点防塌封堵类处理剂，最终成功穿过了破碎带地层[8-10]。

3 复杂情况分析

3.1 流二、流三段交界面不整合存在破碎带

井眼Ⅰ实钻井段为5139～5207m，平均钻时为11.7min/m，比上部降低14.5%，钻进扭矩增加2kN·m，接立柱拉力突然增加约260kN（2420kN增至2680kN），于5152～5171m反复冲划仍无法通过，扭矩35～45kN·m，频繁憋泵憋顶驱，最终钻具卡死而侧钻。井眼Ⅱ实钻5080～5210m平均钻时为8.3min/m，比上部降低9.3%，钻进扭矩增加3kN·m，接立柱拉力突增约220kN（2380kN增至2600kN），反复划眼，返出大量掉块。最终于5080～5085m冲划仍无法通过，返出大量掉块，扭矩为35～46kN·m，频繁憋泵憋顶驱，卡钻5次，无法继续施工而侧钻。井眼Ⅲ实钻4900～5002m，平均钻时为8.3min/m，比上部降低13.5%，钻进扭矩增加3kN·m，接立柱时拉力突增约300kN（2300kN增至2600kN），反复划眼，返出大量掉块，遇阻划眼，4970～4985m反复冲划仍无法通过，返出大量掉块，扭矩为38～45kN·m，频繁憋泵憋顶驱，卡钻10次，无法继续施工而侧钻。

综合井眼Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ实钻情况，确认流二与流三段交界面破碎带垮塌是导致事故复杂频发的主要原因。

3.2 流二段岩石层理与微裂缝发育易吸水膨胀

1）层理发育。通过循环钻井液将地层未完全破碎或井壁失稳剥落的成块岩屑带至地面，清洗干净，可以清晰地观察到地层岩性呈现明显的层理发育（见图1）。纹层呈直线状互相平行，并且平行于层面，细层厚0.5～2mm。没有明显的层系界面，属于水平纹层，这种层理是在比较稳定的水动力下，物质从悬浮或溶液中沉淀而成。不同垂直深度岩性发育的颜色、硬度不一，但表观性质层理清晰，这些层理硬度介于3～5级之间，可钻性较好，但是岩性层理易呈现层状剥落，并且出现遇水剥落加速、面积扩大的趋势。

图1 层理发育清晰的岩石图片

2）裂缝发育。高倍显微镜成像观察（见图2），裂缝清晰可见，呈现层状排序，纹路有统一的走向并不发生交错，这些空隙为自由水的侵入提供了有利条件，岩块内部有一定的储水功能。实验中，将地层岩样常温常压下浸泡至清水，可观察有气泡冒出，说明自由水正在侵入岩样内部。若在地层内部高压条件下，自由水的侵入将更加剧烈。经过24 h的浸泡，岩样表面由于膨胀变得松软，可以轻松剔除表层层理。

图2 高倍显微镜成像图（×100）（左）和裂缝发育岩石浸水（右）

3.3 地层最大主应力影响

受地面条件与靶点限制，该井设计方位为N53E，福山油田地层最大主应力方向为N50E，是易垮塌方向。地层被钻开后，原始地应力发生变化，平衡状态被破坏，压力向井眼释放而造成坍塌[4]。调研花场区块已完成井资料，大部分井在流二段下部井段扩大率达到36.8%～61.8%。

4 认识与建议

1.复合有机盐与无机盐复配具有较强的抑制性和抗高温稳定性，适合深井、复杂地层施工，具有较强的防塌能力。

2.对于福山油田流二段硬脆性泥岩地层，钻进过程中钻井液黏度、切力不易过低，降低对井壁的冲刷，有利于井壁稳定。

3.在复合盐水钻井液中加入一定的优质膨润土浆，保持膨润土含量为30～40g/L，能够有效增强盐水钻井液的造壁和护壁性。

4.对于低活度高含盐量的钻井液，必须优选抗盐能力强的封堵材料和降滤失剂。对于裂缝与层理发育地层，封堵材料宜采用多级粒径复配、软硬复配，始终保持有效浓度，才能提高封堵有效率。

5.受外力干扰影响大的硬脆性地层，钻进过程中不宜采用较高转速，以减少钻具扰动对井壁的 敲击。