吕 明，廖 勇

(中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司，重庆400042)

资阳1井钻井液技术

吕 明*，廖 勇

(中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司，重庆400042)

资阳1井是中石化西南油气田分公司部署在四川盆地川中隆起兴隆场鼻状构造顶部较低部位的一口海相预探井，以寒武系龙王庙组和震旦系灯影组二段为主要目的层，设计井深5383m，完钻井深5346m。该井钻至古老的震旦系地层，设计和实钻地层差别较大，地温梯度异常，达到2.5℃/100m，预计完钻井底温度达到170℃～190℃，分别在三叠系须家河组、寒武系筇竹寺组和寒武系麦地坪组钻遇大段页岩，龙王庙组和灯影组二段孔缝发育，雷口坡组和嘉陵江组有大段石膏层，嘉陵江组有盐层。经过室内大量实验，优选出适合本井的氯化钾聚磺钻井液体系，选用抗温、抗膏盐和防漏处理剂，成功穿过以上复杂层段。

资阳1井；氯化钾聚磺钻井液；抗温性能；抗膏盐；防漏

资阳1井是中石化西南油气田分公司部署在四川盆地川中隆起兴隆场鼻状构造顶部较低部位的一口海相预探井，以寒武系龙王庙组和震旦系灯影组二段为主要目的层，设计井深5383米，目前钻至井深5364m。该井钻至古老的震旦系地层，设计和实钻地层差别较大，地温梯度异常，达到2.5℃/100m，预计完钻井底温度达到170℃～190℃，分别在三叠系须家河组、寒武系筇竹寺组和寒武系麦地坪组钻遇大段页岩，龙王庙组和灯影组二段孔缝发育，雷口坡组和嘉陵江组有大段石膏层，嘉陵江组有盐层。本井经过室内大量实验，优选出适合本井的氯化钾聚磺钻井液体系，选用抗温、抗膏盐和防漏处理剂，成功穿过以上复杂层段。

1 地质简况

该区位于乐山—龙女寺古隆起东南古斜坡带上，今构造处于川中隆起带轴部，威远大型穹窿背斜构造向北东方向倾没的斜坡带上。该区自下而上依次沉积震旦系陡山沱组、灯影组，寒武系筇竹寺组、沧浪铺组、龙王庙组、陡坡寺组、洗象池组，二叠系梁山组、栖霞组、茅口组、龙潭组、长兴组，三叠系飞仙关组、嘉陵江组、雷口坡组、须家河组，侏罗系自流井组、凉高山组、沙溪庙组、遂宁组；区内地表出露侏罗系遂宁组，不发育奥陶系、志留系。

2 钻井液技术难点

（1）井漏：须家河组地层发育一条断层，裂缝发育；雷顶风化壳可能存在漏失，且此段断层发育；邻区茅口组因岩溶发育，钻井中放空、井漏显示较多；钻遇以上层段及主要目的层时注意防漏。

（2）井眼稳定：遂宁组、沙溪庙组、自流井组地层泥岩发育，易水化分散坍塌；须五、须三夹碳质泥岩和煤层，防坍塌掉块和卡钻。长兴组—龙潭组属应力敏感性地层，注意防塌。

（3）减阻防卡：深井段裸眼长加入抗高温润滑剂降低泥饼摩擦系数，减缓粘附卡钻的风险。

（4）流变性控制：预测完钻井底温度高于160℃,最高可能达190℃，对钻井液材料的耐温性要求高，显著增加控制钻井液流变性的难度。

（5）抗污染能力：雷口坡组、嘉陵江组地层含有石膏，应注意提高钻井液的抗膏盐侵能力、钙离子最高含量达1200ppm；寒武系、震旦系钻进时注意防盐水浸Cl离子最高含量达32000ppm。

（6）2套不同的压力系统在同一个裸眼井段内，存在高压地层流体的侵入或是低压地层的压差卡钻。龙王庙的地压系数1.00～1.30g/cm3灯影组的地压系数0.90～1.20g/cm3。

3 钻井液配方的确定

3.1 抗盐、抗钙钻井液体系的作用机理

钻井液属于粘土适度分散的胶体—悬浮体分散体系，盐侵、钙侵对钻井液性能的影响主要是通过压缩粘土颗粒表面的扩散双电层和水花膜从而影响粘土的分散度，该过程是不完全可逆；压缩双电层是钙侵和盐侵的的作用机理因此选用增厚水化膜的护胶剂来抗钙、抗盐侵。

抗高温机理：（1）高温作用下分子运动加速处理剂与粘土颗粒之间的粘附能力减弱，处理剂失去作用；（2）高温作用下处理剂分解，处理剂失去作用；（3）防漏作用机理：漏失是在一定的压差条件下钻井液流动到了钻头形成的井筒外，压差和通道是漏失的2个必要条件；（4）井眼稳定作用机理：井眼稳定主要有化学防塌、物理防塌和抑制水化。化学防塌通过增加滤液中K+、Ca2+、Cl-的浓度是指通过调节钻井液水活度，当钻井液水活度低于地层水活度时，水活度诱导的化学渗透压可以部分抵消井下水力正压差引起的空隙压力传递和滤液进入作用，甚至使地层水流向井眼内部，达到井壁稳定效果。物理防塌通过沥青和超细碳酸钙对裂缝的封堵；抑制水化作用，是指通过优选抑制剂，减少水化应力，抑制水化分散，尽可能阻缓水化引起的井壁岩石强调降低。

3.2 抗盐、抗钙、抗温材料的选择（表1、表2）

表1 实验基样性能

表2 抗盐、抗钙降失水剂的评价

正交最优抗钙、抗盐、降失水方案配方：二开井浆+ 2%JBF-2+2%SXP-2+4%JD-6（基样1）。

3.3 抗温稳定剂的选择（表3）

最优配方：二开井浆+0.8%NaOH+0.5%Na2SO3+ 2%JBF-2+2%SXP+4%JD-6+3%RHJ-3+1%TX-1。

3.4 优选方案抑制性能实验（图1）

3.5 最优方案抗盐实验（表4）

3.6 最优方案抗钙实验（表5）

3.7 最优方案润滑性实验（表6）

4 现场工艺技术

4.1 体系转化及维护处理措施

（1）在钻遇雷口坡前按最优配方一次性加入JBF-2、SXP-2、JD-6、TX-1、RHJ-3、Na2SO3等处理剂。

（2）钻进过程中补充大分子包被剂胶液护胶,经常补充JD-6、SXP-2抗温抗盐处理剂。

（3）钻进过程中循环加入3%～4%的随钻堵漏材料和2%～3%的RHJ-3乳化沥青封堵微裂缝,增强井筒的承压能力,适时地提高钻井液的密度有利于井壁稳定。

（4）经常测定Cl-和Ca2+的含量,通过加入KCl和石灰乳保持Cl-在30000ppm以上Ca2+含量在500ppm。

4.2 现场施工效果

（1）体系转化前钻井液对钙和盐侵很敏感,加入0.2%的CaCl2后钻井液成滴流,失水也急剧地上升,转化后在雷口坡和嘉陵江组钻遇石膏和膏盐层时性能稳定，顺利地穿过了膏盐层，且起下钻顺利，没有阻卡现象；

表3 高温稳定剂加量的选择

图1 优选方案抑制性能实验

表4 最优方案抗盐实验

表5 最优方案抗钙实验

表6 最优方案润滑性实验

（2）雷口坡和嘉陵江交界处地层破碎，1.45的密度不能稳定破碎地层，加单根困难,经甲方同意，密度提到1.65，无漏失现象,井内恢复正常，加单根起下钻顺利;

（3）进入灯影组二段后井温高达160℃,钻井液有高温减稠的现象,加入0.2%的PAC后，粘切恢复，性能稳定;（4）筇竹寺的页岩段长达400m,钻进过程中井壁稳定无掉块;

（5）在龙王庙组和灯影组取芯段的岩芯中有很多的裂缝和空洞,裂缝宽2～3mm，空洞最大直径有10mm左右,但钻进过程中没有发生漏失现象。

5 认识与建议

（1）这套钾钙水基钻井液体系具有很强的防漏、防塌的性能，能满足复杂井的施工要求。

（2）这套水基钻井液有很好的抗高温性能，能满足160℃井底温度井的施工要求，比油基钻井液的使用费用低。

（3）这套钾钙水基钻井液有很强的抗离子污染性能，在穿雷口坡组和嘉陵江组时，钙离子浓度高达1200ppm、氯离子浓度达32000ppm，钻井液性能稳定，起下钻顺利。

（4）把中压失水控制在2mL以内，高温高压控制在10mL以内，对硬质的页岩和白云岩有很高的防塌效果。

(5)根据实际情况及时地调整钻井液密度，防止因液注压力不能支撑井壁引起的井下复杂情况。

[1]张继国，杨永胜，纪树伟，郭耀，刘海涛.查深1井钻井液技术[J].石油钻采工艺,2013(5).

[2]伊增苇，耿东士，王小娜.钻井液滤液抑制泥页岩水化膨胀能力评价方法[J].钻井液与完井液,2013(6).

TE254

B

1004-5716(2015)10-0017-04

2014-11-03

2014-11-16

吕明（1984-），男（汉族），四川广汉人，助理工程师，现从事现场钻井液技术工作。