马深1超深井四开钻井液技术

樊相生， 马洪会， 冉兴秀

马深1超深井四开钻井液技术

樊相生， 马洪会， 冉兴秀

（中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，成都 637001）

樊相生，马洪会，冉兴秀.马深1超深井四开钻井液技术[J].钻井液与完井液，2017，34（2）：57-63.

FAN Xiangsheng, MA Honghui, RAN Xingxiu.Application of KCl-amine polymer sulfonate drilling fluid in well Mashen-1[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017， 34（2）：57-63.

马深1井是中石化勘探分公司部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位的一口重点预探井。完钻井深为8 418 m，目的层主探下寒武统龙王庙组储层。该井四开作业井段为6 225.4～7 699 m，钻遇龙马溪组时存在大段泥页岩地层，井壁稳定问题比较突出，且地层压力系数高，超深井段井温高，钻井液易受酸根污染，施工风险较大。该井四开钻井液技术难点主要是高温下高密度钻井液流变性控制、井壁稳定及酸根污染问题等。针对以上难点，通过大量室内实验，优选出以下几种主要处理剂：抗温强的聚胺抑制剂BCG-7，加量控制在0.4%；抗温主剂采用高温下降滤失效果好且不提黏的SMP-3，加量控制在5%～6%；抗温降滤失效果好且不提黏的聚合物类降滤失剂PFL-L及HPL-3，加量分别控制在2%及1.5%；抗温降黏剂选用HR-300、SMS-19，加量视情况而定；同时引入抗氧化剂，以提高体系的抗温性。最终确定钻井液基本配方为3%NV-1+0.3%KOH+5%KCl+1.5%HPL-3+1%AOP-1+3%SCL+3%FT+5%SMP-3+3%LF-1+0.4%BCG-7+ 3%QS-2。在马深1井现场应用时，根据实钻情况及时调整处理剂加量，对钻井液配方进行微调，在该井四开井段使用过程中，表现出高温高密度下流变性好、抑制能力强、封堵效果好及抗酸根能力强的特点。KCl-胺基聚磺钻井液技术为顺利完成马深1井四开井段的钻探工作提供了强有力的技术支撑，最终形成了一套完整的超深井钻井液技术。

超深井；井眼稳定；抗高温；酸根污染；封堵性；KCl-胺基聚磺钻井液

马深1井位于川东北通南巴地区，是中石化勘探分公司部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位的一口重点预探井，目的层主探下寒武统龙王庙组储层。根据地质勘探需要，钻至井深8 418 m完钻，完钻层位为灯影组二段。该井属于超深井，地层复杂，施工难度大。四开作业井段为6 225.4～7 699 m，依次钻遇地层为小河坝组、龙马溪组、五峰组、宝塔组、湄潭组、陡坡寺组、龙王庙组、沧浪铺组、仙女洞组及筇竹寺组上部地层，龙马溪组存在大段泥页岩地层，井壁稳定问题比较突出，施工风险较大，对钻井液工艺技术提出了很高的要求，需要提前做好各种预案，对钻井液体系的热稳定性、抗污染性进行论证[1-3]。针对以上问题，经过大量的室内实验进行钻井液处理剂优选及相关配方实验，确定四开采用KCl胺基聚磺钻井液体系，并在现场得到成功应用。

1 技术难点

1.1 钻井液的抗高温问题

在高温下，钻井液所使用的有机处理剂大多会迅速降解并失效，普通聚合物处理剂在温度超过140 ℃时就会降解失效，而树脂、沥青类材料抗温性一般在180 ℃左右，同时高温会引起黏土钝化，进一步放大了材料降解对钻井液性能造成的影响。该井四开井底温度为160 ℃，大部分钻井液处理剂在此温度下会迅速降解失效。因此，钻井液的热稳定性是整个体系成败的关键。高温对钻井液性能影响主要体现在以下几个方面。①高温容易破坏钻井液的造壁性，即滤失量增大，泥饼变厚，封堵能力减弱。②根据钻井液体系的不同及具体温度的不同，引起钻井液的高温增稠、高温减稠、高温固化。③高温导致钻井液pH值迅速下降，矿化度越高，其下降程度越大。④高温条件下处理剂使用量增加，资料显示，高温钻井液要比浅井常规钻井液消耗更多的处理剂才能维护性能[4-7]。

1.2 井壁稳定问题

四开韩家店组、小河坝组、龙马溪组地层存在大段水敏性泥岩，现场采集岩屑进行分析，结果见表1。可以看出，岩屑的清水回收率较低，对钻井液的抑制能力提出了很高要求，但目前能够适应高温条件的抑制剂较少，而且在体系中引入抑制剂后会在一定程度上降低钻井液的固相容量限，导致钻井液黏度和切力升高。如何在提高钻井液抑制能力的情况下，保持其良好的流变性成为重点。

表1 部分层位的岩屑回收率

1.3 酸根污染问题

在该井钻进过程中发现，高温下酸根污染还将导致钻井液抗温能力下降10～30 ℃，同时高温超深井在处理酸根时不能使用CaO，因为当钻井液中熟石灰成分到一定量时，会发生高温稠化，严重时会使钻井液丧失流动性。具体表现为钻井液在低温条件下各项性能参数均正常，在井底经高温加热后，黏度和切力急剧上升，导致泵压升高，而地面无法判断原因。因此需要寻找新的方法来进行酸根污染处理[8]。

1.4 施工周期长

该井四开施工时间为120 d，在高温下，合成类材料的大量降解将形成固控设备难以清除的小分子劣质固相，尤其是在钻井周期较长的情况下，随着钻井液使用时间的增加，劣质固相增多，钻井液流变性控制将越来越困难。

2 体系配方确定

2.1 材料优选

1）抗高温聚胺抑制剂。聚胺抑制剂自身能解离为一类能与黏土负电性颗粒吸附的低分子胺，其能够抑制黏土的水化分散，并能长期保持浓度平衡，持续与地层孔隙表面中易水化的黏土基团作用，并吸附覆盖在表面，进一步防止黏土水化膨胀。但目前所使用的众多聚胺类产品的抗温能力参差不齐，所以通过室内实验对几种常用的聚胺抑制剂做了高温条件下的抑制能力对比，使用取自现场的泥岩岩屑做回收率实验[9-11]。所有实验对象均在180 ℃老化16 h，滤掉岩屑后加热至50 ℃测性能，结果见表2。所用钻井液配方如下。

1#3%膨润土浆+1%KOH+1.5%SO-1+4%FT-1+ 4%SCl+4%LF-1+4%SMP-3

表2 3种型号的聚胺抑制剂性能对比

通过表2可以看出，聚胺抑制剂AW-1会使钻井液增稠，FYZ-1在高温下对泥岩的抑制能力不能满足要求，只有聚胺抑制剂BCG-7能够满足条件，对流变性影响较小，泥岩滚动回收率最高，而且不影响钻井液的pH值，这在深井钻井液中尤其重要。

2）磺甲基酚醛树脂。钻井液用磺甲基酚醛树脂是一种水溶性的不规则线性高分子量聚合物，是主要用于深井、超深井水基钻井液的降滤失剂，其具有很强的耐温抗盐能力。酚醛树脂与SMC、SMT等共同使用可以增强钻井液的抗温性能，降低钻井液高温高压滤失量。将钻井液在200 ℃下老化滚动16 h，然后冷却至50 ℃检测性能，见表3。由表3可知，磺化酚醛树脂SMP-3具有更强的降滤失性能，同时该树脂能够改善钻井液的流变性，提高体系的抗温能力。钻井液配方如下。

2#3%膨润土浆+1%KOH+1.5%PLF-M+5% KCl+4%FT-1+4%SCl+1%SMT+2%PMC+0.05% CaCl2+重晶石（密度为1.80 g/cm3）

表3 不同类型的树脂产品对比实验

3）抗高温聚合物类降滤失剂。将钻井液在200 ℃下老化滚动16 h，然后冷却至50 ℃检测性能，对不同类型的抗高温降滤失剂进行筛选，结果见表4。所用钻井液配方如下。

3#3%膨润土浆+0.6%KOH+5%KCl+4%FT-1+ 4%SCl+3%SMP-3+4%LF-1+0.05%CaCl2+重晶石（密度为1.80 g/cm3）

表4 抗高温聚合物降滤失剂优选实验

从表4可看出， 使用的腈硅聚合物SO-1增黏非常明显， 其抗温性已达到极限； PFL-H、 PFL-M、PFL-L这3种同类型不同分子量降滤失剂的抗温、降滤失效果均较明显，但PFL-M和PFL-H对钻井液流变性影响较大， HPL-3抗温及降滤失效果均较好，因此PFL-L及HPL-3类型的聚合物类降滤失剂能够满足条件。同时确定了聚合物降滤失剂加量，即PFL-L加量为2%，HPL-3加量为1.5%。

4）高温稀释剂。稀释剂在高温深井钻井液中是一种必不可少的备用材料，其能够拆散黏土已经形成的网架结构，促进分散以达到降低黏度和切力的效果，同时能够在一定程度上增强体系的抗温性，经常应用于钻井液的日常维护及处理中，效果显著。将钻井液在200 ℃老化滚动16 h，然后冷却至50℃检测钻井液性能，结果见表5。根据表5可以看出，磺化丹宁在高温下有一定的稀释效果，随着加量的增加钻井液黏度和切力反而上升，在后续施工中不能作为抗温稀释剂使用； HTX降黏效果不明显；HR-300效果与SMS-19相当，对钻井液均有较好的降黏性。钻井液配方如下。

4#3%膨润土浆+1%KOH+1.5%PFL-M+5% KCl+4%FT-1+4%SCl+4%SMP-3+4%LF-1+重晶石，密度为1.80g/cm3

表5 抗高温稀释剂优选实验

2.2 配方确定

1）抗氧化剂加量。针对高温条件下钻井液材料易氧化分解的情况，在钻井液中引入抗氧化剂，其实质为一种还原剂，能够优先与钻井液中的氧化物质进行反应，达到保护钻井液中合成类材料的化学键不被破坏的目的。实验表明，体系中加入该处理剂后钻井液抗温性得到一定程度的提高，同等温度老化后，钻井液流变性明显优于未使用抗氧化剂的试样。将钻井液在200 ℃老化滚动16 h，然后冷却至50 ℃检测钻井液性能，结果见表6。钻井液配方如下。

5#2%膨润土浆+1%KOH+1%PFL-M+4% FT-1+4%SCl+4%SMP-3+4%SPNH+重晶石， 密度为1.70 g/cm3

表6 5#钻井液配方中抗氧化剂加量的确定

从表6可以看出，在加入抗氧化剂后钻井液的抗温能力得到了加强，高温老化后的钻井液流变性得到改善，高温高压滤失量降低，泥饼质量更加柔韧，但加量超过0.6%后钻井液性能开始变差，黏度和切力上升、滤失量增加，因此抗氧化剂的加量需严格控制在0.5%以内。

2）高温条件下材料加量的调整。由于高温会加速钻井液材料的降解速度，因此在配方设计时需考虑该因素，在原有配方的基础上适当增加各种材料的加量，其中易降解材料加量增加较多，如三磺材料及降滤失剂等，不易降解类材料加量保持不变，如超细碳酸钙等，各种材料加量增加比例根据实验得出，该实验将老化时间设置在72 h，通过长时间的高温老化来发现材料的分解率，从而对配方进行调整。将钻井液在200 ℃老化滚动72 h，然后冷却至50 ℃检测钻井液性能，结果见表7。通过表7可以得出，磺化材料SMP-3、SPNH及沥青类材料FT、SCL的加量分别为5%～6%时比较合适，比浅井加量多，当材料加量控制在该范围内，钻井液性能能够满足施工要求，同时不至于浪费材料增加成本。钻井液基浆配方如下。

6#2%膨润土浆+1.5%KOH+1.5%PFL-M+3% FT+3%SCl+3%SMP-3+3%SPNH+重晶石，密度为1.70 g/cm3

表7 6#钻井液配方中磺化材料加量的确定

3）体系配方的确定。四开采用KCl胺基聚磺钻井液，该钻井液能够抗180 ℃高温，具有强抑制、强封堵能力。钻井液配方如下，钻井液的性能如表8所示。

7#3%NV-1+0.3%KOH+5%KCl+1.5%HPL-3+ 1%AOP-1+3%SCL+3%FT+5%SMP-3+3%LF-1+ 0.4%BCG-7+3%QS-2

表8 最终确定钻井液配方的性能

3 现场应用

3.1 钻井液维护重点

马深1井的钻井液维护重点是控制好高密度、高温下的钻井液流变性和热稳定性。该井四开钻井液性能见表9。维护措施主要有以下几个方面。

1）在现场模拟井下条件做好小型实验，严格按照实验结果维护钻井液。如果钻井液性能出现问题，在查找出原因后必须进行处理方案设计，并提前做好小型实验，验证处理方案的可行性。该井四开裸眼段长为1 473 m，裸眼段井眼容积为320 m3，参与循环的钻井液量达到400 m3，数量庞大，如果处理不慎将导致严重后果，所以必须对每次的处理方案进行严格的验证。

2）四开开钻配方为：3%NV-1+0.3%KOH+ 4%KCl+1.5%HPL-3+1%AOP-1+3%SCL+3%FT+ 5%SMP-3+3%LF-1+3%QS-2。按配方加足无机抑制剂KCl，保证钻井液中K+浓度在20 000 mg/L左右，进入龙马溪组地层后将K+浓度调整至25 000 mg/ L，同时加入0.4%BCG-7，以保证对泥页岩地层的抑制能力。

3）加足各类封堵材料，确保封堵到位。为增强钻井液的封堵性，减少滤液进入地层，防止井壁失稳，平常维护中使用沥青、超细碳酸钙、油溶性树脂、无渗透处理剂，必要时可增加石墨类润滑材料，能在一定程度上改善泥饼质量，同时具有一定的润滑作用。当钻井液密度在1.70 g/cm3左右时，超细碳酸钙用量在4%左右，当密度在1.90 g/cm3以上时超细钙用量控制在2%左右，且粒径为0.018、0.012、0.010 mm的3种型号复配使用，使钻井液对地层微裂缝具有一定的封堵效果，减少日常消耗，增强井壁稳定性。该井控制150 ℃高温高压滤失量在8～12 mL。根据高温高压滤失量检测数据，及时调整封堵材料的用量。

表9 马深1井四开井段钻井液性能

4）pH值不低于10。大部分钻井液材料需要在高pH值下才能发挥效果；保持较高的pH值能够有效吸收H2S气体，提高井控安全；能够防止钻井液发酵，起到杀菌剂的作用。

3.2 酸根污染的处理及预防

该井在四开沧浪铺组井深7 354.6 m处发现高压盐水层，成功压井后钻井液密度从1.73 g/cm3增加到1.95 g/cm3，由于密度的提高及随之而来的酸根污染，曾一度导致钻井液流变性失控。高温高密度下酸根污染导致钻井液黏度、 切力及滤失量的增加， 同时将严重影响钻井液的抗温性，图1为四开井浆在不同酸根离子浓度下的性能变化。可以看出，随着酸根离子浓度增大，井浆的切力及高温高压滤失量也急剧上升，严重影响了钻井液的流变性，同时酸根的增加使原本能够抗180 ℃高温的钻井液抗温能力降低至150～160 ℃甚至更低。

图1 四开钻井液高温高压滤失量及初切随酸根浓度变化曲线

针对这些问题的具体处理措施如下。①使用抗温能力强的树脂SMP-3，提高钻井液的抗温能力。②提高钻井液pH值，将转换为严格按照实验数据加入CaCl2溶液对污染物进行清除。③为防止氯化钙加入引起的钻井液絮凝，加入抗高温稀释剂碱液来确保钻井液流变性良好。

3.3 井壁稳定技术

①优选抗高温的聚胺抑制剂，此类聚胺自身呈碱性，适合超深井钻井液高pH值的要求，正常维护中采用少量加入的方式，防止聚胺过量引起的钻井液黏度和切力上涨。②选用油溶率较高的沥青类材料SCL及FT，该类型沥青材料经过磺化改进，具有更高的抗温性，能够防止高温糊化，在超深井段遇高温后能够乳化成胶状的沥青微粒，在进入地层微裂缝后能够对孔隙进行封堵、黏结，防止其剥落坍塌的同时，阻止大量滤液进入地层引起应力垮塌，同时改善了泥饼质量，增加了润滑性。③合理控制钻井液密度，由于该井四开密度窗口窄，钻井液密度需进行严格控制，出入口密度差应保持在0.02 g/cm3以内，由于钻井液循环量大，四开循环1周时间为4 h，处理中需遵循均匀缓慢的方式，防止出现大面积的密度不均匀，否则井壁将由于反复的压差变化而失稳。④严格监测、控制高温高压滤失量，该数据不仅能反应钻井液体系封堵能力、抗温能力，还能通过对泥饼的分析来判断钻井液是否有受污染的趋势，如果泥饼下部发干，表示钻井液中缺少磺化材料或是受少量酸根污染，如果泥饼黏接性较差，容易从滤纸上脱落，表示钻井液中缺少聚合物类降滤失材料等。当钻井液滤失量控制在12 mL以内、泥饼薄而柔软、能够较好地黏贴在滤纸上时，则表示钻井液具有很好的封堵效果。⑤起钻前采用抗温封堵浆对裸眼段进行封闭，保证长时间浸泡下的井壁稳定。

3.4 固相控制

①使振动筛、除砂器、除泥器等与钻井泵同步运转，根据需要使用离心机，及时清除钻井液中的劣质固相。②化学絮凝的跟进。保证钻井液中包被剂加量，根据不同岩性来进行调整，钻遇泥岩时多加，砂岩时少加，进入海相地层后可以按正常量进行维护。使用氯化钙作为无机絮凝剂，对钻屑进行絮凝沉除。

3.5 应用效果评价

针对四开设计的高密度KCl胺基聚磺钻井液体系在现场得到成功使用，抗温、抗污染效果较好，解决了高温超深井井壁稳定问题，四开井径扩大率为2.1%。钻井液体系具有较强的抗酸根污染能力，耐受酸根总浓度在19 000 mg/L以内，并根据四开处理酸根的过程总结出了一套适用于川东北地区深井、超深井的污染处理措施。该钻井液封堵能力强，采用化学封堵及物理封堵相结合，高温高压滤失量能控制在8～12 mL，实现了封堵防塌的要求。钻井液性能稳定，维护措施简单，在长时间的循环使用中，不会出现性能大幅度波动，部分材料高温降解后的残余物能够随固控设备排除，防止了体系固相含量的增加。

4 结论与认识

1.高密度KCl胺基聚磺钻井液的成功使用为高温深井条件下的泥页岩地层钻井技术提供了新的思路。

2.在深井及超深井施工中，需严格重视酸根污染问题，在设计施工方案时应提前做好预防措施。

3.处理钻井液时，要尽量保持井浆性能相对稳定，不能波动太大，坚持以维护为主，处理为辅的原则，及时监测返出钻井液性能。

4.针对超深井的钻井液维护处理，必须做好各种相关小型试验，不能盲目处理。

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Application of KCl-Amine Polymer Sulfonate Drilling Fluid in Well Mashen-1

FAN Xiangsheng, MA Honghui, RAN Xingxiu
(Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Sinopec, Nanchong, Sichuan, 637001)

The Well Mashen-1 is a key wildcat well of the Exploration Branch of Sinopec located at the high position of the Malubei Structure in the Tongnanba tectonic zone, northeast Sichuan. Completed at a depth of 8418 m, the well was designed to explore the Longwang Temple Formation of Lower Cambrian Series. The fourth interval of the well was drilled to 6 225.4～7 699 m, penetrating the Longmaxi Formation consisting of thick shales, which caused severe borehole instability. Problems also encountered in this interval included high formation pressure coeffcient, high formation temperature, and contamination to the drilling fuid by carbonate ions, rendering high risk to the drilling operation. Diffculties in running the drilling fuid in the fourth interval were rheology control of high density mud at elevated temperatures, borehole stabilization and carbonate/bicarbonate ions contamination to the drilling fuid. To deal with these diffculties and problems, a series of laboratory experiments were done to select proper additives and then to formulate a drilling fuid suitable for use in drilling the Well Mashen-1. Based on laboratory experiments, a high temperature polyamine BCG-7 was selected as shale inhibitor at a concentration of 0.4% in the drilling fuid. SMP-3, a quality high temperature flter loss reducer that did not viscosify the drilling fuid, was used at a concentration between 5% and 6%. High performance polymer flter loss reducer PFL-L and HPL-3 were added at concentrations of 2% and 1.5%, respectively, they did not viscosify the drilling fuid either. HR-300 and SMS-19, two thinners, were to be used based on the actual situation. An anti-oxidant was used to try to improve the high temperature stability of the drilling fuid. The fnal basic formulation was as follows: 3%NV-1+0.3%KOH+5%KCl+1.5%HPL-3+1%AOP-1+3%SCL+3%FT+5%SMP-3+3%LF-1+0.4%BCG-7+3%QS-2. The actual concentration of each additive was adjusted based on the actualsituation if fled application. In drilling the fourth interval, the drilling fuid had good high temperature rheology, strong inhibitive capacity, high plugging performance and tolerance to carbonate/bicarbonate ions contamination. This drilling fuid provided a powerful technical support for the successful drilling of the fourth interval of the Well Mashen-1, and a KCl-amine based polymer sulfonate drilling fuid fnally came into being.

Ultradeep well; Borehole stabilization; High temperature resistant; Carbonate/bicarbonate ions contamination; Plugging capacity; Amine based polymer sulfonate

TE254.3

A

1001-5620（2017）02-0057-07

2016-11-25；HGF=1702M5；编辑 马倩芸）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.010

樊相生，高级工程师，毕业于重庆石油学校，长期从事钻井液技术方面的研究。电话 15239966568； E-mail：fxsh2007@126.com。