董曉強(qiáng) 方俊偉 李雄 張國(guó) 張永峰 王從波

1.頁(yè)巖油氣富集機(jī)理與有效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院；

3.中國(guó)石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；4.中國(guó)石化縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；5.中國(guó)石化華北石油工程有限公司西部分公司；6.中國(guó)石化華北石油工程公司咸陽(yáng)三普油田服務(wù)有限公司

順北4XH井位于塔里木盆地塔中北坡順托果勒低隆，是中石化部署在順北Ⅳ號(hào)斷裂帶的一口重點(diǎn)預(yù)探井，完鉆井深8 270 m，為六開(kāi)超深直井，井底溫度超過(guò)170 ℃。該井六開(kāi)為碳酸鹽巖儲(chǔ)層，溶孔、裂縫較發(fā)育，儲(chǔ)層壓力未知，發(fā)生漏失、溢流等復(fù)雜風(fēng)險(xiǎn)高。為保證六開(kāi) (7 777~8 270 m)鉆井順利施工，在分析該井儲(chǔ)層特點(diǎn)、井身結(jié)構(gòu)、工程對(duì)鉆井液設(shè)計(jì)要求及面臨技術(shù)難點(diǎn)基礎(chǔ)上，研發(fā)出耐溫200℃的高密度鉆井液體系并順利鉆達(dá)六開(kāi)完鉆井深，實(shí)現(xiàn)了安全高效施工。全高效施工。

1 地質(zhì)及工程概況

順北4XH井六開(kāi)主要鉆遇奧陶系一間房組和鷹山組地層，其中一間房組巖性為灰色泥晶及含砂屑泥晶灰?guī)r，鷹山組巖性為厚層狀灰色泥晶灰?guī)r、砂屑泥晶灰?guī)r及含云質(zhì)灰?guī)r。鄰井成像測(cè)井資料表明，一間房組和鷹山組儲(chǔ)層有微裂縫和針孔狀溶孔，儲(chǔ)集空間屬孔隙-裂縫型，電阻率為中高值。本井地質(zhì)預(yù)測(cè)為碳酸鹽巖裂縫型高壓氣藏，斷裂帶巖石破碎程度高，可溶蝕度大，巖溶順著斷裂、裂縫溶蝕擴(kuò)大作用強(qiáng)，沿?cái)嗔褞r溶儲(chǔ)層發(fā)育。鄰井順托1井鉆井液密度1.92 g/cm3發(fā)生溢流后封井，中古70井奧陶系實(shí)測(cè)壓力系數(shù)1.86，地溫梯度2.28 ℃/100 m，鉆井存在氣液置換現(xiàn)象，氣侵速度快。

工程方面，根據(jù)?206.4 mm套管磨損和?139.7 mm套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度計(jì)算，井筒承壓能力低。根據(jù)鄰井奧陶系鉆井情況，六開(kāi)設(shè)計(jì)使用密度1.95 g/cm3開(kāi)鉆。此外，五開(kāi)井底井斜角較大(7 749.41 m井斜17.48°，方位 105.98°)，若沿當(dāng)前軌跡鉆進(jìn)，位移較大；根據(jù) 6 430~7 180 m 地層傾角測(cè)井結(jié)果，預(yù)測(cè)中下奧陶統(tǒng)頂面(一間房組T74)之下地層傾角與上部地層傾角類(lèi)似［1］，斷裂帶附近地層傾角變化較大，井斜及方位控制難度大。

2 鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

根據(jù)順北4XH井六開(kāi)工程、地質(zhì)特點(diǎn)，高溫高密度鉆井液設(shè)計(jì)性能指標(biāo)如表1所示。六開(kāi)為超深(＞8 000 m)、小尺寸 (?120.65 mm)井眼，鉆井液難點(diǎn)概括如下：(1)因五開(kāi)高角度地層造成的井斜角大和井眼軌跡復(fù)雜，六開(kāi)存在井眼軌跡控制難度高、鉆進(jìn)過(guò)程中易出現(xiàn)托壓、摩阻大、?88.9 mm鉆桿安全風(fēng)險(xiǎn)高的難題；(2)奧陶系一間房組和鷹山組碳酸鹽巖儲(chǔ)層硬脆性強(qiáng)，且溶孔、微裂縫較發(fā)育，儲(chǔ)層壓力系數(shù)未知，密度設(shè)計(jì)不合適易發(fā)生漏失或溢流等復(fù)雜，井控風(fēng)險(xiǎn)高；(3)鉆進(jìn)斷裂帶過(guò)程中應(yīng)力釋放以及裂縫發(fā)育易導(dǎo)致掉塊卡鉆；(4)該預(yù)探井儲(chǔ)層壓力系數(shù)難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，為保證井控安全，六開(kāi)設(shè)計(jì)鉆井液開(kāi)鉆密度1.95 g/cm3，儲(chǔ)層保護(hù)壓力大；(5)六開(kāi)預(yù)計(jì)井底溫度170~180 ℃，循環(huán)溫度160 ℃左右，高溫對(duì)鉆井液帶來(lái)復(fù)雜的物理化學(xué)變化，小井眼條件下的高密度體系流型、高溫沉降穩(wěn)定性和HTHP濾失量、敏感性?xún)?chǔ)層保護(hù)難以協(xié)同調(diào)控。

表1 順北 4XH 井六開(kāi) (7 777~8 270 m)高溫高密度鉆井液設(shè)計(jì)性能指標(biāo)Table 1 High-temperature high-density drilling fluid designed performance for the production casing section of Well Shunbei-4XH (at 7 777–8 270 m)

為保障順北4XH井六開(kāi)順利施工，在分析儲(chǔ)層地質(zhì)特點(diǎn)及鉆井液技術(shù)難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，構(gòu)建高密度鉆井液體系并對(duì)高溫流變、高溫高壓濾失量、儲(chǔ)層保護(hù)及高溫沉降穩(wěn)定性等方面的性能優(yōu)化，研發(fā)出一套耐溫200 ℃的高密度水基鉆井液體系，在兼顧儲(chǔ)層保護(hù)的基礎(chǔ)上，順利鉆達(dá)設(shè)計(jì)井深，實(shí)現(xiàn)該井儲(chǔ)層段的安全、高效施工。

3 高溫高密度鉆井液體系設(shè)計(jì)

3.1 高密度鉆井液構(gòu)建思路

高密度鉆井液固相含量高，體系構(gòu)建除合理選擇加重材料之外，研選出適用于高溫高固相的配套處理劑，以保證鉆進(jìn)和高溫靜置條件下的沉降穩(wěn)定性［2］、流變性、HTHP濾失量和盡量滿(mǎn)足儲(chǔ)層保護(hù)要求等均已成為核心問(wèn)題?；谏鲜隹紤]，高密度鉆井液的構(gòu)建堅(jiān)持如下原則：(1)高密度體系固相含量高，體系的沉降穩(wěn)定性與流變性難同時(shí)兼顧，鉆井液體系一旦失穩(wěn)，加重材料的沉降會(huì)帶來(lái)嚴(yán)重后果，因此，保持鉆井液體系沉降穩(wěn)定性與流變性的平衡至關(guān)重要；(2)高溫對(duì)黏土、處理劑和黏土-處理劑相互作用都會(huì)產(chǎn)生影響，體系中的核心處理劑應(yīng)具有抗高溫的能力［3］，保證體系長(zhǎng)時(shí)間循環(huán)仍具有較低的HTHP濾失；(3)該井六開(kāi)超深井段及高固含造成摩阻大，而且目的層存在超高壓油氣層，不僅要求高溫高密度鉆井液具有良好的潤(rùn)滑和一定的抗油氣侵的能力，而且要求密度不小于2.2 g/cm3的儲(chǔ)備重漿具有良好的流型及高溫沉降穩(wěn)定性。

基于上述高溫高密度鉆井液構(gòu)建思路，室內(nèi)開(kāi)展了關(guān)鍵處理劑研選及高密度鉆井液體系室內(nèi)評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)。

3.2 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

3.2.1 重晶石優(yōu)選

高密度鉆井液流變性難控制的重要原因之一為固相加重材料的體積分?jǐn)?shù)高。高含量的固相加重材料在鉆井液中易聚結(jié)和沉淀，井控風(fēng)險(xiǎn)高，而且嚴(yán)重影響鉆井液流變性，黏附系數(shù)大，易造成卡鉆事故。為滿(mǎn)足順北高溫儲(chǔ)層對(duì)高密度鉆井液沉降穩(wěn)定性的要求，考查了不同加重材料(主要有重晶石、鐵礦粉、鈦鐵礦粉、錳礦粉)對(duì)鉆井液流變性影響?；鶟{配方為4%鈉土+3% SMC+3% SPNH+1.0%中分子量聚合物降濾失劑+2.0%小分子量聚合物降濾失劑+0.8%高密度分散劑+0.3% pH調(diào)節(jié)劑+0.2%消泡劑，密度1.04 g/cm3。由表2對(duì)比可知，加重劑密度與對(duì)體系流變性的影響成反比，重晶石加重體系的黏度較其他高密度加重劑體系黏度高，赤鐵礦對(duì)體系流變性影響最小。綜合考慮成本、流型影響，優(yōu)選3#重晶石作為高密度鉆井液用加重劑。

3.2.2 防塌材料優(yōu)選及加量?jī)?yōu)化

磺化類(lèi)處理劑具有良好的高溫穩(wěn)定性，高溫下有助于保持體系良好的流變性和較低的濾失量。在抗高溫鉆井液體系中，通常將磺化褐煤(SMC)、磺化酚醛樹(shù)脂(SMP)、褐煤樹(shù)脂(SPNH)、磺化丹寧(SMT)和磺化栲膠(SMK)等進(jìn)行復(fù)配。前期室內(nèi)單劑評(píng)價(jià)表明，SMT及SMK水溶液的起泡率較其他3種磺化材料溶液高，在具有較高黏切的高密度鉆井液中難以及時(shí)消泡，因此筆者認(rèn)為這2種磺化類(lèi)處理劑不適合高密度鉆井液體系。將SMC、SMP和SPNH等作為高溫高密度鉆井液磺化處理劑并對(duì)加量進(jìn)行了優(yōu)化?；鶟{配方為1.5%鈉基膨潤(rùn)土 +1.0%低黏降濾失劑+1%高密度潤(rùn)滑劑+0.1%pH調(diào)節(jié)劑+ 0.05% 消泡劑+重晶石，密度 2.01 g/cm3。表3實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，高密度鉆井液中加入SMC、SMP-2和SPNH后，流變性能總體趨于改善，體系流變性能隨著SPNH的加入逐漸改善，且HTHP濾失量降低，體系的高溫穩(wěn)定性增強(qiáng)，高溫沉降性能進(jìn)一步改善。當(dāng)SMC、SMP-2和SPNH三者以3∶3∶2配比時(shí)體系的流變性最佳，HTHP濾失量最小。

表3 磺化材料加量?jī)?yōu)化結(jié)果Table 3 Optimized addition of sulfonated materials

3.2.3 耐高溫降濾失劑優(yōu)選

降濾失劑的分子量大小和配伍性直接影響鉆井液流變性能，不僅需要具備改善濾餅質(zhì)量、控制體系自由水滲濾的功能，而且還能有效提高體系高溫膠體穩(wěn)定性、增強(qiáng)體系抗污染能力。從控制高密度鉆井液流變性考慮，降濾失劑應(yīng)具有較低的黏度效應(yīng)，對(duì)體系的增黏作用小，同時(shí)降濾失效率高。

通過(guò)降濾失劑水溶液的表觀(guān)黏度及高密度鉆井液流變性，篩選能夠改善流型且降濾失效果好的降濾失劑。從表4可以看出，SML、LV-CMC、PFL-2水溶液黏度效應(yīng)較低，適用于高密度鉆井液，其中SML的黏度效應(yīng)最小，可增大用量來(lái)控制高密度鉆井液體系在高溫高鹽條件下的濾失量。

表4 低分子量聚合物降濾失劑水溶液黏度Table 4 Aqueous solution viscosity of low-molecular-weight polymer filtrate reducers

注：流變測(cè)試溫度45~50 ℃，HTHP濾失量測(cè)試溫度200 ℃

在4%膨潤(rùn)土漿+0.2%NaOH中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.0%低分子量降濾失劑，用重晶石將密度加重到2.0 g/cm3，測(cè)試 200 ℃ 老化前后的黏度和濾失量，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表5所示，可以看出，相同加量、不同分子量的聚合物類(lèi)降濾失劑對(duì)體系的流型影響很大。表中SML、LV-PAC的黏度效應(yīng)較低，但LV-PAC在200℃老化后控制濾失的能力較差。SML的黏度效應(yīng)最低，降濾失能力良好。優(yōu)選SML作為高密度鉆井液體系的降濾失劑，能夠使體系的流變性更好。

表5 低分子量聚合物降濾失劑對(duì)高密度鉆井液性能的影響Table 5 Effects of low-molecular-weight polymer filtrate reducers on performance of high-density drilling fluids

3.2.4 耐高溫潤(rùn)滑劑優(yōu)選

采用Fan EP 21200型極壓潤(rùn)滑儀對(duì)潤(rùn)滑劑進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。基漿配方為2%鈉基膨潤(rùn)土+1.5%SML+重晶石，密度 2.01 g/cm3。對(duì)比極壓潤(rùn)滑系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，潤(rùn)滑劑SMJH-1經(jīng)過(guò)高溫老化后的潤(rùn)滑系數(shù)小于老化前測(cè)試結(jié)果，與其他潤(rùn)滑劑相比SMJH-1老化后不起泡，多數(shù)潤(rùn)滑劑老化后潤(rùn)滑系數(shù)均高于老化前的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。該類(lèi)潤(rùn)滑劑通過(guò)降低摩擦面粗糙度、形成C=S金屬鍵和弱潤(rùn)滑膜，達(dá)到協(xié)同提高極壓潤(rùn)滑的目的［4］。

表6 潤(rùn)滑劑對(duì)水基鉆井液性能影響Table 6 Effects of lubricants on performance of water-based drilling fluids

3.2.5 高溫穩(wěn)定劑優(yōu)選

高溫剪切狀態(tài)下高密度體系黏度、切力降低，加重材料沉降速度加快，不利于井下安全。為有效提高高溫條件下體系切力、減緩加重劑沉降，優(yōu)選高溫穩(wěn)定劑，該類(lèi)分子具有強(qiáng)吸附和水化基團(tuán)，可增強(qiáng)黏土顆粒的zeta電位和水化膜厚度，防止黏土顆粒高溫去水化后聚結(jié)失去穩(wěn)定性，提高體系高溫穩(wěn)定性。實(shí)驗(yàn)基漿配方：4%膨潤(rùn)土漿+1%PAC-ULV+3%SMC+3%SMP+0.2% NaOH+重晶石，加重到 2.0 g/cm3測(cè)試加入產(chǎn)品后，體系在 200 ℃ 下老化 16、48、72 h后的高溫高壓濾失量和沉降系數(shù)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7。其中試劑A、B、C分別為乳液類(lèi)、硬質(zhì)石蠟類(lèi)和聚硅氧烷穩(wěn)定劑。由結(jié)果可知，產(chǎn)品C對(duì)基漿的高溫穩(wěn)定性效果最好，當(dāng)體系經(jīng)200 ℃老化72 h后，體系的高溫高壓濾失量最低，沉降系數(shù)最小，因此選用C作為體系的高溫穩(wěn)定劑，增強(qiáng)體系的抗溫性能。

表7 高溫穩(wěn)定劑對(duì)高密度體系濾失量和沉降性能影響Table 7 Effects of high-temperature stabilizers on filter loss and settlement performance of the high-density system

3.2.6 屏蔽暫堵劑優(yōu)選

在對(duì)加重劑、降濾失劑、防塌劑、潤(rùn)滑劑、高溫穩(wěn)定劑等關(guān)鍵處理劑優(yōu)選的基礎(chǔ)上，形成密度1.95 g/cm3鉆井液基漿配方：1.5%~2.5%膨潤(rùn)土+0.2%~0.3%純堿+0.2%~0.4%燒堿+2%~3% SML+7%~9%抗高溫磺化材料+2%~3%抗高溫鑲嵌成膜防塌劑+1%~1.5%SMJH-1+0.75%~1.0%高溫穩(wěn)定劑+3%屏蔽暫堵劑+重晶石。為強(qiáng)化鉆井液體系對(duì)微裂縫及時(shí)封堵、減小壓力傳導(dǎo)并降低水力尖劈效應(yīng)，實(shí)現(xiàn)斷裂破碎帶防塌和儲(chǔ)層保護(hù)的雙重效果，在上述配方中補(bǔ)充高酸溶封堵材料，增強(qiáng)體系對(duì)微米級(jí)裂縫的封堵，減少儲(chǔ)層損害。在1.95 g/cm3鉆井液體系中補(bǔ)充總量3%目數(shù)分別為1 200目和2 500目的超細(xì)碳酸鈣，并對(duì)超細(xì)鈣配比進(jìn)行優(yōu)化。從表8實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，粗目數(shù)碳酸鈣加量占比越大，對(duì)體系流型影響越小，因此確定1 200目和2 500目碳酸鈣加量比為 2∶1。

表8 超細(xì)鈣加量及配比對(duì)高密度鉆井液性質(zhì)影響Table 8 Effects of addition and proportion of super-fine calcium on properties of high-density drilling fluids

3.3 高密度鉆井液體系性能綜合評(píng)價(jià)

分析了上述高密度屏蔽暫堵型鉆井液體系綜合性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表9、圖1、圖2所示。從表9及圖1 粒徑分布可知，碳酸鈣加量w1 200目∶w2 500目為2∶1的比例時(shí)體系流型良好，粒徑范圍 5~10 μm、10~20 μm分布增加，靜置測(cè)試期間團(tuán)聚體粒徑緩慢增大。圖2為采用Turbiscan Tower對(duì)高密度鉆井液進(jìn)行多重光散射掃描實(shí)驗(yàn)結(jié)果，從底部、中部和上部背散射參比值ΔBS變化可知，井漿長(zhǎng)時(shí)間靜置過(guò)程中底部和中部性能穩(wěn)定，體系因固相團(tuán)聚造成背散射光參比值整體增大，上部只出現(xiàn)少量析出水，表現(xiàn)為ΔBS由負(fù)值轉(zhuǎn)為正值。綜合表9、圖1和圖2實(shí)驗(yàn)結(jié)果，高密度鉆井液體系表現(xiàn)出良好的沉降穩(wěn)定性和聚結(jié)穩(wěn)定性能。

圖1 高密度鉆井液體系粒度分布Fig.1 Particle size distribution of the high-density drilling fluid system

圖2 高密度鉆井液體系穩(wěn)定性分析Fig.2 Stability analysis of the high-density drilling fluid system

表9 抗高溫高密度鉆井液老化后性能Table 9 Aging resistance of high temperature and high density drilling fluid

Parvizinia等［5］(2011)認(rèn)為加重劑在沉降過(guò)程中，顆粒間的力學(xué)摩擦和動(dòng)力學(xué)干擾影響沉降速度。筆者采用剪切流變實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)懸浮體系沉降速度，發(fā)現(xiàn)對(duì)于非牛頓流體，沉降速度與體系黏度和顆粒間水動(dòng)力干擾相關(guān)。由于剪切流變測(cè)試過(guò)程中，鉆井液處理劑間作用力已經(jīng)受到破壞，體系黏度以及顆粒間的作用力并不能真實(shí)反映靜置過(guò)程中加重劑在體系中所處應(yīng)力環(huán)境。本文通過(guò)低頻率(1 Hz)原位振蕩實(shí)驗(yàn)考查六開(kāi)井漿及處理劑間的相互作用，目的是在不破壞井漿結(jié)構(gòu)的條件下通過(guò)彈性模量G′和黏性模量G″表征體系中處理劑間作用及結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的變化。其中，彈性模量G′來(lái)源于形變產(chǎn)生的應(yīng)力，代表體系固體或彈性性質(zhì)，可反映弱凝膠溶液或膠體結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度，G′值較高說(shuō)明體系具有良好的抗聚結(jié)穩(wěn)定性。黏性模量G″代表體系中的黏性大小，通常認(rèn)為彈性模量G′越高，體系越接近于固體，不易流動(dòng)且穩(wěn)定性高［6］；當(dāng)G′＞G″，體系呈現(xiàn)較強(qiáng)的固體或彈性特征，而黏性特征較弱。圖3原位振蕩流變實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，隨著溫度的增加，體系處理劑間黏性模量G″變化不大，表明高溫條件下處理劑耐溫性能好，高溫靜置過(guò)程中處理劑間作用力未降低且變化不大［7］。彈性模量隨溫度增加逐漸增大，并且溫度在高于140 ℃后G′迅速增加，表明高溫時(shí)體系形成較強(qiáng)的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，有助于保持高密度鉆井液體系的高溫沉降穩(wěn)定性。

圖3 順北4XH井六開(kāi)8 270 m井漿高溫振蕩流變實(shí)驗(yàn)Fig.3 High-temperature oscillatory rheological testing of drilling fluids for the production casting section (8 270 m)of Well Shunbei-4XH

4 現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)處理及效果

4.1 性能維護(hù)及性能評(píng)價(jià)

順北4XH井六開(kāi)將鉆井液密度調(diào)整至1.95~1.96 g/cm3開(kāi)鉆。鉆進(jìn)過(guò)程中鉆井液維護(hù)要點(diǎn)為：(1)在井控安全的前提下，調(diào)整鉆井液流型，補(bǔ)充高酸溶暫堵材料，減少儲(chǔ)層漏失，保護(hù)儲(chǔ)層；(2)鉆進(jìn)過(guò)程中一間房及鷹山組地層掉塊少，可將密度逐漸降低至1.88 g/cm3，以膠液形式及時(shí)補(bǔ)充磺化處理劑、潤(rùn)滑劑、降濾失劑、儲(chǔ)層保護(hù)劑等耐高溫材料，同時(shí)配制密度2.25 g/cm3重漿，按重漿與膠液體積比2∶1向循環(huán)井漿中補(bǔ)充，并保持井漿密度穩(wěn)定、維持井漿液面及井漿性能，將HTHP濾失量控制在10 mL以?xún)?nèi)、漏斗黏度控制在65 s以?xún)?nèi)；(3)鉆進(jìn)期間開(kāi)啟振動(dòng)篩、除砂器和除泥器，篩布目數(shù)＞180目，間斷性開(kāi)啟高速離心機(jī)，減少體系中劣質(zhì)固相及對(duì)儲(chǔ)層損害；(4)起鉆前配制封閉漿，補(bǔ)充0.5%耐高溫潤(rùn)滑劑、1%超細(xì)鈣、0.5%~1.5%SMP、0.5%防塌劑，加強(qiáng)對(duì)裸眼段暫堵及抑制性，降低掉塊風(fēng)險(xiǎn)；(5)嚴(yán)格控制起下鉆速度，防止對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生過(guò)大抽吸和激動(dòng)壓力。

4.2 應(yīng)用效果

(1)井漿性能。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用檢驗(yàn)，抗高溫高密度鉆井液性能穩(wěn)定，通過(guò)重漿與膠液復(fù)配的方式維護(hù)循環(huán)井漿，井漿不僅性能穩(wěn)定，而且簡(jiǎn)化了維護(hù)程序，井壁穩(wěn)定，鉆進(jìn)過(guò)程中僅出現(xiàn)少量薄狀掉塊(占返砂量＜5%)，起下鉆作業(yè)均無(wú)明顯掛卡及遇阻現(xiàn)象，六開(kāi)未出現(xiàn)任何復(fù)雜，鉆井液性能如表10所示。綜合表10及圖3，結(jié)果表明鉆進(jìn)期間循環(huán)井漿流型保持穩(wěn)定，濾失量保持在設(shè)計(jì)范圍，高溫沉降穩(wěn)定系數(shù)均保持在0.52以?xún)?nèi)，低于設(shè)計(jì)要求的0.54。

表10 順北4XH井六開(kāi)抗高溫高密度鉆井液性能Table 10 High-temperature high-density drilling fluid performance for the production casing section of Well Shunbei-4XH

(2)屏蔽暫堵效果。六開(kāi)鉆進(jìn)至7 844.76 m發(fā)生漏失，瞬時(shí)漏失量 0.59 m3，漏失 15 min 后瞬時(shí)漏速達(dá)最大3.08 m3/h，循環(huán)測(cè)漏速期間在30 min內(nèi)漏速?gòu)?3.08 m3/h 降至 1.11 m3/h，逐漸降至不漏，表明高密度鉆井液體系及時(shí)對(duì)微裂縫進(jìn)行了封堵，后續(xù)鉆進(jìn)及起下鉆期間無(wú)漏失，六開(kāi)作業(yè)期間共漏失密度 1.88 g/cm3鉆井液 5.16 m3，完井測(cè)試最高折算日產(chǎn)天然氣10.45萬(wàn)m3，達(dá)到屏蔽暫堵的目的。

5 結(jié)論

(1)基于高密度鉆井液構(gòu)建原則和順北4XH井六開(kāi)儲(chǔ)層特點(diǎn)，研選關(guān)鍵處理劑并優(yōu)化加量，形成耐溫200 ℃、密度2.00~2.25 g/cm3的抗高溫高密度鉆井液體系。高溫穩(wěn)定劑、降濾失劑等關(guān)鍵處理劑之間作用力在高溫靜置過(guò)程中變化小，通過(guò)關(guān)鍵處理劑加量?jī)?yōu)化，高密度體系具有較強(qiáng)的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，實(shí)現(xiàn)體系流型調(diào)控、隨鉆封堵、高溫膠體穩(wěn)定性、高溫沉降和聚結(jié)穩(wěn)定性以及儲(chǔ)層保護(hù)等5方面的兼顧。

(2)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，高密度鉆井液體系高溫下具有良好的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，能夠有效減緩高溫沉降，同時(shí)針對(duì)微裂縫具有良好的屏蔽暫堵效果。