徐建勋

摘 要：齐古1井属于伊通盆地新安堡凹陷岔路河断陷齐家潜山构造，完钻井深5492 m。钻井面临2385～3342 m井段弱胶结性和水敏性地层的井壁稳定、1050～2385m井段高浓度CO2污染、3342～3658m井段泥页岩井壁稳定和4640～5492 m井段188 ℃高温钻井液稳定等技术难点。本文在分析齐古1井钻井液技术难点基础上，提出了解决的技术对策，现场应用效果良好。

关键词：井壁稳定 CO2污染 188 ℃ 钻井液技术 齐古1井

中图分类号：TE245 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）01（a）-0037-01

齐古1井属于伊通盆地新安堡凹陷岔路河断陷齐家潜山构造，设计井深5200 m，完钻井深5492 m。钻井过程中分别钻遇第四系、岔路河组、齐家组、万昌组、永吉组、奢岭组、双阳组和目的层基岩地层。

1 钻井液技术难点

（1）2385～3342 m井段弱胶结性和水敏性地层井壁稳定。万昌组和永吉组以泥岩、粉砂、砂砾岩为主，胶结性极差，水敏性强，易吸水膨胀、分散和井壁坍塌，造成大段艰难划眼。

（2）1050～2385 m井段高浓度CO2污染。万昌组地层富含CO2，且水源为HCO3-型，CO32-含量高达10200 mg/L，HCO3-7930 mg/L，钻井液处理频繁且难度大。

（3）334 2～3658 m井段泥页岩井壁稳定。奢岭组地层泥页岩组分高，水敏性强，极易吸水膨胀、分散和井壁坍塌，最大井径扩大率达27.44%。

2 钻井液技术对策

（1）万昌组和永吉组松散含泥岩地层，钻井液以提高密度、增强抑制性等技术对策为主。加入KPA、KFH和PA-2、聚胺等井壁稳定剂，控制API滤失量，提高粘切和密度，采取起钻稠浆推举来提高携砂率。

（2）CO2污染后，维持体系pH在10-11；加生石灰除去CO32-，正常维护时每罐胶液加入生石灰0.2～0.3 t；加KFH、SMP、聚合醇控制API滤失量在4mL以下；用KPA和PAC-LV提高护胶能力。

（3）奢岭组泥页岩地层，采取提高密度、增强抑制性、强化封堵性、优化钻井液参数等技术对策。加入KPA、KFH、PA-2，控制API滤失量小于4 ml，HTHP滤失量小于15 ml；加入页岩抑制剂、磺化沥青粉、GFD等封堵类防塌剂；维持钻井液密度1.38 g/cm3。

3 现场施工

（1）1105～3342 m井段。

钻井液体系：阳离子聚合醇钻井液。

钻井液配方与配制工艺：

新浆120 m3，膨润土6 t，Na2CO3 0.48 t，NaOH 0.55 t，水化24 h后加KPA 0.5 t，KFH 2.5 t，PA-2 2.5 t，HQ-1 2.5 t，FT-1 2.5 t，NH4-HPAN 2 t，YK-H 2.5 t，CLG-220 2.5 t，SMP-2 2.5 t，聚合醇4 t，调整好性能，加重至1.25 g/cm3进行。

万昌组和永吉组地层出现垮塌掉块、CO32-、HCO3-污染，性能不稳定，滤失量不易控制，造成起下钻困难，振动筛返出掉块大且多。所形成的“糖葫芦”井眼岩屑与掉块携带不出来，更加剧了井下复杂。

钻井液采取以下措施：①加足KPA、KFH和PA-2降滤失剂，控制API滤失量小于4 ml。CO2污染严重使得CO32-含量最高达10200 mg/L，HCO3-7930 mg/L，加入800 kg/日的生石灰、大量烧碱和降滤失剂来维持钻井液性能稳定；②聚胺、氨基聚醇、聚合醇、有机硅醇抑制剂DS-302等多种井壁稳定剂复配，协同提高井壁稳定能力；③粘度最高提至308 s，动切力46 Pa，增强携砂能力；④钻井液密度从设计的1.32 g/cm3提至1.47 g/cm3；⑤每次起钻前泵入一段稠浆推举，长短结合，及时清除井内掉块。

（2）3342～4700 m井段。

钻井液体系：聚合物抗高温钻井液。

钻井液配方与配制工艺：

新浆200 m3，加膨润土8 t、Na2CO3 0.8 t、NaOH 0.5 t，水化24 h后加入KPA 0.6 t、KFH6 t、PA-24 t、HQ-1 1 t、FT-16 t、CLG-220 4 t、SMP-28 t，加重至1.30 g/cm3。

奢岭组泥页岩地层钻进至3425 m时，振动筛返出灰黑色片状约1 cm长的掉块，提密度至1.35 g/cm3，井下依然有掉块。加入FYZ-1 0.75 t，PAMS-150 0.5 t，PA-2 2 t，SMP-2 3 t，FY-1 2 t，PAC-LV 0.5 t等高温处理剂，降低HTHP滤失量，提高防塌能力。钻井液性能为ρ：1.35 g/cm3，FV：85 s，FLAPI：3.2 ml，PV：59 mPa·s，YP：11.5 Pa，FLHTHP：18 ml。

（3）4700～549 2m井段。

钻井液体系：抗高温水基钻井液。

钻井液配方与配制工艺：

配新浆160 m3，加入GBH 1.5 t、GJL-1 5 t、GJL-2 6 t、GFD 5 t、LHR-Ⅱ 0.2 t、CMJ-3 2.5 t、储层保护剂 2 t，并混入老浆50 m3。开钻性能为ρ：1.13 g/cm3，FV：53 s，FLAPI：2.0 ml，PV：21 mPa·s，YP：3 Pa，Gel：0.5 Pa/1.5 Pa，pH：9。

基岩地层井底温度达188 ℃，钻井液高温稳定是关键。控制MBT26 g/L，加入5%GJL-1、7%GJL-2、5%GFD等高温处理剂提高抗温能力，加入0.3%GZN提高粘切，改善流型，控制密度在1.15 g/cm3以下，实现欠平衡钻进。

4 认识与结论

（1）阳离子聚合醇钻井液不能有效抑制万昌组和永吉组地层的垮塌，二开井段耗时2个月，建议应用仿油基钻井液体系或全油基钻井液体系。（2）由于污染、垮塌同层，钻井液处理频繁且难度大，二开钻井液成本占总成本的43.12%。（3）目的层基岩较稳定，HTHP滤失量可适当放宽（15 ml左右），井底温度高，控制MBT是关键。

参考文献

[1] 杨莉，姚建华，罗平亚.钻井液常见污染问题及处理方法探讨[J].钻井液与完井液，2012（2）.

[2] 李子成，张希柱.碳酸根离子对钻井液的污染及处理[J].石油钻采工艺，1999（6）.

[3] 刘天科，邱正松，裴建忠，等.胜科1井高温水基钻井液流变性调控技术[J].石油钻探技术，2007（6）.endprint