邱春陽(yáng)， 葉洪超， 王興勝， 溫守云， 陳二丁， 張海青

諾1井是工程公司部署在柴達(dá)木盆地北緣東部諾木洪北油氣勘查區(qū)塊的一口重點(diǎn)預(yù)探井，完鉆井深5 000 m。鉆探目的為了解柴達(dá)木盆地三湖坳陷霍布遜凹陷全吉背斜圈閉新生界含油氣情況。諾1井地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，地層泥頁(yè)巖水敏性強(qiáng)；井深3 000 m以下為鉆探盲區(qū)，無(wú)實(shí)鉆資料可查，施工中鉆井液技術(shù)難度極大。通過(guò)優(yōu)選胺基硅醇強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液，配合現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)處理工藝和應(yīng)對(duì)復(fù)雜情況的井壁穩(wěn)定措施，鉆至目的層，完成了鉆探目的和地質(zhì)任務(wù)，為區(qū)塊進(jìn)一步勘探開(kāi)發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

1 工程地質(zhì)概況

諾1井位于柴達(dá)木盆地三湖坳陷霍布遜凹陷全吉背斜圈閉。地層自上而下鉆遇第四系七個(gè)泉組、新近系上新統(tǒng)獅子溝組和油砂山組、中新統(tǒng)上干柴溝組。七個(gè)泉組（0～1 249 m）上部為淺灰色-灰色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖互層，下部為淺灰色-灰色泥質(zhì)粉砂與灰色中砂巖互層。獅子溝組（1 249～2 442 m）為灰色泥巖、砂質(zhì)泥巖與灰白色粉砂巖互層。油砂山組（2 442～4 299 m）為灰黃色中砂巖、細(xì)砂巖與灰黃色砂質(zhì)泥巖、泥巖互層。上干柴溝組（4 299～5 000 m未穿）上部以灰黃色、棕黃色砂質(zhì)泥巖和灰色細(xì)砂巖為主；中下部發(fā)育黃灰色細(xì)砂巖和灰色細(xì)砂巖，中間夾少量灰黃色砂質(zhì)泥巖和泥巖。

諾1井完鉆井深為5 000 m。一開(kāi)采用φ444.5 mm三牙輪鉆頭鉆至井深308 m，下入φ339.7 mm表層套管；二開(kāi)采用φ311.2 mm PDC鉆頭鉆至井深2720 m，下入φ244.5 mm技術(shù)套管；三開(kāi)采用φ215.9 mm PDC鉆頭鉆至完鉆。鉆井周期為85.23 d，完井周期為121.04 d。

2 鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

1）上部地層膠結(jié)性弱，成巖性較差，機(jī)械鉆速快。φ444.5 mm和φ311.2 mm井眼產(chǎn)屑量大，如果巖屑不能及時(shí)帶出井眼，輕則重復(fù)破碎，降低施工效率；重則發(fā)生泥包鉆頭現(xiàn)象，引發(fā)復(fù)雜事故。

2）獅子溝組和油砂山組地層泥巖、砂巖及粉砂巖互層性強(qiáng)。地層水敏性強(qiáng)，砂巖吸水后強(qiáng)度降低，導(dǎo)致與其互層的泥巖因支撐強(qiáng)度降低而垮塌；泥巖吸水后膨脹分散，使井徑縮小，易導(dǎo)致起下鉆不暢通；巖屑吸水后分散在鉆井液體系中，造成鉆井液體系流變性惡化。

3）受地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，該區(qū)域發(fā)育斷層，地層孔隙及微裂縫發(fā)育。鉆進(jìn)中鉆井液密度稍大則發(fā)生井漏；密度略為降低則發(fā)生井塌，施工中鉆井液密度窗口很窄，井壁穩(wěn)定技術(shù)難度大。

4）實(shí)鉆揭示下部地層含有多套鹽水層。預(yù)探井施工中鉆井液密度提高幅度有限，受鹽水侵后，鉆井液流變性惡化，若流變性失穩(wěn)直接誘發(fā)井壁失穩(wěn)。

5）該井井底溫度預(yù)測(cè)達(dá)150 ℃，高溫下膨潤(rùn)土鈍化，鉆井液處理劑失效；該區(qū)塊井深3 000 m以下為鉆探盲區(qū)，無(wú)實(shí)鉆資料可供查閱參考，施工中未知因素多，鉆井液技術(shù)難度大。

通過(guò)調(diào)研深井及超深井鉆井液施工情況，優(yōu)選了胺基硅醇強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液，其配方如下[1-7]。

（5.0%～7.0%）膨潤(rùn)土+（0.2%～0.5%）PAM+（0.5%～1.5%）胺基硅醇+（0.5%～1.0%）DSP-2+（3.0%～5.0%）SMP-2+（3.0%～4.0%） 抗 溫 抗鹽鈣降濾失劑JZC-1+（2.0%～4.0%）抗溫海水降濾失劑+（2.0%～3.0%）抗溫封堵防塌劑+（3.0%～5.0%）多級(jí)超細(xì)碳酸鈣+（1.0%～2.0%）雙膜承壓劑+（0.5%～1.0%）硅氟穩(wěn)定劑SF-4

體系中胺基硅醇[8-9]通過(guò)胺基的“晶層鑲嵌”及硅羥基的“表面疏水”作用抑制黏土的水化膨脹；雙膜承壓劑[10-11]通過(guò)活性物質(zhì)的“化學(xué)膠結(jié)”作用及惰性物質(zhì)的“膜屏蔽”作用，能夠持久穩(wěn)定井壁；抗溫封堵防塌劑[12]所具有的良好彈性和可變形性，配合超細(xì)碳酸鈣，能夠保證對(duì)地層中不同形狀及不同尺寸的孔隙進(jìn)行封堵；體系中所使用的磺酸鹽共聚物降濾失劑、磺甲基酚醛樹(shù)脂和抗溫抗鹽鈣降濾失劑抗溫抗鹽鈣侵性能強(qiáng)，保證了體系在井下高溫高礦化度下具有良好的流變性。

3 現(xiàn)場(chǎng)鉆井液技術(shù)

3.1 一開(kāi)（0～308 m）

1）配制濃度為10%膨潤(rùn)土漿，預(yù)水化24 h；儲(chǔ)備好重鉆井液。

2）采用高濃度聚合物膠液維護(hù)鉆井液性能，膠液配方：井場(chǎng)水+0.4%NaOH+0.5% PAM；使用銨鹽調(diào)整鉆井液的流變性；工程上排量控制在45 L/s以上，提高鉆井液環(huán)空上返速度，以沖刷吸附在井壁上的虛厚泥餅。

3）鉆進(jìn)中將鉆井液密度逐漸提高至1.40 g/cm3；漏斗黏度提高至55 s左右；使用LV-CMC將中壓濾失量控制在8 mL以?xún)?nèi)。

4）保持固控設(shè)備良好運(yùn)轉(zhuǎn)，除去劣質(zhì)固相和低密度固相，保持鉆井液流變性穩(wěn)定。

5）中途完鉆前50 m加入HV-CMC提高鉆井液黏度和切力，提高鉆井液的懸浮攜帶能力，凈化井眼；中途完鉆時(shí)加入HV-CMC配制高黏度封井漿封井，以保證電測(cè)和下套管順利。

3.2 二開(kāi)（308～2 720 m）

1）采用膠液維護(hù)鉆井液性能。井深1 000 m前膠液配方：井場(chǎng)水+0.4%NaOH+0.5%PAM+0.5%胺基硅醇；井深1 000 m后提高鉆井液的抑制性，膠液配方：井場(chǎng)水+0.4%NaOH+0.7%PAM+1.0%胺基硅醇；鉆進(jìn)期間控制pH值在8左右，防止泥巖在高pH值下分散。

2）井深2 000 m前，主要使用抗溫抗鹽鈣降濾失劑控制鉆井液濾失量；井深2 000 m后，主要使用磺甲基酚醛樹(shù)脂和磺酸鹽共聚物降濾失劑控制中壓濾失量和高溫高壓濾失量。

3）采用超細(xì)碳酸鈣和雙膜承壓劑保持鉆井液體系的封堵性，主要封堵上部疏松地層，防止井漏；進(jìn)入油砂山組地層后，采用多級(jí)配超細(xì)碳酸鈣、抗溫封堵防塌劑和雙膜承壓劑，改善泥餅質(zhì)量，封堵地層孔隙和微細(xì)裂縫。

4）保持體系低黏度、低切力和低固相狀態(tài)，控制鉆井液漏斗黏度為48 s；臨近中途完鉆時(shí)，適當(dāng)提高鉆井液黏度和切力，增強(qiáng)井眼凈化能力。

5）控制鉆井液密度在設(shè)計(jì)下限，便于收集地質(zhì)資料；中途完鉆后適當(dāng)提高密度，保證井控安全。

6）使用好四級(jí)固控設(shè)備。振動(dòng)篩使用孔徑為0.125 mm的篩布，保持振動(dòng)篩、除砂器和除泥器運(yùn)轉(zhuǎn)率為100%；離心機(jī)的使用視鉆井液體系劣質(zhì)固相含量而定，保持鉆井液流變性穩(wěn)定。

7）一般鉆進(jìn)200～300 m進(jìn)行一次短程起下鉆；快速鉆進(jìn)期間且泥巖段較長(zhǎng)時(shí)，鉆進(jìn)200 m進(jìn)行短程起下鉆，刮掉吸附在井壁的虛厚泥餅，暢通井眼。

8）電測(cè)前鉆井液處理。鉆完進(jìn)尺后，大排量充分循環(huán)鉆井液；起鉆換牙輪鉆頭帶扶正器認(rèn)真通井；大排量循環(huán)鉆井液2～3循環(huán)周，凈化井眼，保證井眼暢通；泵入封井鉆井液，封井漿配方：100 m3井漿+2.0%抗溫封堵防塌劑+1.0%抗溫抗鹽鈣降濾失劑+0.5%磺酸鹽共聚物降濾失劑。

9）取心前鉆井液處理。電測(cè)后進(jìn)行旋轉(zhuǎn)井壁取心。下鉆通井，大排量循環(huán)鉆井液3個(gè)循環(huán)周以上，保持四級(jí)固控設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)率為100%，徹底清除鉆井液劣質(zhì)固相；細(xì)水長(zhǎng)流補(bǔ)充適量的稀膠液，降低鉆井液的黏度和切力；加入2%抗溫封堵防塌劑增強(qiáng)鉆井液的封堵防塌能力；加入抗溫抗鹽鈣降濾失劑把鉆井液中壓濾失量控制在3 mL以?xún)?nèi)；配封井漿封井，封井漿配方為：100 m3井漿+1.0%雙膜承壓處理劑+1.0%抗溫封堵防塌劑+1.0%抗溫抗鹽鈣降濾失劑。

10）下套管前鉆井液處理。大排量循環(huán)鉆井液3周以上，確保井眼凈化后封住井底1 500 m。封井漿配方：100 m3井漿+2.0%白油潤(rùn)滑劑+2.0%固體潤(rùn)滑劑+1.0%SMP-1+1.0%磺酸鹽共聚物降濾失劑，保證下套管施工順利。

二開(kāi)鉆井液性能變化見(jiàn)表1。

表1 諾1井二開(kāi)鉆井液性能

3.3 三開(kāi)（2 720～5 000 m）

1）井漿預(yù)處理。二開(kāi)套管內(nèi)循環(huán)鉆井液，開(kāi)動(dòng)四級(jí)固控設(shè)備凈化鉆井液；按照配方加入處理劑，充分循環(huán)，性能達(dá)到設(shè)計(jì)要求后開(kāi)鉆。

2）按照循環(huán)周加入膠液維護(hù)鉆井液性能。膠液配方：井場(chǎng)水+0.3%PAM+0.5%胺基硅醇+4%抗溫抗鹽鈣降濾失劑。定期補(bǔ)充預(yù)水化膨潤(rùn)土漿，保持鉆井液流變性穩(wěn)定。

3）使用抗溫抗鹽鈣降濾失劑、SMP-2和抗溫海水降濾失劑控制鉆井液濾失量，保持其總含量大于5.0%，防止泥巖水化膨脹及保護(hù)儲(chǔ)層。

4）進(jìn)入上干柴組地層前，一次性加入2.0%多級(jí)超細(xì)碳酸鈣、3.0%抗溫封堵防塌劑和0.5%雙膜承壓劑，改善泥餅質(zhì)量，提高鉆井液體系的封堵防塌能力。加入1.0%硅氟穩(wěn)定劑，并在后續(xù)中逐漸補(bǔ)充，當(dāng)鉆井液受鹽水侵后將其含量提高到1.5%，保證鉆井液流變性穩(wěn)定。

5）鉆進(jìn)中加入1.0%白油潤(rùn)滑劑，特別是在提高鉆井液密度后增加白油潤(rùn)滑劑的加量，防止因?yàn)殂@井液密度過(guò)高而在砂巖地層發(fā)生壓差卡鉆。

6）鉆井液密度控制在設(shè)計(jì)中限；卡鉆后提高鉆井液密度，以平衡地層坍塌壓力；地層出鹽水后，提高鉆井液密度至1.58 g/cm3，以平衡地層壓力。

7）鉆進(jìn)期間加強(qiáng)坐崗，監(jiān)控Cl-和Ca2+含量、鉆井液量的變化、振動(dòng)篩巖屑返出量、巖屑大小及形狀變化情況，防止井塌；加重鉆井液要均勻，每個(gè)循環(huán)周不超過(guò)0.02 g/cm3，防止井漏。

8）嚴(yán)格控制起下鉆速度；下鉆到底后緩慢開(kāi)泵，防止激動(dòng)壓力過(guò)大壓漏地層。

9）完鉆后，下牙輪鉆頭帶扶正器通井；下鉆到底后循環(huán)鉆井液，補(bǔ)充稀膠液，適當(dāng)降低鉆井液的黏度和切力；加入0.5%磺甲基酚醛樹(shù)脂和0.5%抗溫海水降濾失劑降低鉆井液濾失量；加入1.0%多級(jí)超細(xì)碳酸鈣和1.0%抗溫封堵防塌劑改善泥餅質(zhì)量，提高鉆井液體系的封堵能力。

10）為防止油氣侵，井底600 m裸眼井段采用加重鉆井液封井，封井漿密度為1.60 g/cm3，配方如下。其余裸眼段采用正常密度封井漿封井。

35 m3井漿+0.5%DSP-2+1.0%SMP-2+2.0%抗溫封堵防塌劑+2.0%白油潤(rùn)滑劑+2%固體潤(rùn)滑劑

三開(kāi)鉆井液性能見(jiàn)表2。

4 復(fù)雜情況處理

4.1 卡鉆事故

諾1井鉆至井深4 048 m后，下取心鉆具取心，下鉆至井深3 982.89 m時(shí)遇阻，上提鉆具遇阻，懸重由135 t上升至145 t，接頂驅(qū)開(kāi)泵，泵壓由5 MPa不斷升高到7 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，不能頂通。此后多次上提下放鉆具，上提鉆具時(shí)懸重最高達(dá)170 t，下壓鉆具時(shí)懸重最低至110 t，中間間歇開(kāi)轉(zhuǎn)盤(pán)15圈，扭矩不降低，鉆具卡死。

表2 諾1井三開(kāi)鉆井液性能

1）第1次處理。正向旋轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)盤(pán)15圈，扭矩不降，釋放扭矩過(guò)程中，泵壓突然由18 MPa下降至0，逐漸提高排量至26 L/s，泵壓為16 MPa，上提下放鉆具不能解卡，上提鉆具至懸重最高達(dá)170 t，下壓鉆具至懸重最低達(dá)110 t，中間間歇開(kāi)轉(zhuǎn)盤(pán)15圈，扭矩不降。開(kāi)泵循環(huán)期間，錄井氣測(cè)顯示，全烴值由1.62%升高至46.85%，加密測(cè)量鉆井液密度和漏斗黏度，密度下降至最低1.17 g/cm3，漏斗黏度最低為35 s；密度最低點(diǎn)測(cè)量Cl-含量為28 593 mg/L，Ca2+含量為1 763 mg/L，現(xiàn)場(chǎng)判斷地層出水，累計(jì)出水7 m3，判斷鉆井液遭遇水侵。循環(huán)過(guò)程中，振動(dòng)篩返出大量掉塊，鉆井液密度從1.31 g/cm3逐漸下降至1.28 g/cm3，現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)過(guò)請(qǐng)示后提高鉆井液密度至1.37 g/cm3。循環(huán)期間，工程上間歇大幅度活動(dòng)鉆具（鉆具懸重從80 t至260 t），中間多次配制稠鉆井液，大排量（排量為32 L/s，泵壓為25 MPa）泵入井內(nèi)，嘗試解卡，無(wú)果。循環(huán)過(guò)程中，加入1.0%抗溫海水降濾失劑、2.0%SMP-2、加入2.0%抗溫封堵防塌劑和0.5%雙膜承壓劑，提高鉆井液的封堵防塌能力；加入0.5%白油潤(rùn)滑劑，保持體系潤(rùn)滑性。

2）第2次處理。配制解卡劑30 m3，泵入井內(nèi)，浸泡3 490～3 982 m井段，用解卡劑浸泡期間（電測(cè)卡點(diǎn)為井深3 850 m處），每2 h泵入0.5 m3鉆井液頂替解卡劑；每30 min活動(dòng)鉆具1次，上提下放鉆具，懸重為80～240 t。最后，在原懸重140 t的基礎(chǔ)上正向旋轉(zhuǎn)20圈，下放鉆具至73 t，釋放扭矩后，懸重突然升高至140 t，鉆具解卡。

鉆具解卡后，循環(huán)鉆井液，振動(dòng)篩返出大量掉塊。上下活動(dòng)鉆具時(shí)，鉆具下放無(wú)顯示，轉(zhuǎn)動(dòng)正常，但是上提至卡點(diǎn)位置則遇阻，被迫倒劃眼至井深3 870 m，劃眼期間，振動(dòng)篩返出大量掉塊。起出取心鉆具后，下牙輪鉆頭通井，下鉆至井深2 465 m后保養(yǎng)頂驅(qū)，期間發(fā)現(xiàn)溢流0.5 m3，關(guān)井后，立管壓力和套管壓力均為1.3 MPa，現(xiàn)場(chǎng)決定循環(huán)鉆井液并提高鉆井液密度至1.48 g/cm3，下鉆到井深3 880 m后，逐漸劃眼至井深4 048.66 m，振動(dòng)篩無(wú)返砂后，順利短程起下鉆至套管鞋處。事故發(fā)生前后鉆井液性能見(jiàn)表3。

表3 諾1井卡鉆事故發(fā)生前后鉆井液的性能變化

分析發(fā)生卡鉆的原因有以下幾方面。①鉆井液密度偏低，鉆井液液柱壓力不能平衡地層坍塌壓力。這從鉆進(jìn)期間振動(dòng)篩返出少量小掉塊可以看出。②鉆井液靜液柱壓力不能平衡地層孔隙壓力，因此在卡鉆時(shí)，地層鹽水侵入鉆井液中，導(dǎo)致鉆井液性能惡化。③鄰井已完鉆井實(shí)鉆井深不超過(guò)3 000 m，地質(zhì)資料匱乏，地層預(yù)測(cè)性差。④由于鉆井液的密度低，鉆井液的液柱壓力和地層孔隙壓力之間的壓差小，致使鉆井液體系不能在井壁上形成良好的泥餅，鉆井液中的自由水在毛細(xì)管作用下滲入井壁巖石中，一則導(dǎo)致油砂山組泥巖吸水膨脹，造成縮徑，導(dǎo)致壓差卡鉆；二則導(dǎo)致砂巖段膠結(jié)強(qiáng)度降低，鉆具擾動(dòng)下產(chǎn)生掉塊，造成掉塊卡鉆，上提鉆具遇阻。三開(kāi)井段井徑曲線(xiàn)見(jiàn)圖1，可以看出，井深3 500 m以前，使用的鉆井液密度低，井徑擴(kuò)大率低，個(gè)別井段出現(xiàn)縮徑現(xiàn)象；在3 500～3 900 m井段，浸泡解卡劑后，井徑擴(kuò)大；以后提高鉆井液的密度并調(diào)整鉆井液的濾失造壁性能后，在泥巖井段井徑小，砂巖井段井徑大，砂泥巖互層出現(xiàn)“糖葫蘆”形井眼。由此可知，即使提高鉆井液密度后，也沒(méi)有真正平衡地層坍塌壓力。

圖1 諾1井三開(kāi)井段井徑曲線(xiàn)

4.2 井漏

諾1井鉆至設(shè)計(jì)井深后，短程起下鉆至井底，開(kāi)泵循環(huán)鉆井液，排量逐漸上提至25 L/s，泵壓20 MPa，循環(huán)期間發(fā)現(xiàn)漏失鉆井液0.6 m3，泵壓下降至19 MPa；降低排量至16 L/s，漏失鉆井液14 m3，漏速為39.6 m3/h；起鉆至井深3811.49 m小排量循環(huán)，漏失鉆井液6 m3，漏速為45 m3/h；起鉆至井深2 635 m，單凡爾開(kāi)泵嘗試建立循環(huán)，漏失鉆井液6.3 m3，漏速為20 m3/h，累計(jì)漏失鉆井液34.7 m3。采用粗、中、細(xì)顆粒合理使用、架橋粒子和可變形粒子合理搭配的思路配制堵漏漿，配方為：35 m3井漿+3.0 t隨鉆堵漏劑+2.0 t復(fù)合堵漏劑+1.0 t超細(xì)碳酸鈣，泵入井中，關(guān)井憋壓5.0 MPa，壓力10 min不降低，堵漏成功。

分析發(fā)生井漏的原因有以下幾方面。①區(qū)域斷層發(fā)育，存在裂縫，提供了漏失通道和儲(chǔ)存液體的空間，這是井漏發(fā)生的必要條件之一。②鉆井液密度窗口窄，施工中鉆井液密度控制在設(shè)計(jì)中限，僅僅能平衡地層坍塌壓力；循環(huán)時(shí)，鉆井液循環(huán)壓耗和井底激動(dòng)壓力之和大于地層破裂壓力，故而壓漏地層。③鉆井液黏度和切力較高，鉆井液靜止后凝膠強(qiáng)度大。下鉆到底后開(kāi)泵頂通過(guò)程中井底激動(dòng)壓

力增加幅度大，導(dǎo)致井漏。

5 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

1.胺基硅醇強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵鉆井液體系抑制性好，有效抑制了砂泥巖互層中泥頁(yè)巖的水化膨脹，井壁穩(wěn)定性得到有效提高，使用該體系成功完成了諾1井的工程施工。

2.諾1井中途完鉆及完井后采用封井漿封井措施，保障了中完及完井作業(yè)的順利進(jìn)行。全井共計(jì)電測(cè)10次，成功率100%，下套管一次到底，全井平均機(jī)械鉆速為7.54 m/h，達(dá)到了優(yōu)快鉆井目的。

3.諾1井為柴達(dá)木盆地北緣東部諾木洪北油氣勘查區(qū)塊第1口探井，為保證鉆探成功率，應(yīng)適當(dāng)放寬鉆井液密度限制，這是保證井壁穩(wěn)定的力學(xué)基礎(chǔ)。該區(qū)域鉆井液密度調(diào)控窗口窄，必須深入研究窄密度窗口下鉆井液流變性調(diào)控和現(xiàn)場(chǎng)施工工藝。

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