1、1金 1 井井下复杂情况及钻井液技术梁大川 1 蔡雨田 2 刘新义 2 罗兴树 1（1. 西南石油学院，810500， 2.中国石化西部新区勘探指挥部 830011）摘要：金 1 井是中国石化西部新区勘探指挥部在准噶尔盆地布的一口深预探井。该地区地质条件复杂，钻井技术难度大，其中安集海河组最难对付。本文在分析安集海河组地层特点基础上提出了相应的钻井液技术对策，针对金 1 井安集海河组及超深井段的井下复杂情况采取了一系列钻井液技术措施，保证了该井顺利完钻。关键词：准噶尔盆地 安集海河组 钻井液 金 1 井金 1 井是中国石化西部新区勘探指挥部在准噶尔盆地布的一口深预探井，位于准噶尔盆地中部 3
2、区块昌吉凹陷沙湾东构造，设计井深 6000 m，完钻井深 7000 m，金 1 井于2003 年 10 月 28 日 22:00 开钻，2005 年 1 月 7 日 6:00 完钻。1. 地层及岩性金 1 井地层及岩性情况见表 1。表 1 金 1 井地质分层及地层岩性描述地层分层 实钻分层系 统 组地层代号 底界（m） 厚度（m） 岩性描述第 四 系 西域组 Q9.241655 1645.8上统 独山子组 N2d 2871 1216泥岩发育，上部泥岩为黄色、褐黄色，中部为灰黄色，下部为黄褐色、灰褐色、褐黄色。砂岩为灰色、浅灰色粉细砂岩，细砂岩含砾，中部砂砾岩较发育。塔西河组 N1t 3526
3、655本组泥岩占绝对优势，上部泥岩为黄褐色、褐色过渡为褐红色；中部下部为灰色，间夹褐色、深灰色泥岩。中部夹一层浅灰色泥灰岩。薄层灰色、灰白色粉砂岩和泥质粉砂岩砂岩不发育。上 第 三 系下统沙湾组 N1s 3827 301本组砂泥岩近等厚互层。上部泥岩为灰色，下部为褐色红色。砂岩主要为粉砂级，底部为一套含砾细砂岩。安集海河组 E2+3a 4848 1021砂岩极不发育。泥岩颜色上部中部呈红灰过渡即红灰间互，间夹红褐、灰褐色泥岩，下部以红褐色为主且含膏。下 第 三 系 紫泥泉子组 E1z 5186 338本组以砂岩为主。泥岩颜色以紫红色为主；砂岩为浅紫色。白垩系上统 东沟组 K2d 5795 60
4、9本组砂泥岩近等厚互层。泥岩颜色以紫、紫红色为主，色泽鲜艳，底部颜色变暗，为褐色；砂岩浅紫色为主、夹少量灰色及紫灰色，砂岩主要为粉砂级，中部夹灰紫色细砂岩，底部为一层浅紫色含砾细砂岩。2连木沁组 K11 6314 519以褐色、紫褐色泥岩为主，夹薄层灰色、浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩。底界划在泥岩颜色由褐色变为灰色处。下统呼图壁组 K1h 7000 686上部 6314.06435.0m 为灰色泥岩与褐色泥岩间互；中部以褐色泥岩为主，夹薄层灰色、浅灰色泥质粉砂岩；下部 69627000.00m 为一套灰色、深灰色泥岩。2、复杂地层（安集海河组）特点及钻井液技术对策准噶尔盆地第三系安集海河组地层情况
5、异常复杂，富含以伊/蒙间层（间层比在 40以上）为主的灰绿色、棕红色、灰褐色泥岩，泥岩中粘土矿物含量极高，微裂隙发育，地层水化分散及水化膨胀能力很强，同时存在强水平挤压应力，以及因沉积速度快引起的高压地层流体，因此，钻井过程中易出现造浆严重、缩径、井壁垮塌、起下钻阻卡、虚假泥饼粘附卡钻等井下复杂情况和事故。是准噶尔盆地钻井工程中最难对付的地层，钻井液技术难度极大 1。2.1 钻井液技术要求 21）钻井液防塌性能好，稳定井壁能力强。要求既要稳定水敏性强的地层，又能稳定较破碎及裂缝发育地层。2）钻穿富含水敏性粘土矿物的安集海河组地层一般需使用高密度钻井液，要求高密度钻井液抑制性及配浆性协调，性能稳
6、定，有较强的抗盐钙污染能力。3）部分安集海河组地层微裂缝发育地层，对钻井液的封堵能力要求高，要求钻井液具有优良的封堵能力，封堵材料的选择至关重要。4）为稳定井壁及压住高压盐水层，所用钻井液密度通常较高，高密度钻井液的润滑防卡难以保证，特别是在渗透层段存在高压差时极易发生粘附卡钻，因此要求钻井液具有优良的润滑防卡性能。5）该井为超深井，井温较高，要求钻井液抗温能力较强。6）高密度钻遇造浆严重地层及盐钙污染后，泥浆流变性难以控制，因此钻井液降粘剂材料选择尤为重要，同时对固控设备要求高。2.2 安集海河组钻井液技术对策1）强抑制性，这是稳定安集海河组井壁的先决条件。2）较高钻井液密度。3）良好的封堵
7、性以阻止钻井液中的滤液进入泥页岩。4）协调好钻井液的抑制性、流变性及失水造壁性。5）地层含盐钙，钻井液应具有好的抗盐钙污染能力。6）因井较深，应选用抗温处理剂使钻井液具有较好抗温能力。3、金 1 井钻井液技术3.1 安集海河组井下复杂情况及处理3金 1 井三开井段（2916.32 m4919.66 m，311.15 mm 钻头）使用钾钙基聚磺钻井液体系，其中安集海河组地层厚 1021 m（3827m4848m） 。上部为灰绿色泥岩，下部为紫红色泥岩。45504750m 井段含石膏夹层；在井深 4558m 时，泥浆密度 1.61g/cm3地层出水，提密度至 1.65 g/cm3；40004500
8、m 井段地层垮塌严重，地层造浆极强（还存在原因不明的CO32- HCO3-污染） ，致使钻井液粘切过高，钻井液性能难以维护；45004915m 井段间断缩径，在该地层钻进中，每次下钻都有遇阻现象，井底沉积掉块在 10m 左右，需划眼才能到井底。起下钻过程中粘卡现象频繁发生，一般钻具静止 50 秒就可发生粘卡，几次造成卡钻（都在强行转动转盘后解卡） ，为防止粘卡，在起下钻过程中，不得不采用转转盘活动钻具。在井深 4869.52m 下川 74 取芯筒至 4325.69m 发生粘卡，并卡死。通过开泵循环，多次上提下放活动钻具，强行转转盘无效后，去掉转盘电机过载保护，强行转动转盘解卡。该井在进入安集海
9、河组后未补加 KCL 和 CaO，体系抑制性严重不足，钻井液粘切很高，维护处理极为困难，井下粘卡严重。通过及时分析井下情况和钻井液性能，按上述钻井液技术对策进行处理。安集海河组主要钻井液技术措施是：1）补充 KCL 和 CaO 的含量，增强泥浆体系抑制性，最大限度地降低安集海河组地层岩石矿物水化分散、膨胀引起粘卡的可能，尽量保持井壁稳定，利用钾钙离子的协同抑制作用增强钻井液稳定井壁能力。2）选择使用天然沥青粉、磺化沥青粉、有机硅及树脂类处理剂提高钻井液的封堵能力，同时改善了体系失水造壁性，使 API 失水降到 3ml 以下，HTHP 失水降到 10ml 以下。这样就有利于安集海河组地层的井壁稳
10、定。3）加大聚合物降粘剂的用量，降低钻井液表观粘度、塑性粘度及静切力，改变泥浆流态，改善流变性，最大限度的满足洗井要求。4）进一步增强泥浆体系润滑性，加大润滑防卡剂 CX141、RH4 的用量，减少粘附卡钻几率。5）提高泥浆泵排量大于 40 L/S，大排量洗井，冲刷井壁虚假泥饼，起钻时，遇阻划眼，采用一低一高划眼方法（即第一次划眼时低转速 6070 转/分，再次划眼时高转速100110 转/分）修整井壁，保持井眼畅通。6）由于安集海河组地层造浆严重，垮塌物较多，泥浆中有害固相多，因此振动筛 100%使用，离心机使用率达 80%，彻底清除泥浆中的有害固相，保持泥浆良好性能，但密度必须维持在 1.
11、65 g/cm3以上，防止地层出水及井壁失稳。7）井深 4881m4932m 钻井液处理情况钻至安集海河组 4881.56m 时，地质要求取芯，但井下情况非常复杂，粘卡严重，无法下取芯筒；为了保证取芯钻井、电测、下套管等施工作业安全，加大了钻井液处理力度。（1）4881.56m 井浆+稀释剂胶液+RH4+CX141+磺化沥青粉，起钻前采用“三低”清扫液（低密度、低粘度、低切力）大排量洗井 1 周，然后采用“半封”即将安集海河组上半部用封闭液封闭后起钻，井下情况有明显改善，静止 3 分钟无粘卡。4（2）取心前井浆天然沥青粉CX141RH-4 处理后，下取心筒并取心 6.4m，岩心收获率 100，
12、比较顺利。（3）电测前井浆+天然沥青粉+ RH4+CX141+有机硅，用 “三低”清扫液，采用“全封”即用封闭液将安集海河组井段全部封堵，然后起钻电测，电测 6 趟，均一次成功。（4）下套管前井浆+天然沥青粉+ RH4+CX141+有机硅+磺化沥青粉+BaSO 4，将钻井液密度从 1.65 g/cm3提高到 1.75 g/cm3。（5）配混油封闭液 80m3+3%玻璃球，将安集海河组“全封” ，以保证井下安全。在井下情况极为复杂的条件下，有针对性地采取了一系列钻井液处理技术措施，同时配合适当的钻井工程措施，保证了安集海河组钻进、取心、电测及下套管和固井作业的顺利进行。3.2 超深井段井下复杂及
13、处理1）井下复杂情况及钻井液方面的问题2004 年 12 月，钻至 6800 米后，在钻进过程中，井下仍存在严重粘卡现象（地层为呼图壁组） ，接单根时静止不到 1 分钟，上提钻具多提 200KN，如静止 2 分钟，上提钻具多提400KN。由于钻具悬重大，裸眼段比较长，活动钻具时摩擦阻力相应增大，井下发生复杂后不能剧烈活动钻具以解卡，因此在下部钻进过程中卡钻风险较大。井内钻井液老化；前段时期降滤失剂和封堵材料加量不足，加上钻井液固相含量高达35%，井下高温高压条件下失水必然较大，泥饼质量较差；钻井液粘度和静切力相对较高；所钻泥岩仍具有一定的水化膨胀性，而体系抑制性较弱；钻井液润滑性不能满足井下要
14、求。2）钻井液处理技术思路（1）加入抗温降粘剂适当降低钻井液粘切；（2）加足抗温降滤失剂和合适的封堵材料，改善井下高温高压下的泥饼质量；（3）适当增强体系的抑制性以抑制泥岩水化膨胀；（4）增强体系润滑性能。3）处理方法及效果根据上述思路，在室内试验基础上决定按以下方法处理：（1）降低钻井液粘切：用 DH42 500 公斤，NaOH 100 公斤，降滤失剂 500 公斤，配胶液 40 方，均匀加入到钻井液中，循环，降低钻井液粘切。（2）加足钻井液防塌材料和抑制剂：井浆中加入天然沥青粉 7 吨、MC-1 5 吨、聚合铝5防塌剂 AOP-1 5 吨、多元醇润滑剂 CX141 8 吨，循环均匀。处理效
15、果：钻井液经处理后，井下情况有明显改善，起钻可停转盘，下钻顺利无阻卡。保证了安全顺利钻进至完钻4、结论和认识1）安集海河组地层极为复杂，钻井液技术难度大。通过分析地层特点提出的安集海河组钻井液技术对策是合理的。2）钾钙基聚磺钻井液体系适于钻安集海河组，但其维护处理工艺技术要求较高，保证体系强抑制性和封堵能力是关键。3）进入安集海河组前应将钻井液处理或转化到位，当钻井液性能恶化后或井下出现复杂后再处理必然增加难度。4）针对安集海河组及超深井段的井下复杂情况，通过实验研究提出了相应的钻井液处理技术方案。这些方案的实施对于金 1 井安全顺利钻达目的层起到了至关重要的作用。参考文献1梁大川，李健，准噶
16、尔盆地南缘地区防塌钻井液技术探讨，石油钻探技术，Vol.25,No.3,1997,pp2426。2徐同台等主编，钻井工程井壁稳定新技术，石油工业出版社，1999,pp705715。Wellbore Complicate and Drilling Fluid Technology in JIN 1 WellLiang dachuan1 Cai yutian2 Liu xinyi2 Luo xingshu1 (1.SWPI,810500, 2.West Exploration Headquarters of Sinopec,830011) Abstract: In ZHUNGEER basin,
17、because of complicated geology condition drilling is difficult and ANJIHAIHE stratum is most difficult to deal with. This paper give a drilling fluid countermeasure after analysis the stratum characteristics. A series of drilling fluid technology steps ensure successfully drilling the ANJIHAIHE layer and deep section of JIN 1 well.Key Words: ZHUNGEER basin ANJIHAIHE stratum drilling fluid JIN 1 well作者简介：梁大川，1964 年生，汉，硕士，副教授，1984 年毕业于西南石油学院钻井工程专业，一直从事钻井液完井液教学和科研工作。
