李廣冀， 張民立， 李樹峰 ， 王鋒， 郝少軍， 王威， 李秋明

（1.中國石油集團渤海鉆探泥漿技術(shù)服務分公司，天津300280；2.中國石油青海油田分公司勘探事業(yè)部，甘肅敦煌736200；3.中國石油青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅敦煌736202）

1 地質(zhì)特點及工程簡況

1.1 地質(zhì)特點

落雁山構(gòu)造是柴達木盆地一里坪南斜坡一個三級構(gòu)造，位于一里坪凹陷南段，東鄰船形丘構(gòu)造，西接土疙瘩構(gòu)造，南望那北構(gòu)造。該井自上而下鉆遇新近系獅子溝組（N23）、上油砂山組（N22）、下油砂山組（N21）、上干柴溝組（N1）、古近系下干柴溝組（E32）。四開井眼鉆遇上干柴溝組（N1）的上部（3 785～4 169 m）以棕褐色泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾棕紅色、灰色砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖；下部（4 169～4 450 m）巖性以棕灰色、棕紅色泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾少量棕褐色泥巖。下干柴溝組（E32），上部（4 445～5 108 m）以棕紅色泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾棕灰色淺灰色泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖；下部（5 108～5909.95 m）以棕褐色泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾少量灰色泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、棕褐色含礫砂巖。

1.2 工程簡況

雁探1井一開用φ660.4 mm鉆頭鉆至井深206 m，下入φ508.0 mm套管至井深205.20 m；二開用φ444.5 mm鉆頭鉆至井深1 500 m，下入φ339.7 mm套管至井深1 498.67 m；三開用φ311.2 mm鉆頭鉆至井深4 200 m，下入φ250.8 mm+φ244.5 mm套管至井深4 199.41 m；四開用φ215.9 mm鉆頭以2.34 g/cm3鉆井液鉆至井深5 909.95 m時發(fā)生高壓鹽水侵、高濃度CO2侵，溢流，采用密度為2.50 g/cm3的壓井液壓井成功，但因長時間關(guān)井不能活動鉆具，造成鉆具卡死，鉆具于井深4 119.34 m處倒開，注水泥塞完井。

2 四開鉆井液技術(shù)難點

1）高壓鹽水層發(fā)育。上干柴溝組、下干柴溝組地層高壓鹽水層發(fā)育，井控風險極大。三開鉆井施工中發(fā)生多次鹽水侵，在井深3 086 m處鉆井液密度由1.72 g/cm3提高至1.80 g/cm3；在井深3 650 m處提高至1.85 g/cm3，并保持至中途完鉆。

2）CO2侵頻繁。上干柴溝組、下干柴溝組地層廣泛分布CO2儲集層，且存在氣水同層，鉆井液易發(fā)生CO32-、HCO3-污染，高壓CO2侵存在井控風險。三開井段3 409～4 200 m，CO2連續(xù)侵入，最高值100%，隨著CO32-、HCO3-的累積鉆井液的受污染程度越來越嚴重。

3）鉆井液高溫穩(wěn)定性。由于井深、地層壓力系數(shù)大、地溫高，高密度體系高溫穩(wěn)定性難以控制。三開中途完鉆，電測井底溫度144 ℃，地層溫度梯度為3.42 ℃/100 m，鉆至井深5 909.95 m溫度達到205 ℃。

4）井壁穩(wěn)定問題。上干柴溝組、下干柴溝組地層泥巖以伊蒙混層為主，水敏性強，地層出水易發(fā)生垮塌；下干柴溝組地層壓力高、溫度高，砂泥巖互層易發(fā)生掉塊，且掉塊較大、致密堅硬，易造成掉塊卡鉆。

3 體系配方確定

3.1 主要降濾失劑

主要降濾失劑的選擇為BZ-KLS-Ⅲ與Redu200。BZ-KLS-Ⅲ是在BZ-KLS-Ⅱ降濾失劑的基礎(chǔ)上通過優(yōu)化官能團比例合成。為了保證降濾失效果，保持吡咯烷酮基團比例不變；減少N，N-二甲基酰胺基團比例以減少黏度效應，解決增稠問題；增加酰胺、磺酸鈉基團比例，增加分子水溶性，進一步提高降濾失效果，同時降低黏度效應和增強抗溫性。在三元協(xié)同增效作用下該劑抗溫180 ℃，能降低鉆井液高溫高壓濾失量。

Redu200具有抗高溫220 ℃、降濾失效率高、抗電解質(zhì)能力強（包括抗鹽、抗鈣、鎂等）等特點，這主要是其分子結(jié)構(gòu)決定的。①Redu200分子主鏈為碳碳鏈，在高溫下不斷鏈；水化基團多：分子鏈上除含有較多的羥基—OH外，還含有大量的酰胺基—CONR2；羥基與黏土顆粒表面上的氧可形成氫鍵，羥基、酰胺基可與黏土顆粒斷鍵邊緣上的Aln+（1≤n≤3）之間形成配位鍵，使Redu200分子鏈可吸附于黏土顆粒上，而多個上述基團通過水化使黏土顆粒表面水化膜變厚，黏土顆粒較穩(wěn)定，使膠體穩(wěn)定，不易聚結(jié)成超大顆粒，保持鉆井液中有一定數(shù)量的適度粒徑的顆粒，形成致密的泥餅，降低濾失量。②Redu200分子鏈上的2種水化基團受電解質(zhì)影響?。毫u基是非離子基團，不受各種離子干擾；酰胺基—CONR2上有烴基R的屏蔽作用，大大降低了各種離子對其的影響（這是其優(yōu)于簡單酰胺基—CONH2的優(yōu)勢），也是其抗電解質(zhì)污染能力極強的根本原因。③Redu200的分子鏈長與常規(guī)降濾失劑相當，但其分子鏈上具有常規(guī)降濾失劑沒有的多種基團，且水化基團數(shù)比其它降濾失劑多；且Redu200的分子量（10萬上下）大大高于SMP-Ⅱ（1萬以下）。這就是Redu200的抗溫降濾失效果、抗電解質(zhì)效果大大優(yōu)于SMP-Ⅱ及其它降濾失劑的原因。

3.2 體系配方

根據(jù)經(jīng)驗，優(yōu)選抗高溫降濾失劑與抑制防塌劑材料以降低高溫濾失量；優(yōu)化有機鹽含量配比，以提高鉆井液的基液密度；優(yōu)選加重材料控制鉆井液的固相含量；通過以上實驗過程，確保在高溫、高壓、高密度條件下的鉆井液具有良好的流變性能，進行BH-WEI體系配方實驗。根據(jù)實驗確定鉆井液的配方如下，不同配方的BH-WEI鉆井液性能評價見表1。如表1所示，該抗高溫高密度體系的流變性能較好。

1#0.2%NaOH+3%BZ-TQJ+1.5%BZ-KLS-Ⅰ+3.5%BZ-KLS-Ⅲ+3.5%BZ-YFT+2.5%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+20%BZ-YJZ-Ⅱ+BaSO4（用于井深4 200～5 200 m，抗溫180 ℃，鉆井液密度不大于2.20 g/cm3，選用密度不小于4.20 g/cm3的BaSO4作為加重劑）

2#0.2%NaOH+2.5%BZ-TQJ+1.5%BZ-KLS-Ⅰ+3.5%BZ-KLS-Ⅲ+3.5%BZ-YFT+3.0%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+40%BZ-YJZ-Ⅱ+BaSO4（用于井深4 200～5 200 m，抗溫180 ℃，鉆井液密度大于2.20 g/cm3，選用密度不小于4.30 g/cm3的BaSO4作為加重劑）

3#0.2%NaOH+2.5%BZ-TQJ+2%BZ-KLS-Ⅲ+4.5%Redu200+3.5%BZ-YFT+2.5%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+20%BZ-YJZ-Ⅱ +BaSO4（用于井深大于5 200 m，抗溫200 ℃，鉆井液密度不大于2.20 g/cm3，選用密度不小于4.20 g/cm3的BaSO4作為加重劑）

4#0.2%NaOH+2.5%BZ-TQJ+2%BZ-KLS-Ⅲ+4.5%Redu200+3.5%BZ-YFT+3%BZ-YRH+2%YX+40%BZ-YJZ-I+40%BZ-YJZ-Ⅱ +BaSO4（用于井深大于5 200 m，抗溫200 ℃，鉆井液密度大于2.20 g/cm3，選用密度不小于4.30 g/cm3的BaSO4作為加重劑）

由此可知，1#、2#配方降濾失劑以BZ-KLS-Ⅲ為主、BZ-KLS-Ⅰ為輔，能夠控制鉆井液濾失量在合理范圍，體系抗溫180 ℃；3#、4#配方以REDU-200為主、BZ-KLS-Ⅲ為輔，能夠控制鉆井液濾失量在合理范圍，體系抗溫200 ℃。

鉆井液密度不大于2.20 g/cm3時，使用40%BZ-YJZ-Ⅰ+20%BZ-YJZ-Ⅱ配制基液、選用密度不小于4.20 g/cm3的BaSO4作為加重劑；鉆井液密度大于2.20 g/cm3時，使用40%BZ-YJZ-I+40%BZ-YJZ-Ⅱ配制基液、選用密度不小于4.30 g/cm3的BaSO4作為加重劑。

表1 不同配方的BH-WEI鉆井液性能評價

3.3 高壓鹽水侵對策

1）鹽水層壓力不高時采用徹底壓死方法處理。

2）對于壓力高的鹽水層，采用相對壓穩(wěn)方法處理。每次下鉆排放鹽水及低密度混漿時，及時向循環(huán)罐回收的水侵混漿補充適量相應配套材料調(diào)整恢復鉆井液性能[1-4]。

3.4 CO2侵對策

1）由于BH-WEI鉆井液具有優(yōu)良的抗膏鹽污染能力，替換體系后三開技術(shù)套管掃塞時進行護膠處理維護性能，不進行除Ca2+處理，體系最大限度地留存Ca2+。

2）鉆井施工中， 定期檢測鉆井液濾液堿度、Ca2+、CO32-/HCO3-等含量， 跟蹤觀察地質(zhì)錄井CO2采集含量，及時掌握CO2侵入程度及鉆井液污染程度。

3）采用合適的鉆井液密度，適當減少地層CO2的侵入，降低鉆井液污染程度。

4）若鉆進中出現(xiàn)CO2侵造成的鉆井液污染，向鉆井液中加入適量CaO、CaCl2、NaOH等添加劑進行處理，處理方法以小型試驗為依據(jù)。

3.5 高溫穩(wěn)定性控制措施

1）保持BH-WEI鉆井液中較高的BZ-YJZ-Ⅰ、BZ-YJZ-Ⅱ含量，充分發(fā)揮添加劑的協(xié)調(diào)作用，提高體系高溫穩(wěn)定性。2種水溶性加重劑皆含有大量的有機酸根XmRn（COO）q-1陰離子，該陰離子含有較多的還原性基團，可除掉鉆井液中的溶解氧，使體系配套處理劑不發(fā)生降解反應，使其可在超高溫（200 ℃）下穩(wěn)定發(fā)揮作用[5]。

2）井溫達到180 ℃前，體系進行抗溫升級。由于本井為風險探井，設計完鉆后加深機率很大，需提前搞好體系抗溫工作。

3）BH-WEI鉆井液密度大于2.20 g/cm3時，適當提高BZ-YJZ-Ⅱ含量，優(yōu)選使用高密度重晶石粉，有利于控制高溫流變性。

3.6 井壁穩(wěn)定技術(shù)

①采用合適的鉆井液密度，通過徑向支撐穩(wěn)定井壁。②加足BZ-YFT、YX等防塌封堵材料，保持體系有良好的封堵防塌能力。③保持體系有較高的BZ-YJZ含量。通過保持一定的濾液黏度、低的濾液活度、離子交換、有機酸根離子吸附、壓縮雙電層等作用機理，抑制泥頁巖水化膨脹和水化分散。

4 現(xiàn)場應用

4.1 處理高壓鹽水侵

4.1.1 處理高壓鹽水侵情況

雁探1井四開井段發(fā)生鹽水侵時，鉆井液的密度、黏度、切力、pH值降低，Cl-含量在16 480～70 900 mg/L范圍變化，每次下鉆到底會放鹽水及低密度混漿。針對鹽水侵，鉆井作業(yè)中嚴格控制膨潤土含量，加足抗鹽抗溫防塌處理劑，使鉆井液具有較強的抗鹽水污染能力來降低鹽水侵對井壁的傷害。由于該井四開井段鹽水層特征為高壓高滲，為了減少壓差卡鉆、井漏等事故復雜情況的發(fā)生機率，采用相對壓穩(wěn)鹽水層的方法處理。鉆井施工中使用合適的密度控制地層流體的侵入，黏度和切力控制在正常范圍內(nèi)。嚴格落實坐崗制度，認真觀察鉆井液數(shù)量、性能等情況變化，及時發(fā)現(xiàn)鹽水侵并進行針對性的處理。每次起鉆前，使用井漿加入3%BZ-KLS-Ⅲ、3%Redu200、3%BZ-YFT等處理劑，配制高黏度、切力防塌防沉淀封閉漿封閉裸眼井段；套管內(nèi)鉆具泵入適當重漿微增液柱壓力，確保了每次下鉆順利到底。四開井段主要高壓鹽水侵情況如下。

1）以密度為1.92 g/cm3的鉆井液鉆至井深4 887.65 m發(fā)生溢流。關(guān)井期間溢出鉆井液0.60 m3，平均溢速為18.00 m3/h，溢流層位E32，井段 4 564～4 565 m，巖性為棕紅色泥質(zhì)粉砂巖。采用徹底壓死鹽水層方法處理。注入223 m3平均密度為2.26 g/cm3的壓井液成功壓井，期間排放密度為1.13～1.60 g/cm3、黏度為29～41 s的鹽水及低密度混漿共65.2 m3。

2）以密度為2.18 g/cm3的鉆井液鉆至井深4 892.34 m，鉆井液密度、黏度、切力大幅度降低，分析為發(fā)生了高壓鹽水侵。采用提高鉆井液密度至2.30 g/cm3壓穩(wěn)鹽水層方法處理，期間排放密度為1.13～1.29 g/cm3、黏度為27～40 s的鹽水及低密度混漿15.5 m3。根據(jù)井下情況，恢復鉆進后鉆井液密度調(diào)整至2.34 g/cm3。

3）以密度為2.32 g/cm3的鉆井液鉆進至井深5 909.95 m發(fā)現(xiàn)溢流，溢流量2.0 m3。關(guān)井期間溢出鉆井液3.0 m3，平均溢速為10 m3/h，溢流層位，井段5 907～5 909.95 m，巖性為淺灰色泥質(zhì)粉砂巖。采用壓穩(wěn)鹽水層方法處理。第1次壓井注入密度為2.40～2.44 g/cm3、黏度為62～68 s的240 m3壓井液壓井不成功，期間放掉密度為1.09～1.48 g/cm3、黏度為28～36 s的鹽水、CO2污染的低密度混漿165 m3；第2次壓井不成功，注入密度為2.40～2.41 g/cm3、黏度為58～70 s的壓井液180 m3；注入密度為2.00～2.10 g/cm3、黏度為52～58 s的壓井液39 m3；注入密度為2.50 g/cm3、黏度為67 s的壓井液34 m3，期間放掉密度為1.09～1.53 g/cm3、黏度為28～36 s的鹽水、CO2污染的低密度混漿18.9 m3；第3次壓井注入密度為2.50 g/cm3、黏度為54～68 s的壓井液236 m3，壓井成功，期間放掉鹽水、CO2污染的低密度混漿為138 m3。

4.1.2 高壓鹽水侵特點

1）分布段長，多層系多套并存。該井四開上干柴溝組、下干柴溝組地層皆分布高壓鹽水層，且壓力隨著井深增加而增高。

2）高壓低滲、高壓高滲并存。當鉆井液密度不能平衡地層壓力時，鉆開高壓高滲地層后，立即侵出大量鹽水，適當控壓放水作業(yè)不能降低其壓力。

3）礦化度不一，地層水呈酸性。4 887.65 m水侵時檢測Cl-含量為16 480 mg/L，pH值為6；4 892.34 m水侵時檢測Cl-含量為70 900 mg/L，pH值為6；5 909.95 m水侵時檢測Cl-含量為52 868 mg/L，pH值6。雁探1井位于柴達木盆地腹地，沉積中心。因受沉積的影響，鹽水層屬于封閉地層水型，總體上表現(xiàn)礦化度不一、酸性的性質(zhì)。

4） 氣水同層。發(fā)生高壓鹽水侵時CO2伴隨侵入，嚴重時后效CO2值可達100%。

4.1.3 處理高壓鹽水侵的認識

1）處理多層系多套高壓鹽水侵，要抓緊時效處理，盡可能避免高壓鹽水侵進一步惡化。本井最高壓力鹽水層侵入井筒后，當液柱壓力降低到一定程度，次高壓鹽水層會侵出；液柱壓力再降低到一定程度，第三高壓鹽水層會侵出；如此規(guī)律，在一定的時間內(nèi)，井筒液柱壓力會迅速降低。若高濃度CO2伴隨高壓鹽水侵時，井控險情進一步加劇。

2）出現(xiàn)高壓鹽水侵后，要綜合分析情況，摸清高壓鹽水層性質(zhì)特征，以便確定正確的處理措施。

3）受CO2的極小溶解溫度為190 ℃[6]特性的影響，本井井深5 560 m后發(fā)生高壓鹽水侵時伴隨大量的CO2，井筒液柱壓力降低快。

4.2 CO2侵的處理

4.2.1 處理CO2侵情況

雁探1井四開井段發(fā)生CO2侵時，會使鉆井液氣泡增多、密度降低、黏切升高、流變性能變差、pH值降低。CO2侵造成鉆井液性能輕微污染時，在配制膠液時，額外加入適量CaO、CaCl2等材料，采用細水長流方式向鉆井液中補充膠液來控制鉆井液綜合性能，減少CO2侵污染情況。大量CO2侵造成鉆井液嚴重污染性能調(diào)整困難時，為了確保井下安全，及時起鉆至套管內(nèi)分段處理后再恢復鉆進。鉆至井深5 122 m處CO2侵嚴重，起鉆前調(diào)整鉆井液濾液Ca2+含量為1 480 mg/L，下鉆到底循環(huán)一周，檢測鉆井液中Ca2+含量為0，可見CO2污染程度十分嚴重。四開井段主要CO2侵情況如下。

1）以密度為1.87～1.88 g/cm3的BH-WEI體系由4 200 m處四開開鉆。鉆進井段為4 200～4 284 m，井漿中CO2值由0～0.02%逐漸升高至2.19%。鉆進至井深4 369 m時，觀察CO2值升至2.76%。為了防止CO2污染鉆井液，鉆井液密度逐漸提高至1.92 g/cm3。觀察鉆進至井深4 533 m時，CO2值最大值為5.47%，平均值為2.92%。井深4 487 m后，膠液以細水長流方式加入適量CaO、CaCl2等材料，控制鉆井液綜合性能，消除CO2侵造成的污染。

2）以2.40 g/cm3的密度鉆進井段5 136～5 209 m， CO2平均值為8.84%。加入適量的CaO、CaCl2、NaOH等材料， 消除CO2引起的污染。鉆進井段5 210～5 233 m， CO2平均值上漲至15.28%，其中鉆至井深5 233.36 m時CO2值為15.47%～18.49%。循環(huán)觀察CO2源源不斷侵入，加入CaO、 CaCl2、NaOH配合膠液處理效果差，鉆井液污染越來越嚴重。為了確保井下安全，地質(zhì)撈完砂樣被迫起鉆至套管內(nèi)。循環(huán)處理套管內(nèi)、循環(huán)罐鉆井液CO2值為6.44%↗8.98%↘2.02%；下鉆到底， 循環(huán)處理裸眼井段鉆井液CO2值不大于2.00%后恢復鉆進。后效期間出口密度2.40↘2.18↗2.39 g/cm3， 黏度由68↗155↘79 s、Cl-值由49 480↗51 680↘50 910 mg/L，全烴值由0.52%↗1.62%↘0.47%、CO2值由3.90%↗90.98%↘5.79%、pH值為6.0，循環(huán)罐池體積上漲0.8 m3。

3）以2.28 g/cm3的密度鉆至井深5 426.73 m時CO2侵入造成鉆井液流變性能差，加入CaO、CaCl2、NaOH配合膠液處理效果差，CO2值9.23%～14.79%。為了確保井下安全，地質(zhì)撈完砂樣后被迫起鉆至套管內(nèi)。循環(huán)處理套管內(nèi)、循環(huán)罐鉆井液CO2值不大于2.00%；下鉆到底，循環(huán)處理裸眼井段鉆井液CO2值不大于2.00%，后效期間出口鉆井液密度2.28↘1.10↗2.27 g/cm3，黏度 69↘ 27↗68 s，Cl-值由 51 900↗ 77 904↘52 980 mg/L，全烴值0.29%↗3.12%↘0.40%，CO2值0.87%↗91.06%↘1.69%，pH值 為6.0，排放密度為1.10～1.39 g/cm3、黏度為27～42 s鹽水與鉆井液混合物12.7 m3。為了壓穩(wěn)高壓鹽水層，恢復鉆進后將鉆井液密度調(diào)整至2.30 g/cm3。

4）以2.32 g/cm3的密度鉆進至井深5 909.95 m發(fā)現(xiàn)溢流立即關(guān)井。壓井作業(yè)期間下部裸眼返出鹽水、污染的混合液泡沫豐富，CO2值達到100%、pH值為6.0；第3次使用密度為2.50 g/cm3的壓井液壓井成功，3次壓井作業(yè)累計放掉鹽水、污染的混合液321.9 m3。

表2 BH-WEI鉆井液處理CO2侵的性能變化

不論輕微污染還是嚴重污染，都會采用適當提高或保持密度抑制CO2侵出；因地層CO2源源不斷侵出，處理CO2侵時，控制鉆井液性能在可控范圍，滿足正常鉆井作業(yè)即可。

4.2.2 CO2侵特點

1）分布段長，多層系多套并存。雁探1井下油砂山組、上干柴溝組、下干柴溝組，自3 409～5909.95 m井段CO2儲集層廣泛分布，以下干柴溝組壓力系數(shù)最高。

2）不易壓穩(wěn)壓死。頻繁鉆遇CO2地層時，地質(zhì)錄井CO2采集數(shù)據(jù)大多成折線狀。大多數(shù)地層CO2釋放會隨著時間的推移逐漸降低，甚至完全釋放；下干柴溝組存在多個CO2高壓高能量儲集層，適當提高鉆井液密度不能控制CO2侵出。

3）該井井深5 560 m以下井段，受CO2的極小溶解溫度為190 ℃特性的影響，CO2侵表現(xiàn)濃度高、持續(xù)長、鉆井液污染程度嚴重（井深為5 560 m處地層溫度不低于190 ℃；CO2極小溶解溫度未進行礦化度校正）。鉆至井深5 783 m時CO2達到33.34%；井深5 909.95 m時，2.50 g/cm3的密度僅能壓穩(wěn)鹽水層，不能完全控制CO2侵入。

4.2.3 處理CO2侵的認識

1）CO32-/HCO3

-含量是判斷鉆井液是否受到污染的重要依據(jù)，但不能只看其濃度的高低而忽視鉆井液的實際現(xiàn)狀[7]。處理CO2侵，維護鉆井液性能在可控范圍內(nèi)即可，避免鉆井液性能起伏過大，既可以確保安全鉆井作業(yè)，亦可控制鉆井液成本。

2）鉆井液受CO32-、HCO3-污染的機理，學術(shù)上有Zeta電位理論觀點[8]。BH-WEI體系中BZ-TQJ是電荷密度接近于零的非離子水溶性物質(zhì)，在高濃度鹽環(huán)境中，由于其所帶電荷接近于零，不受鹽電離生成的陰、陽離子的影響。因此，BHWEI體系抗CO2污染能力優(yōu)于一般水基鉆井液。當BH-WEI體系中CO2侵入濃度不大于10%時，可以復配或單獨使用CaO、CaCl2維護處理，以懸濁液、膠液形式加入并處理污染；在條件允許的情況下，可直接向井漿加入適量CaO、CaCl2快速處理污染。

3）使用CaO處理CO2侵，優(yōu)點為提供OH-，需要配合使用的材料少；缺點為CaO溶解度低，高礦化度、高固相、低濾失量鉆井液中分散、溶解緩慢，直接加入易漂浮于液面。使用CaCl2處理CO2侵，優(yōu)點為溶解度高，反應迅速；缺點為需配合NaOH調(diào)節(jié)pH值，大量或不均勻加入CaCl2，可造成鉆井液濾液Cl-含量不具真實代表性，略影響錄井電導率數(shù)據(jù)采集。綜合考慮，本井處理CO2侵采用以CaO為主、CaCl2為輔，配合膠液細水長流的方法。

4）CO2在地層水中的溶解度隨著溫度的升高而逐漸降低，隨壓力升高而逐漸增大，其溶解與析離能力受壓力影響更為明顯。當溫度為90 ℃時，在低壓（20～40 MPa）條件下，CO2的溶解度隨著壓力的增大呈緩慢遞增趨勢。在高壓（80～100 MPa）條件下，溶解度增幅較大。當溫度為200 ℃時，在低壓（20～40 MPa）條件下，溶解度隨著壓力的增大而快速增加，但在高壓（80～100 MPa）條件下溶解度增加幅度逐漸變小，與低溫時呈相反的變化規(guī)律。當溫度介于90 ℃到200 ℃之間時，溶解度值呈現(xiàn)過渡變化的特征[9]。實驗表明，CO2在地層水的溶解度可以達到38.64 m3/m3[10]?；贑O2的特性，準確掌握深部地層CO2侵規(guī)律存在一定的難度。

4.3 高溫穩(wěn)定性效果

當溫度高于構(gòu)象轉(zhuǎn)變溫度時，黃原膠分子由原來有序的穩(wěn)定的二維結(jié)構(gòu)變成雜亂無序的結(jié)構(gòu)，使其主鏈暴露出來，更容易受到外部自由基和酸堿的攻擊而變得不穩(wěn)定[11]，四開井段BH-WEI體系避免使用崩潰式降解材料BZ-JXC。BZ-KLS-Ⅰ是由含烷烴支鏈的丙烯類單體與含磺酸基的丙烯類單體共聚合成的中等分子量的線型分子。其分子中親水基團多，與水、土結(jié)合能力強，護膠能力強，有利于保持鉆井液中細顆粒含量，形成致密泥餅，降低濾失量。由于分子鏈為C—C鍵連結(jié)，其分子在高溫下不易斷鏈，抗溫能力較強。前期可適當使用漸進式降解材料BZ-KLS-Ⅰ。盡可能避免處理劑熱解作用使鉆井液存在CO32-/HCO3

-。由于REDU-200水溶黏度略高，采取多次加入達到所需濃度。井深5 200 m前（井溫≤180 ℃）降濾失劑逐漸更換為BZ-KLS-Ⅲ、REDU-200；井深5 800 m后（井溫200 ℃左右）降濾失劑以REDU-200為主。在205 ℃高溫，密度高達2.50 g/cm3環(huán)境下，降濾失劑僅用REDU-200減少材料降解，可增強體系抗高溫穩(wěn)定性能、延長維護周期[12-13]。

4.4 井壁穩(wěn)定效果

雁探1井四開井眼施工中發(fā)生多次高壓鹽水侵，受鹽水浸泡、液柱壓力降低、活度失衡等因素影響，井壁出現(xiàn)坍塌掉塊。CO2侵亦造成濾失量增大、泥餅質(zhì)量變差等對井壁穩(wěn)定不利的影響。發(fā)生高壓鹽水侵、CO2侵時，力爭快速處理，盡早控制高壓鹽水侵、CO2侵污染；加足BH-WEI體系材料，重建體系強抑制性及良好的封堵防塌能力。本井四開起鉆前，在裸眼井段注入防塌防沉淀封閉漿，確保了每次下鉆正常到底。通過雁探1井四開井段BH-WEI鉆井液的成功應用，體現(xiàn)了該體系具有抑制性強、良好的抗污染能力、高比重條件下良好的流變性以及優(yōu)異的抗高溫性能。雖然雁塔1井四開井段施工過程中受高溫、高密度、高壓鹽水層、高濃度CO2等疊加復雜因素影響，但BH-WEI鉆井液性能變化一般在可控、可接受的范圍，表3數(shù)據(jù)體現(xiàn)出BH-WEI鉆井液體系的優(yōu)異性。

表3 雁探1井現(xiàn)場實鉆鉆井液性能

5 認識與建議

1.雁探1井3 409～5 909.95 m井段頻繁鉆遇含CO2的儲集層。4 200～5 909.95 m井段鉆遇多套高壓鹽水層。在井深5 909.95 m處理高壓鹽水侵、CO2侵，鉆井液密度達到2.50 g/cm3，CO2含量為100%。鉆井液調(diào)配簡單，性能穩(wěn)定，體現(xiàn)出BHWEI體系在高密度環(huán)境下仍具有良好的抗鹽水、CO2污染能力。

2.BH-WEI體系在205 ℃高溫、密度高達2.50 g/cm3環(huán)境下，高溫流變性能良好，HTHP濾失量低，潤滑性好，體現(xiàn)出其良好的抗高溫穩(wěn)定性能。

3.處理高壓鹽水侵時要連續(xù)循環(huán)、大幅度活動鉆具，及時將污染混漿排放或者置換處理，保證井筒干凈，井壁穩(wěn)定，避免引起井下復雜事故。

4.受CO2特性影響，準確掌握高礦化度、高溫、高壓下的深部地層CO2侵入規(guī)律，存在一定的難度。