薛 雨， 张新悦， 王立东

(1.中国石油天然气股份有限公司西气东输管道分公司，江苏 镇江 212000；2.中国石油天然气股份有限公司盐穴储气库技术研究中心，江苏 镇江 212000)

中石油正在积极建设中俄东线配套楚州盐穴储气库来保障长三角地区的天然气供应。钻井是储气库建设过程中必不可少的环节，钻井的质量和效率决定着储气库的建设成本和注采开发进度[1]，而钻井液在确保安全、优质、快速钻井中起着越来越重要的作用。国内对于油气藏储气库钻井液做了大量研究[2-5]，但目前还未见到专门针对盐穴储气库的钻井液研究。穿越盐膏层时国内外主要采用高密度饱和盐水钻井液[6-10]，其密度基本都大于1.7 g/cm3，盐膏层深度也都在3500 m以深。相对而言盐穴储气库井深浅，一般不超过2000 m，地层承压能力低，若采用高密度钻井液，容易发生井下漏失。盐矿钻井通常采用欠饱和或饱和盐水钻井液[11-15]，钻井时大部分存在井眼溶蚀严重，井径扩大率偏大以及卡钻或钻具脱落等复杂情况，井身质量远低于盐穴储气库井的要求。相比于土耳其盐穴储气库，楚州盐矿埋藏深，夹层多，地质条件更为复杂，土耳其盐穴储气库钻井液技术[16-19]不能完全适用于楚州。为此，根据楚州盐矿地层建立一套适用于楚州储气库的钻井液体系是楚州储气库钻井工作面临的一个重要难题，对加快储气库建设，提高经济效益，具有十分重要的意义。

1 地质及工程概况

楚州储气库位于江苏省淮安市淮安区(原楚州区)，其地层从上至下分为东台组、盐城组、赤山组和浦口组，其中浦二段上盐亚段第三岩性组合为主力盐层，地质条件较好，是建库的目标层段，楚州储气库地层分布见表1。楚州储气库钻井一开为进入浦口组50 m后完钻，二开为进入主力盐层20 m后完钻，井身结构见表2，生产井采用二开井身结构，资料井出于取心及承压试验的需要采用三开井身结构。

表1 楚州储气库地层分布表Table 1 Stratigraphic distribution at Chuzhou gas storage

楚州储气库在建库钻井时需要解决以下问题来保证安全钻进：(1)表层的不成岩粘土有存在井口塌陷的风险；(2)东台组、盐城组上部地层成岩性差、胶结疏松、易渗漏和垮塌，盐城组中下部粘土易造浆；

表2 楚州储气库钻井井身结构Table 2 Drilling wellbore structure of Chuzhou gas storage

(3)盐城组与赤山组之间有断层且新老地层交界，易漏失和地层失稳；(4)浦三段中含有石膏，其钙离子将污染钻井液；(5)进入主力盐层，盐岩受钻井液溶蚀存在扩径现象，同时盐岩中夹杂的泥岩存在蠕变缩径及垮塌的风险；(6)浦二段含有芒硝层，其受温度影响溶解度变化大，下部可能欠饱和，但循环上部可能结晶，造成摩阻大甚至卡钻，容易发生井下复杂情况。

2 钻井液技术

根据上述地层特点及施工难点，钻井液确定原则为：(1)上部东台组、盐城组和赤山组地层存在漏失风险，因此钻井液需具有防漏失的性能；(2)确保盐层段井径规则。根据以上原则，钻井时采用分井段钻井液方案：一开井段采用具有较好井眼净化能力的聚合物钻井液，防止上部地层发生漏失和水化膨胀；二开上部井段通过缓慢加入NaCl，从淡水钻井液逐步转换成饱和盐水钻井液；二开下部井段采用饱和盐水钻井液，来防止盐层的溶蚀及蠕变，钻井液密度1.3～1.35 g/cm3；三开井段采用的钻井液体系和性能指标与二开下部井段相同，钻井液设计方案见表3。

表3 楚州储气库钻井液设计方案Table 3 Drilling fluid design for Chuzhou gas storage

2.1 导管Ø660.4 mm井眼

开钻前以优质的膨润土加纯碱配制膨润土浆60 m3，密度1.10 g/cm3，粘度45～50 s，膨润土加量5 t左右，纯碱的加量为膨润土的5%～8%。由于井眼大，应随钻加入适量的提粘剂控制合理的钻井液粘切，使钻井液具有良好的悬浮携带能力，同时排量要达到45～50 L/s，以确保钻屑顺利返出。钻完进尺后，大排量充分洗井，循环干净井眼内的沉砂，起钻前配制稠浆保证下套管固井顺利。

2.2 一开Ø444.5 mm井眼

开钻前配制钻井液总量100 m3，往配浆水中加入0.2%Na2CO3再用配浆泵加入5%的膨润土，水化时间>24 h。使用膨润土浆开钻，钻井液中加入0.2%～0.3%PMHA-Ⅱ、0.4%～0.5%NH4HPAN进行预处理，调整好钻井液性能后方可开钻。钻进中随时补充PMHA-Ⅱ、COATER、NH4HPAN，以提高钻井液的抑制能力和包被能力。

东台组、盐城组上部成岩性差，胶结疏松，易渗漏和垮塌，钻进过程中做好井漏预防工作，并储备足够数量的堵漏材料。钻进中加入零滤失井眼稳定剂(LXJ-1)、单向封闭剂(KD-23)，配合使用超细碳酸钙(QS-4) 随钻堵漏，保持良好的悬浮携带能力和造壁性能，确保井壁稳定。盐城组中下部地层含造浆粘土，钻进中加强监测，注意钻井液性能变化，加足抑制包被剂PMHA-Ⅱ(或COATER)抑制造浆。由于盐城组与赤山组之间新老交界地层和断层，需要避免产生漏失和地层失稳现象，若出现漏失按防漏堵漏措施执行；若出现地层剥垮等失稳情况，及时补充防塌剂(含量≮2%)，可配加1%～2%FT-1和2%～3%QS-4，改善泥饼质量，提高钻井液封堵防塌性能，并将钻井液密度提高至设计上限，防止井壁坍塌。在加防塌剂的同时，配合加入稀释剂，调整钻井液流变性能。

一开为Ø444.5 mm大井眼井段，钻井液要有较好的携砂及悬浮能力，合理使用固控设备，配合人工清砂，降低钻井液中的劣质固相。工程要保持双泵循环，保持泵排量>50 L/s，确保钻屑及时从井底被带至地面。该井段应勤短起下钻，修复井眼，减少虚泥饼的形成，保持井壁干净。由于盐穴储气库井固井段井径扩大率要求小于10%，除钻井液适当提高粘切外，工程上不得定点循环，合理选择钻井参数。钻至下套管层位，要短起下钻并进行充分循环钻井液，修整井壁、清洁井眼，确保电测、下套管、固井作业顺利。

2.3 二开Ø311.2 mm井眼

二开前处理好水泥侵，调整好原浆性能钻进至进入浦口组二段含盐系地层200 m之前将钻井液转换为饱和盐水钻井液。控制合适的膨润土含量，以利于钻井液流变性能的调整和固相含量的控制，在维护过程中采取等浓度等体积的处理方法。由于饱和盐水钻井液转化过程中盐的加入及地层中盐的溶入，在维护处理时要及时补充烧碱，保持体系的pH值[20]，以避免pH值降低，影响钻井液性能。

二开进入盐层后钻井液技术重点为确保Cl-含量维持在1.8×105mg/L以上，需要定期对钻井液中的Cl-含量进行监测，及时补充NaCl。同时加入抗盐结晶剂防止盐的重结晶而发生井下复杂情况。

为维持钻井液性能稳定，钻进中加入CMS、SMP、HV-CMC等护胶来调整流变性能；加大SMP、SPNH等抗温、抗盐材料的用量，来控制钻井液HTHP失水量，改善泥饼质量和增加抗温能力。同时，为了保证正常钻进，需要使钻井液维持较强的剪切稀释性，以提高悬浮和携带能力。加足防塌剂FT-1，钻进中继续补充并保持防塌剂的含量≮2%。钻井液中防塌剂和高聚物、磺化处理剂可产生协同增效作用，有效地稳定井壁。将处理剂配成胶液，在充分溶解后再加入。避免处理剂干粉不能在饱和盐水钻井液中充分发挥效能。

在钻井液中可添加适量的防腐剂，来抑制盐水对管具材料及循环系统的腐蚀[21]。同时加强岩性分析判断和短起下钻，来给钻井液维护提供依据。

做好固控设备的维护与使用工作，有效平衡体系固相组分，以净化保优化，将无用固相含量降至最低，以细目振动筛为主，结合人工清砂，有效地控制钻井液中有害固相，降低泥饼表面的粗糙度，控制合理的膨润土含量，添加适量润滑剂，提高泥饼的润滑能力，来提高钻具在井眼内的安全性。

二开完钻后，应进行短起下钻，充分循环钻井液，性能均达设计要求后，方可起钻，确保电测、下套管顺利完成。

2.4 三开Ø215.9 mm井眼

虽然饱和盐水钻井液有很强的抗污染能力，但为了维持其原有性能，三开钻塞时，仍需做好抗钙、除钙处理，来降低扫塞过程中钙离子的污染。三开井段维护措施与二开下部井段相同。

2.5 钻井液性能参数

楚州储气库施工钻井液性能见表4，三开钻井液性能参数同二开下部井段钻井液性能参数。

表4 楚州储气库钻井液性能Table 4 Performance of drilling fluids for Chuzhou gas storage

3 应用效果评价

采用以上钻井液技术，在楚州储气库成功实施资料井3口，有效地解决了井眼净化、井壁稳定等问题，3口井均未发生任何井下复杂情况和事故。说明该钻井液体系与楚州地区地层特性配伍性较好，能够满足钻井工程的需要。

3.1 钻井施工顺利

上部地层采用聚合物钻井液，钻进过程中通过保持钻井液中大分子的有效含量，并随钻加入适量的封堵剂，控制滤失量<8 mL。施工时钻井液粘度变化不大，起下钻顺利，说明该钻井液体系能够有效抑制上部地层造浆，防止漏失，保证良好的泥饼质量和防塌性能。

进入盐层后转换为聚合物饱和盐水润滑钻井液体系，根据钻井液性能补充适当的提粘剂、润滑剂和抗盐结晶剂，整个二开三开过程施工顺利，盐层段井径规则(见表5)，未发生因为盐岩溶解而形成的“大肚子”井眼或者因为盐层塑性流动缩径而造成的卡钻现象，测井一次成功率100%。资料井工序繁多，包括取心、地应力测试、静置7 d后井温测井、VSP测井、非造腔段回填、气密封试压等多道工序。通过上述钻井液措施的综合应用，3口井纯钻进时间仅占总施工时间的25%左右，缩短了钻井周期。

表5 资料井钻井情况Table 5 Drilling conditions of data wells

3.2 取心收获率高

进入盐层段，为保证盐岩层不被溶解，形成规则的井径，必须确保钻井液中含盐量达到饱和。施工时将钻井液密度提高至设计上限1.35 g/cm3，并不断补充NaCl， 使Cl-含量始终大于1.8×105mg/L，同时加入足量的抗盐抗高温降滤失剂和羧甲基淀粉，控制API失水量<5 mL，适当提高钻井液的粘度，以防止盐岩层的溶解。3口井盐层段岩心采取率均在99%以上(见表6)。

表6 资料井取心情况Table 6 Cores of data wells

3.3 钻井液费用占比低

3口井采用以上钻井液技术，并配合合理的钻井施工工艺，实现了优质、安全施工，整个施工过程中未发生任何因钻井液原因而导致的井下复杂情况。钻井液费用仅占钻井总费用的7%，降低了钻井成本。

4 结论

(1)采用分段钻井液技术，通过3口资料井的现场成功应用，证明制定的钻井液技术对策可行，能够保证楚州储气库钻井施工的质量和安全。

(2)楚州储气库一开地层采用高粘切、抑制性强的聚合物钻井液，工程上保持双泵循环，加强短起下，能够有效抑制上部地层造浆，确保井壁稳定。

(3)针对二开含盐层系，进入主力盐层前及时转换成饱和盐水聚合物钻井液，确保Cl-含量维持在1.8×105mg/L以上，提高钻井液粘度，防止盐层溶解，保证盐层段岩心采取率。

(4)提高各井段固控设备使用率，降低钻井液中无用的固相含量，保持钻井液性能稳定，能减少阻卡事故的发生。