准噶尔南缘高泉背斜钻井液技术难点与对策

徐生江 ，吴宝成，徐新纽，叶 成，黄 鸿

1.中国石油新疆油田公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依834000

2.中国石油新疆油田公司勘探事业部，新疆 克拉玛依834000

引言

新疆准噶尔盆地南缘（以下简称南缘）位于天山与博格达山山前，南北宽约40 km，东西长约400 km，为大型背斜构造发育区。受构造运动影响，由山前向盆地形成了3 排近东西向延伸的构造带，区域上具有南北成带、东西分段的构造特征，已成为准噶尔盆地油气勘探的重要战略接替区[1-6]。

根据储盖成藏组合条件，南缘地区地层纵向上可分为上、中、下3 套储盖组合。其中，上组合为塔西河组及沙湾组地，砾石层发育，含膏质泥岩，地层倾角大；中组合为安集海河组及紫泥泉子组，泥岩水敏性强，断层发育，坍塌压力高；下组合为吐谷鲁群及侏罗系，地层压力系统复杂，多套异常高压并存，深部地层高温[7-8]。

高泉背斜位于南缘山前冲断带西段，紧邻四棵树凹陷生油气中心，为油气运移、聚集的长期指向区，油气勘探前景广阔[8]。然而，高泉构造勘探井钻井过程中，面临温差大、异常高压、井壁稳定性差及安全密度窗口窄差等技术难题，南缘地区的油气勘探一直未有效突破[9-17]。直到2019 年，高探1 井下组合油气勘探取得重大突破，证实了南缘高泉背斜构造为油气富集区，开启了南缘前陆冲断带大型油气富集区勘探新里程[1，8]。钻井液技术的成功应用为高泉构造油气重大发现提供了重要技术支撑[18-19]。

高泉背斜构造勘探井推广应用了“上部地层用水基、中下部地层用油基”的钻井液技术方案，在降复杂、提速度及优化井深结构等方面获得了显著成果[18-19]。本文分析了高泉背斜构造地层特点，归纳了该地区钻井液技术难点，并提出针对性的技术对策，现场应用效果证实了高泉背斜构造钻井液技术方案的有效性和高效性。

1 地层特点

1.1 上地层特点

上组合地层为巨厚砾石层，易漏易窜，易掉块硬卡。塔西河组大多为硬脆性泥岩，井壁极易在钻具的刮碰作用下坍塌剥落。该井段还发育大段盐膏层和膏质泥岩，极易发生塑性蠕变，卡钻风险高。塔西河组岩芯经水基、油基钻井液浸泡后的微观形貌如图1所示。

图1 塔西河组岩芯电镜扫描图片Fig.1 Electron microscopy scan of Taxihe Formation rock

由图1 所示的塔西河组岩芯电镜扫描图片可见，经水基钻井液浸泡后，塔西河组岩芯表面溶蚀水化后形成残余状面，颗粒内分布少量团状的石膏晶体，分散坍塌；经油基钻井液浸泡后，表面粒间孔喉相互连通；原始岩芯抗压强度为46.75 MPa，水中浸泡后岩芯无法加载压力，基油浸泡后岩芯抗压强度下降至38.54 MPa，强度降低17%。

沙湾组（高泉1 井）伊/蒙混层矿物平均含量为47%，伊利石平均含量为34%。岩石孔隙不发育，微细孔隙少，仅可见少量粒间缝，钻井液滤液接触到岩芯表面后难以进入内部。沙湾组承压能力相对较弱，存在漏失的风险。

1.2 中下组合地层特点

中下部组合地层富含水敏性泥岩，黏土矿物以蒙脱石、伊/蒙混层为主，地层含有多种盐类及过量阴离子，坍塌应力强及地层流体异常高压，地质情况异常复杂[14]。安集海河组为以蒙脱石、伊/蒙混层为主的泥岩。黏土矿物含量高（平均30%）、伊/蒙混层含量高（平均57%）且混层比高（平均55%），遇水极易水化膨胀、分散，如图2 所示。

图2 水化前后安集海河组岩样形貌Fig.2 Rock sample morphology of Anjihaihe Formation before and after hydration

由图2 可见，安集海河组经水基钻井液浸泡后，岩芯从天然裂纹处分散坍塌，导致无法承载压力；经油基钻井液浸泡后，岩样外观完整，但加载即破坏，强度明显降低。

紫泥泉子组岩性为泥质粉砂岩，黏土矿物中伊/蒙混层相对含量为43%∼75%，伊/蒙混层比为30%∼40%。微观形貌测试表明，粒间被泥质及少量碳酸盐充填，粒间孔隙不发育，粒内溶孔少，如图3a 所示。经水基和油基钻井液浸泡后，岩石强度由91.45 MPa 分别降至54.09 和70.00 MPa，强度下降率分别为41%和23%，如图3b 所示。

图3 紫泥泉子组地层微观形貌及应力应变曲线Fig.3 Formation micromorphology and stress-strain curves of Ziniquanzi Formation

吐谷鲁群（高泉1 井）黏土矿物中伊/蒙混层平均相对含量为64%，伊利石平均含量为22%，伊/蒙混层比为15%。齐古组（独山1 井）黏土矿物含量较高（平均为32.5%），但伊/蒙混层矿物含量低（仅为28%）。

2 钻井液技术难点与对策

2.1 上部巨厚砾石层易漏易窜、易发生大的掉块硬卡

上部地层为巨厚砾石层，井眼直径大，钻井液消耗量及补充量相对较大，导致钻井液的性能维护起来难度较大。地层夹层较多且欠压实，孔渗性较好，易漏易窜，极易形成虚厚滤饼，造成提下钻困难，影响工程进度，带来较大卡钻风险[20-21]。

技术对策：1）表层采用聚合物正电胶钻井液体系，保持高膨润土含量、高黏切，以防坍塌、防窜漏及携砂护壁为主要目的。2）二开采用钾钙基有机盐钻井液体系，通过加强封堵，改善滤饼质量，加大随钻堵漏剂含量的方法控制滤失量、提高滤饼质量，防止形成虚厚滤饼。3）在保证井下安全的前提下，防止过高的正压差形成虚厚滤饼。4）加大润滑剂和乳化沥青用量，以形成较低黏附系数的滤饼，减少黏附卡钻的风险。

2.2 塔西河组含大段盐膏层和膏质泥岩，缩径卡钻风险高

塔西河组发育大段的盐膏层和大段膏质泥岩，极易发生塑性蠕变，从而带来更大的卡钻风险[22-25]。

技术对策：1）选择合适的钻井液密度。2）推荐采用油基钻井液体系。3）钻遇盐膏层后，要及时拉划井壁，防止地层发生塑性蠕变而造成卡钻。

2.3 中组合活性泥岩地层易坍塌或缩径

以安集海河组为代表的中组合地层水敏性极强，强水化膨胀性和分散性会产生很高的水化应力，加之地应力强烈耦合，极易发生坍塌卡钻和缩径卡钻等复杂或事故[25]。不同类型钻井液返出岩屑情况，如图4 所示。

图4 不同类型钻井液返出岩屑情况Fig.4 Cuttings returned from different types of drilling fluids

技术对策：1）采用油基钻井液体系。2）注重优选降滤失剂和封堵剂种类及加量，对地层形成良好的封堵效果。3）维持钻井液活度在0.45∼0.47，利用活度平衡原理预防井壁失稳。4）针对地应力的周期性释放，采取加强短提下钻进行拉划井壁的作法，确保井眼的畅通。5）尽可能地提高机械钻速，尽快钻穿活性泥岩层段。

2.4 异常高压段安全密度窗口窄，溢漏同存风险高

中下组合地层异常高压，实测地层压力系数最高可达2.55，需采用超高钻井液密度维持井筒-地层系统的压力平衡。地质预告显示下部有可能存在高压水层，对超高密度油基钻井液性能的稳定带来了极大挑战。若处置不当，钻井液性能变差，环空压耗较大，从而导致井底压力增大，又会增加井漏的风险，一旦井漏，高压水层极有可能“由漏转喷”，井控风险增加。因此，同一异常高压裸眼井段内并存多压力层系，油气水层相间，加之地层压力极难精细预测，导致溢漏同存风险极高[26]。

技术对策：1）优化高密度油基钻井液配方及性能。2）提前做好油基钻井液抗水污染实验，及时调整钻井液性能，维持高油水比、高破乳电压，提高抗水污染能力，保持钻井液体系流变性、造壁性与抑制性的协调统一。3）若高压地层水侵，压稳地层水的同时做好防漏工作，防止发生“由漏转喷”的恶性事故；在强钻高压水层后，采用注水泥浆的方式对高压水层进行封堵。4）加强封堵性能，加大随钻堵漏剂加量，在地层揭开的瞬间即时封堵致漏通道，减少井漏发生机会。5）若钻遇井漏，则根据漏速采用相应油基堵漏技术进行专项堵漏。6）使用精细控压钻井工艺，保障窄密度窗口安全钻进。

2.5 高密度油基钻井液大温差流变性控制难度大

冬季施工期间，地面与井底温差大，给高密度油基钻井液耐大温差流变性提出了较高的要求。一方面，冬季施工地面温度极低（−35◦C），易导致地面钻井液流动性恶化，要求钻井液须具有较好的耐低温能力；另一方面，钻至深部地层后井底温度可高达170◦C左右，又要求钻井液具有较强的耐高温能力。

技术对策：1）采用低凝点（−35◦C）柴油配制耐大温差高密度油基钻井液，保证高密度油基钻井液同时具有好的低温和高温流变性能。2）选用密度大于4.35 g/cm3的优质重晶石，保证2.35∼2.40 g/cm3的高密度油基钻井液具有好的流变性。

3 现场应用

由于南缘地区高泉背斜构造地层的复杂性，钻井过程中采用了水基+油基钻井液体系，成功完成南缘复杂地层钻探任务。其中，采用钾钙基有机盐钻井液体系，主要解决上部地层坍塌失稳的问题；采用油基钻井液在三开、四开井段的应用主要解决了破碎带地层坍塌、膏质泥岩缩径和钻井液受污染的问题。典型探井（高探1 井）在一开、二开、三开及四开的钻井液体系基本情况，如表1 所示。

表1 高泉背斜典型探井钻井液体系情况（高探1 井）Tab.1 Drilling fluids for typical wells in Gaoquan anticline（Well Gaotan 1）

3.1 水基钻井液应用效果

二开井段（上部地层）采用钾钙基有机盐钻井液体系，维持钻井液漏斗黏度45∼60 s，初切1∼2 Pa，终切3∼5 Pa，否则及时补充提切剂提高黏切能力，保证泥浆悬浮携砂能力；根据井下情况，将密度由1.25 g/cm3逐步上提到1.45 g/cm3；保证API 滤失量小于5 mL；保证Cl−浓度大于30 000 mg/L，增强抑制性能；下套管起钻前，用密度为1.50 g/cm3、漏斗黏度为120 s 的稠浆垫底，避免因岩屑沉降导致套管下不到位。

3.2 油基钻井液应用效果

针对高泉背斜构造钻井液技术难点，开展了油基钻井液现场应用，重点考察了钻井液抗高、低温能力、防塌效果、防漏堵漏及抗污染能力的应用效果。

1）油基钻井液抗温效果

实验评价了密度为2.50 g/cm3油基钻井液的流变性、乳化稳定性及滤失造壁性能，结果如表2所示。

表2 油基钻井液抗高温能力室内评价实验数据Tab.2 Experimental data of oil-based drilling fluid at high temperature

由表2 可知，超高密度油基钻井液最高抗温可达240◦C，密度2.50 g/cm3钻井液流变性良好及乳化性能稳定，高温高压滤失造壁性能优良。

取高101 井现场循环钻井液样品（密度为2.35 g/cm3），在150◦C下热滚16 h 后，将钻井液样品在−10、0、8 和20◦C分别恒温静置50 h 后，测定钻井液抗低温能力，结果如表3 所示。

表3 现场循环钻井液抗温能力实验数据（高101 井）Tab.3 Experimental data of on-site temperature resistance ofdrilling mud（Well Gao 101）

由表3 可知，在−10◦C下的钻井液流变性不太理想，但钻井液仍未失去流动性，在0，8 和20◦C下具有较好流变性能。可见，超高密度油基钻井液的耐温区间为−10∼240◦C，具有较强的抗高、低温能力。

2）钻井液稳定井壁效果

完善油基钻井液防塌技术措施，重点强化了钻井液封堵性能。增大膨胀封堵剂、弹性石墨、蛭石（100∼200 目）等封堵材料含量，采用40∼3 000 目碳酸钙，扩大封堵孔缝尺度范围；根据实钻地层温度选取相应软化点的沥青，并配合加入植物纤维，增强滤饼致密性和韧性。

利用高温高压封堵仪，分别测试了现场循环钻井液（高101 井）在孔径为5，20，55，90，120 和150µm 砂盘条件下的累积滤失量，评价钻井液的封堵能力，实验结果如表4 所示。

表4 钻井液砂盘封堵性评价数据（高101 井）Tab.4 Plugging properties of drilling mud（Well Gao 101）

由表4 可知，高101 井钻井液最大可封堵150µm孔径砂盘，对孔径小于150µm 的微细孔径砂盘的稳定承压高达15 MPa，且滤失量极低。表明现场钻井液的封堵性能优良，具有较强的防塌封堵潜能。

经过现场试验，高101 井全井井径曲线，如图5所示。

图5 高101 井井径曲线图Fig.5 Diameter curve of Well Gao 101

从图5 可以看出，高101 井三开井段采用强封堵性高密度油基钻井液后，3 000 m 以深井段井径曲线明显更加规则。表明采用强封堵高密度油基钻井液体系成功解决了高泉背斜构造探井井壁失稳问题。

3）钻井液抗污染效果

高泉背斜构造下组合地层可能存在高压水层，若地层压力预测不准或井内压力控制不当，高密度油基钻井液易受到地层盐水侵污，钻井液须具有较强的抗盐水污染能力。因此，分别测试了不同加量盐水（20%NaCl+10%CaCl2）及岩屑（过100 目筛的安集海河组岩粉）作用后的现场钻井液性能。经120◦C热滚老化16 h 后的高102 井现场油基钻井液性能实验数据如表5、表6 所示。

表6 高102 井油基钻井液抗钻屑污染评价实验数据Tab.6 Experimental data of anti-drilling chip pollution of oil-based drilling mud in Well Gao 102

由表5、表6 可知，高102 井油基钻井液可抗高达40%盐水侵，可抗10%水敏性岩屑污染。表明高102 井高密度油基钻井液具有极强的抗盐水及抗钻屑污染的能力，现场应用结果也表明，高102 井油基钻井液完全满足现场实际钻井工程对钻井液抗污染能力的需求。

4 结论

1）南缘高泉背斜上部地层采用强抑制水基钻井液体系可有效防塌、防黏卡。

2）南缘高泉背斜中下部地层采用的高密度油基钻井液具有优良的防塌、防漏性能，其耐温区间为−10◦C∼240◦C，可抗高达40%盐水侵，可抗10%水敏性岩屑污染。

3）冬季地面与井底温差大，采用低凝点柴油、高密度的优质重晶石配制耐大温差高密度油基钻井液，保证钻井液具有良好的流变性。