汪鴻，楊燦，周雪菡，張濤，葉順友，揭家輝

（1.渤海鉆探工程有限公司第一鉆井公司，天津300280；2. 渤海鉆探工程有限公司職工教育培訓(xùn)中心，天津300280；3.渤海鉆探工程有限公司泥漿技術(shù)服務(wù)分公司，天津300280）

花深1x井是中國石油集團(tuán)公司在福山油田部署的第一口設(shè)計(jì)井深為5713m（垂深為4500m）的大位移風(fēng)險(xiǎn)探井。構(gòu)造位置為福山凹陷花場構(gòu)造花深1x斷鼻高部位，該區(qū)由于受區(qū)域地層抬升及花場斷層強(qiáng)烈活動(dòng)的影響，構(gòu)成明顯流沙港組和潿洲組之間的角度不整合，產(chǎn)生一系列近東西向的正斷層，花場斷鼻構(gòu)造花東斷塊受北西向兩條反向正斷層控制，并由兩條近南北向斷層進(jìn)一步切割而形成破碎帶地層[1-3]。四開通過3次側(cè)鉆，總計(jì)4個(gè)井眼，通過對(duì)鉆井液處理劑不斷優(yōu)選、鉆井液體系不斷優(yōu)化改進(jìn)，形成的復(fù)合鹽水防塌鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著，保證了這口高難度井的四開階段各項(xiàng)施工。

1 花深1x井概況及鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

花深1x井自上而下地層為（井深為垂深）：望樓港組（0～170m）、燈樓角組（170～360m）、角尾組（360～720m）、下洋組（720～920m）、潿洲組（920～2350m）、流沙港組（2350～4500m）。其中流沙港組分為三段：流一段（2350～3100m）、流二段（3100～3850m）、流三段（3850～4500m）。最復(fù)雜地層為流二段與流三段交界面，存在不整合破碎帶，大段黑色硬脆性泥巖，巖石層理與微裂縫發(fā)育，極易垮塌。

花深1x井原設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)為：φ660.4mm鉆頭×351m（φ508mm套 管×350m）+φ444.5mm鉆頭×2252m（φ339.7mm套管×2250m）+φ311.1mm鉆頭×4852m（φ244.5mm套管×4850m）+φ215.9mm鉆頭×5713m（φ139.7mm套管×5708m）。

變更后井身結(jié)構(gòu)為：φ660.4mm鉆頭×351m（φ508mm套管×350m）+φ444.5mm鉆 頭×2135m（φ339.7mm套 管×2116m）+φ311.1mm鉆頭×4270m （φ244.5mm套管×4268m）+φ215.9mm鉆頭×5023m（φ177.8mm套管×5021m）+152mm鉆頭×5498m（φ127mm套管×5493m）

鉆井液技術(shù)難點(diǎn)：該井潿三段以下地層發(fā)育硬脆性泥巖，裂縫多，井壁易坍塌掉塊，四開井段流二段與流三段交界面破碎帶易坍塌掉塊，易卡鉆；預(yù)計(jì)井底溫度最高為182.06℃，最低為178.86℃，對(duì)鉆井液抗溫性要求較高；位移大，設(shè)計(jì)最大位移為3208m，大位移井眼對(duì)鉆井液流變性、抑制性和潤滑性的要求更高[4-7]。

2 四開鉆井液工藝技術(shù)

2.1 鉆井液體系及維護(hù)處理

1）井眼Ⅰ（4270～5207m）。井眼Ⅰ的鉆井液體系配方：8%KCl+3%SD-101+4%SD-201+4%BZ-FFT-I+3%BZ-YRH+4%乳化瀝青+0.3%BZ-BYJ-I+2%REDUL-200+3%BZ-MJL+4%細(xì)目鈣+3%潤滑劑。按配方配制所需鉆井液量，日常維護(hù)時(shí)將 SD-101、SD-201、REDUL-200、BZYJZ-I、KCl 等材料配制膠液，根據(jù)消耗量進(jìn)行補(bǔ)充，保證高溫穩(wěn)定性和強(qiáng)抑制性。鉆壓 40 kg、轉(zhuǎn)速 80 r/min、排 量 28 L/s、泵 壓27mPa、扭 矩35～45kN·m，正常鉆進(jìn)至井深 5207m，期間每鉆進(jìn) 50～100m 短程起下鉆一次，每天記錄返砂量。起鉆過程中5207～4990m（流二段底）起鉆最大拉力為2700kN（正常為 2300kN），多處拉力較大。起完鉆換牙輪鉆頭配常規(guī)鉆具通井，下鉆至 4760m 遇阻，劃眼返出較多泥巖碎屑及米粒大小掉塊。劃眼至 5171m 時(shí)卡鉆，施加扭矩（62kN·m）活動(dòng)鉆具（800～3000kN）憋壓（20～30mPa），經(jīng)爆炸切割后回填。花深1x井四開及劃眼期間鉆井液性能見表1。

表1 花深1x井四開及劃眼期間鉆井液性能

井眼Ⅰ失敗因素分析：循環(huán)排量偏低，形成巖屑床，導(dǎo)致起下鉆困難；鉆井液抑制性和封堵性欠佳、抗高溫穩(wěn)定性差，鉆井液受地層高溫作用不斷老化、膠體結(jié)構(gòu)破壞、濾失量增大，同時(shí)鉆井液密度偏低，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，劃眼卡鉆而側(cè)鉆。

2）井眼Ⅱ（4665～5212m）。井眼Ⅱ施工過程中總結(jié)井眼Ⅰ施工經(jīng)驗(yàn)，做出如下調(diào)整。①提升排量，鉆進(jìn)排量為32～35 L/s，每50～100m短程起下鉆1次，以清除巖屑床，鉆具中加入隨鉆振擊器。②提高鉆井液抑制性與高溫穩(wěn)定性，增加20%～30%復(fù)合有機(jī)鹽，高溫高壓濾失量由 10.4mL降低至6.8mL。③提高鉆井液封堵性，鉆進(jìn)時(shí)保持3%BZ-FFT-I、4%細(xì)目鈣（800目與1250目按1∶1復(fù)配）、（2%～3%）BZ-YRH的有效含量。④提升物理性支撐，將鉆井液密度提至1.62g/cm3，同時(shí)提高黏度至120 s。鉆井液體系配方：8%KCl+（20%～30%）BZ-YJZ-I+3%SD-101+2%SD-201+3%BZ-FFT-I+4%BZ-YRH+4%乳化瀝青+0.3%BZ-BYJ-I+2%REDUL-200+2%BZ-MJL+4%細(xì)目鈣+2%潤滑劑。施工過程中鉆進(jìn)至井深5212m仍出現(xiàn)井壁嚴(yán)重垮塌，劃眼異常困難，多次卡鉆等現(xiàn)象，導(dǎo)致無法繼續(xù)施工，最后打塞填眼，準(zhǔn)備再次側(cè)鉆。

井眼Ⅱ失敗因素分析：在井眼1基礎(chǔ)上增加復(fù)合有機(jī)鹽含量，鉆井液抑制性提高，但封堵材料抗鹽能力欠佳，粒徑與地層孔喉直徑不匹配，導(dǎo)致封堵效果一般，隨著地層深度增加，井壁逐漸剝落掉塊，無法下鉆到底而選擇側(cè)鉆。

3）井眼Ⅲ（4295～5002m）。結(jié)合前兩個(gè)井眼地層的嚴(yán)重垮塌情況，決定更換鉆井液體系為BH-WEI體系。從井深4295m開始側(cè)鉆，解決井壁垮塌的技術(shù)路線為：一是降低鉆井液濾液的活度，提高鉆井液的抑制性；二是強(qiáng)化鉆井液的封堵性及潤滑性；三是確定合理的鉆井液密度為1.53～ 1.60g/cm3。復(fù)合有機(jī)鹽含量提至50%～80%，日常維護(hù)時(shí)將BZ-YRH、BZ-KLS-I、BZ-KLS-II、BZ-YFT、 BZ-BYJ-I等材料按照配方配制膠液，均勻加入，保證鉆井液具有高溫穩(wěn)定性和抑制性；保持細(xì)目鈣（800目、1250目、1500目）的濃度達(dá)到4%以上，配合BZ-YFT和BZ-NAX等封堵材料，提高鉆井液封堵性能。

工程上將φ139.7mm鉆桿更換為φ127mm，增加環(huán)空間隙利于大塊巖屑返出。每12 h測量2套常規(guī)鉆井液性能，24 h測量一次高溫高壓濾失量，維持黏度在60～75 s，濾液密度不低于1.25g/cm3，保持較低的濾液活度，高溫高壓濾失量不大于 8mL。正常鉆進(jìn)至井深5002m（流二段下部），起鉆過程中5002～4500m多處拉力較大，起鉆完換常規(guī)鉆具通井。下至井深4888m遇阻20 t，開泵沖劃，劃眼期間過200 s稠塞返出大量細(xì)砂及泥巖掉塊，劃眼至井深4995m，憋泵憋頂驅(qū)發(fā)生卡鉆。經(jīng)反復(fù)活動(dòng)解卡，繼續(xù)劃眼至井底。劃眼期間根據(jù)返砂情況過稠塞3次，黏度分別為267 s ，317 s，375 s，密度由1.60g/cm3提至1.65g/cm3，黏度由80 s提至130 s。由于井壁垮塌嚴(yán)重劃眼困難，加入貝克休斯3種納米級(jí)封堵劑（1%Nano-shield 納米柔性封堵劑+2%Bridge Form 微米級(jí)復(fù)合可變形封堵劑+3%Max-shield 納米彈性封堵劑）。最后多次起下鉆通井劃眼，均無法下鉆至井底，期間共發(fā)生10次卡鉆。最后鉆具被卡死，無法解卡，被迫打塞填眼。

井眼Ⅲ失敗因素：分析前期暴露的問題及本次的失敗，發(fā)現(xiàn)鉆井液黏度、切力低、封堵材料單一、造壁能力欠佳，隨著鉆井時(shí)間和井深增加，井壁沖刷性強(qiáng)而逐漸失穩(wěn)，最后導(dǎo)致塌方式坍塌而側(cè)鉆。

4）井眼Ⅳ（4275～5023m）。側(cè)鉆前中石油勘探與生產(chǎn)分公司再次組織相關(guān)專家召開花深1x井施工方案專題會(huì)議。通過討論對(duì)海南深層流沙港組地層特性有了更深入的了解，指出造成前期事故復(fù)雜主要原因有：一是流二、流三段交界面不整合存在破碎帶，且鉆遇該層位時(shí)不存在垮塌周期，鉆開即垮塌；二是可能鉆遇斷層；三是地層最大主應(yīng)力影響。充分分析總結(jié)前3個(gè)井眼施工情況，在井眼Ⅳ施工中鉆井液主要從以下幾方面改進(jìn)。①有機(jī)鹽與無機(jī)鹽復(fù)配，保持鉆井液有足夠的抑制性和抗高溫穩(wěn)定性。②提高密度。進(jìn)入流二段復(fù)雜井段前將密度提到1.65g/cm3，保持正壓差。③增強(qiáng)造壁性。加入4%抗高溫改性瀝青和適量優(yōu)質(zhì)膨潤土漿，提高鉆井液造壁和護(hù)壁能力。④降低沖刷。側(cè)鉆開始黏度維持80 s以上，進(jìn)入復(fù)雜井段前提到110 s，降低鉆井液對(duì)井壁的沖刷。⑤加強(qiáng)潤滑。加大乳化瀝青、BZ-YRH、石墨等潤滑封堵材料的投入，保證形成薄而堅(jiān)韌的泥餅。鉆井液配方為：（5%～8%）KCl+（25%～30%）BZ-YJZ-I+（2%～3%）SD-101+（2%～4%）SD-201+（3%～4%）抗 高 溫 改 性 瀝青+（2%～3%）BZ-YRH+（3%～4%）乳 化 瀝青+0.3%BZ-BYJ-I+（1%～2%）REDUL200+（2%～3%）BZ-MJL+4%細(xì) 目 鈣+（2%～3%）BZDFT+（2%～3%）潤滑劑+0.3%Na2SO3，流三段鉆進(jìn)時(shí)每個(gè)循環(huán)周加入100 kg塑料小球，每次短程起下鉆時(shí)泵入潤滑封閉漿（井漿+1%塑料小球+2%潤滑劑）。其配方為：井漿+3%細(xì)目鈣+1%塑料小球+2%潤滑劑+（2%～3%）SD-101+（2%～4%）SD-201+（0.5%～1%）REDUL-200。

為了徹底解決破碎帶地層垮塌難題，對(duì)鉆井液體系配方進(jìn)行了不斷摸索和實(shí)驗(yàn)，最終形成了一套完善的復(fù)合鹽水鉆井液體系，鉆井液密度為1.70g/cm3，具體實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2。

表2 復(fù)合鹽水鉆井液抗溫實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，該鉆井液體系經(jīng)200℃老化16 h后，鉆井液的流變性能較好，高溫高壓濾失量小于11mL，說明該鉆井液體系抗溫可達(dá)200℃，具有良好的抗溫性能；隨著200℃下老化時(shí)間的延長，該鉆井液的性能基本保持不變，顯示了良好的高溫穩(wěn)定性。在鉆進(jìn)過程中，鉆井液的具體維護(hù)思路如下。

1）按照配方配制所需量的鉆井液，測量鉆井液性能，達(dá)到要求后進(jìn)行鉆進(jìn)。鉆進(jìn)時(shí)每班補(bǔ)充膠液10～15m3，維持足夠的鉆井液量。

2）根據(jù)情況每班另增加10～20 kg抗高溫改性瀝青、10～20 kg 乳化瀝青、30 kg細(xì)目鈣（600、800、1250、2000目）、10 kg BZ-YRH，補(bǔ)充固控設(shè)備消耗，保持封堵材料的有效含量。

3）在定向鉆進(jìn)時(shí)，提前配制15m3潤滑漿泵入鉆桿，待潤滑漿出水眼后，轉(zhuǎn)動(dòng)頂驅(qū)5～10min左右，拍打井壁，使?jié)櫥牧铣浞仲N緊在井壁上。根據(jù)托壓情況可以多次泵入潤滑漿（150 kg塑料小球+200 kg石墨+400 kg乳化瀝青），保證順利定向鉆進(jìn)。

4）為減少鉆井液劣質(zhì)固相含量，振動(dòng)篩全程使用220目篩布。平時(shí)根據(jù)密度變化、固相含量變化、短程起下鉆到底等情況及時(shí)開啟離心機(jī)1～2循環(huán)周。

5）每次起鉆之前，泵入10～15m3潤滑封閉漿，密度高于井漿0.02g/cm3左右，另泵入10m3壓冒重漿，彌補(bǔ)循環(huán)壓耗，保證井壁穩(wěn)定性。

經(jīng)過不斷實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選材料、優(yōu)化體系配方，形成了一套具有強(qiáng)抑制、強(qiáng)封堵性的復(fù)合鹽水鉆井液體系，最終保障該井四開各項(xiàng)工序的順利施工?；ㄉ?x井四開井眼Ⅳ主要井段鉆井液的性能如表3所示。

表3 花深1x井四開井眼Ⅳ主要井段鉆井液性能

2.2 四個(gè)井眼復(fù)雜井段鉆井液性能對(duì)比

經(jīng)過室內(nèi)多次實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場實(shí)際應(yīng)用總結(jié)，做好鉆井液的抑制和封堵能力，才能更好地解決海南福山油田流沙港組破碎帶地層的穩(wěn)定難題。表4為四個(gè)井眼復(fù)雜井段鉆井液的性能對(duì)比。

表4 花深1x井四開四個(gè)井眼復(fù)雜井段鉆井液性能對(duì)比表

該井經(jīng)過3次側(cè)鉆，不斷優(yōu)化鉆井液體系，優(yōu)選合適粒徑、濁點(diǎn)和軟化點(diǎn)防塌封堵類處理劑，最終成功穿過了破碎帶地層[8-10]。

3 復(fù)雜情況分析

3.1 流二、流三段交界面不整合存在破碎帶

井眼Ⅰ實(shí)鉆井段為5139～5207m，平均鉆時(shí)為11.7min/m，比上部降低14.5%，鉆進(jìn)扭矩增加2kN·m，接立柱拉力突然增加約260kN（2420kN增至2680kN），于5152～5171m反復(fù)沖劃仍無法通過，扭矩35～45kN·m，頻繁憋泵憋頂驅(qū)，最終鉆具卡死而側(cè)鉆。井眼Ⅱ?qū)嶃@5080～5210m平均鉆時(shí)為8.3min/m，比上部降低9.3%，鉆進(jìn)扭矩增加3kN·m，接立柱拉力突增約220kN（2380kN增至2600kN），反復(fù)劃眼，返出大量掉塊。最終于5080～5085m沖劃仍無法通過，返出大量掉塊，扭矩為35～46kN·m，頻繁憋泵憋頂驅(qū)，卡鉆5次，無法繼續(xù)施工而側(cè)鉆。井眼Ⅲ實(shí)鉆4900～5002m，平均鉆時(shí)為8.3min/m，比上部降低13.5%，鉆進(jìn)扭矩增加3kN·m，接立柱時(shí)拉力突增約300kN（2300kN增至2600kN），反復(fù)劃眼，返出大量掉塊，遇阻劃眼，4970～4985m反復(fù)沖劃仍無法通過，返出大量掉塊，扭矩為38～45kN·m，頻繁憋泵憋頂驅(qū)，卡鉆10次，無法繼續(xù)施工而側(cè)鉆。

綜合井眼Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ實(shí)鉆情況，確認(rèn)流二與流三段交界面破碎帶垮塌是導(dǎo)致事故復(fù)雜頻發(fā)的主要原因。

3.2 流二段巖石層理與微裂縫發(fā)育易吸水膨脹

1）層理發(fā)育。通過循環(huán)鉆井液將地層未完全破碎或井壁失穩(wěn)剝落的成塊巖屑帶至地面，清洗干凈，可以清晰地觀察到地層巖性呈現(xiàn)明顯的層理發(fā)育（見圖1）。紋層呈直線狀互相平行，并且平行于層面，細(xì)層厚0.5～2mm。沒有明顯的層系界面，屬于水平紋層，這種層理是在比較穩(wěn)定的水動(dòng)力下，物質(zhì)從懸浮或溶液中沉淀而成。不同垂直深度巖性發(fā)育的顏色、硬度不一，但表觀性質(zhì)層理清晰，這些層理硬度介于3～5級(jí)之間，可鉆性較好，但是巖性層理易呈現(xiàn)層狀剝落，并且出現(xiàn)遇水剝落加速、面積擴(kuò)大的趨勢。

圖1 層理發(fā)育清晰的巖石圖片

2）裂縫發(fā)育。高倍顯微鏡成像觀察（見圖2），裂縫清晰可見，呈現(xiàn)層狀排序，紋路有統(tǒng)一的走向并不發(fā)生交錯(cuò)，這些空隙為自由水的侵入提供了有利條件，巖塊內(nèi)部有一定的儲(chǔ)水功能。實(shí)驗(yàn)中，將地層巖樣常溫常壓下浸泡至清水，可觀察有氣泡冒出，說明自由水正在侵入巖樣內(nèi)部。若在地層內(nèi)部高壓條件下，自由水的侵入將更加劇烈。經(jīng)過24 h的浸泡，巖樣表面由于膨脹變得松軟，可以輕松剔除表層層理。

圖2 高倍顯微鏡成像圖（×100）（左）和裂縫發(fā)育巖石浸水（右）

3.3 地層最大主應(yīng)力影響

受地面條件與靶點(diǎn)限制，該井設(shè)計(jì)方位為N53E，福山油田地層最大主應(yīng)力方向?yàn)镹50E，是易垮塌方向。地層被鉆開后，原始地應(yīng)力發(fā)生變化，平衡狀態(tài)被破壞，壓力向井眼釋放而造成坍塌[4]。調(diào)研花場區(qū)塊已完成井資料，大部分井在流二段下部井段擴(kuò)大率達(dá)到36.8%～61.8%。

4 認(rèn)識(shí)與建議

1.復(fù)合有機(jī)鹽與無機(jī)鹽復(fù)配具有較強(qiáng)的抑制性和抗高溫穩(wěn)定性，適合深井、復(fù)雜地層施工，具有較強(qiáng)的防塌能力。

2.對(duì)于福山油田流二段硬脆性泥巖地層，鉆進(jìn)過程中鉆井液黏度、切力不易過低，降低對(duì)井壁的沖刷，有利于井壁穩(wěn)定。

3.在復(fù)合鹽水鉆井液中加入一定的優(yōu)質(zhì)膨潤土漿，保持膨潤土含量為30～40g/L，能夠有效增強(qiáng)鹽水鉆井液的造壁和護(hù)壁性。

4.對(duì)于低活度高含鹽量的鉆井液，必須優(yōu)選抗鹽能力強(qiáng)的封堵材料和降濾失劑。對(duì)于裂縫與層理發(fā)育地層，封堵材料宜采用多級(jí)粒徑復(fù)配、軟硬復(fù)配，始終保持有效濃度，才能提高封堵有效率。

5.受外力干擾影響大的硬脆性地層，鉆進(jìn)過程中不宜采用較高轉(zhuǎn)速，以減少鉆具擾動(dòng)對(duì)井壁的 敲擊。