英深1井钻井液技术研究与应用.docx
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英深1井钻井液技术研究与应用
英深1井钻井液技术研究与应用
一、概况
1、基本情况
英深1井位于新疆英吉沙县，构造属塔里木盆地西南坳陷齐姆根凸起英吉沙构造，设计井深7500m，完钻井深7258m（完钻时为国内最深直井）。
该井钻遇地层自上而下依次为新生界第四系、新近系、古近系和中生界白垩系。
目的层为白垩系下统克孜勒苏群。
超深井段要钻遇大段巨厚泥岩、膏泥岩、盐膏层、砂岩和含砾砂岩。
该井还存在地层倾角大，裂缝发育，地层可钻性差，高压盐水层十分发育等特点。
实钻过程中在钻井液方面遇到了很多困难，现场和基地实验室对该井钻井、完井液体系进行了全面深入而细致的分析研究。
2、井身结构见下表：
表1：
英深1井井身结构数据表
序号
钻头
套管
规格（mm）
钻深（m）
规格（mm）
下深（m）
1
660.4
204.20
508
204.20
2
406.4
2202
339.7
2199.77
3
311.2
4703
250.8
4700.70
244.5
2369.15
4
215.9
6510
177.8
6508.30～4297.99
206.4
回接
5
149.2
7258
二、重点与难点
本井的难点主要体现在以下几方面：
1.高压盐水层十分发育。
据邻井英科1井资料从210-4770m共有93层水层。
英深1井171/2″和121/4″井眼204-4703m盐水层压力系数在1.4-1.9g/cm3之间；81/2″井眼4703-6400m盐水层压力系数在1.93-2.25g/cm3之间，钻进过程中，先后发生过多次溢流和盐水侵。
2.同一裸眼段存在多套压力系统，井漏事故时有发生。
3.地层倾角大，掉块、垮塌多，井壁稳定问题突出。
4.井深且温度高，井底（7258m）温度高达171℃。
5.钻井周期长，高密度钻井液流变性、失水造壁性维护困难。
6.地层存在大段盐膏层，从新近系的帕卡布拉克组到白垩系的英吉沙群都含有厚度不等的石膏。
我们将该井6300m至7257m地层岩屑进行了粘土矿物分析，结果列于表2。
从表2数据结合地质录井资料可以看出，英深1井超深井段6500-6800m主要以巨厚层状石膏岩为主夹泥膏岩、泥岩和粉砂质泥岩，6800-7258m井段主要为中厚层状石膏岩、泥膏岩、泥岩和粉砂质泥岩。
针对这些困难，通过研究确定了一套高密度抗盐膏钻井液体系的配制及维护处理方案。
同时，对于五开后钻井液密度2.10-2.30g/cm3，170-190℃的高温、160MPa左右的高压等问题又研制成功了高密度磺化有机盐抗高温钻井液体系。
在四开固井过程中水泥浆发生“闪凝”，并造成井漏、盐水溢流，经过探索，现场配制了密度高达2.60和2.80g/cm3的压井液，成功的压住了盐水层。
表2：
英深1井超深井段全岩和粘土矿物分析数据表
序号
层位
井深
（m）
粘土矿物，%
全岩矿物，%
粘土矿物总量，%
高岭石（K）
绿泥石（Ch）
伊利石（I）
伊/蒙间
层（I/S）
间层比（%.S）
石英
斜长石
方解石
白云石
硬石膏
赤铁矿
1
E1a
6586
5
7
10
78
20
-
-
-
-
98
1
1
2
K2y
6711
9
27
49
15
20
2
-
-
9
88
-
1
3
K2y
6898
3
9
60
28
20
42
12
10
9
3
5
19
4
K2y
7115
8
11
57
24
20
39
13
19
5
3
6
15
5
K2y
7221
6
13
55
26
20
38
12
22
5
-
2
21
6
K2y
7257
7
10
46
37
20
42
14
20
4
2
3
15
三．钻井液技术研究与应用
（一）高密度抗盐膏钻井液体系的配制及维护处理
自三开以后（2202m），本井的钻井液密度就在1.80g/cm3以上，最高达到了2.34g/cm3。
针对本井地层的特点，钻井液体系采用抗污染能力强、抑制性强的KCl-聚磺体系，同时采取了一系列的措施确保性能的优良，具体如下：
1．高密度钻井液性能维护的关键是膨润土含量的确定。
实验室针对膨润土加量对高密度泥浆性能影响的问题进行了实验，用不同浓度的184团膨润土浆（15g/l-46.5g/l）,分别都加入相同的由SMP-1、SPNH、NaOH配成的胶液及25％的岩粉，用高密度铁矿粉加重至密度2.20g/cm3。
190℃滚动16小时后,55℃测常规性能,190℃测高温高压滤失量,实验数据及结果列于表3。
表3膨润土含量对高密度泥浆性能影响数据表
序号
土量（g/l）
测温（℃）
ρ
（g/cm3）
PV
（mPa﹒s）
YP
（Pa）
G10″/10′
（Pa）
API•FL
（ml/mm）
PH
1
10
55
2.20
46
4
2/5
2.5/1
8.5
2
13
55
2.20
48
5
3/7
2.3/1
8.5
3
16
55
2.20
49
6
3/10
2.0/1
8.5
4
19
55
2.20
52
7
4/12
1.8/1
8.5
5
22
55
2.20
56
8
4/15
1.5/1
8.5
6
25
55
2.20
61
10
4/16
1.4/1
8.5
7
28
55
2.20
69
15
8/20
1.0/1
8.5
从表3结果可以看出，在加药量和岩粉含量完全相同情况下，随膨润土含量增加，泥浆粘切增加，中压滤失量降低，高温高压滤失量一直全失。
从高密度泥浆较低的粘切考虑，膨润土含量控制在13-22g/L之间较合适。
对应于本井三开后1.80-2.34g/cm3的密度，膨润土含量控制在23-12g/l。
2．选择性能优良的加重材料。
试验用不同加重剂加重基浆至密度2.20g/cm3。
室温测性能后于190℃滚子炉中滚动16小时，搅拌后在室温下测性能，实验数据及结果列于表4。
表4：
不同加重剂加重钻井液室温和190℃热滚后室温性能数据表
序号
加重剂名称
测试条件
密度
g/cm3
AV
（mPa﹒s）
PV
（mPa﹒s）
YP
（Pa）
G10"/10′
（Pa）
PH
Kf
1
高密度铁矿粉
17℃
2.20
75
58
17
0.5/25
9
0.22
190℃×16h,17℃
2.21
63
52
11
2/12
8.0
0.22
2
减摩活性加重剂
17℃
2.20
71
60
11
2/20
9
0.20
190℃×16h,17℃
2.21
61
50
10
2/12
8.0
0.20
3
重晶石粉
17℃
2.20
85
68
17
5/35
9
0.19
190℃×16h,17℃
2.21
78
66
12
3/15
8.0
0.19
从表4可以看出：
在相同条件下，190℃滚动16小时后室温测性能，加重剂对钻井液粘切影响为：
重晶石>高密度铁矿粉>减摩活性加重剂。
加重剂对钻井液摩阻的影响顺序为：
高密度铁矿粉>减摩活性加重剂>重晶石粉。
最终本井主要选用高密度铁矿粉和减摩活性加重剂作为主要加重剂。
3．根据不同的地层温度，选择粒度和软化点合适的沥青类产品（YL-80、YL-100、YL-120、FT-1、XHL），利用沥青类产品具有微细颗粒和可软化变形的特性，封堵泥页岩的层理微裂缝，并形成渗透率低的优质泥饼，避免钻井液滤液侵入地层，抑制泥页岩水化引起的垮塌和掉块，并起到降低磨阻和高温高压失水的作用。
沥青类防塌剂加量保持在3－5％。
4.加足磺化类降失水剂，将高温高压失水控制在10ml以内，减少滤液对地层的损坏。
5.采取用胶液冲稀的办法控制流变性，尽量少用或不用稀释剂，避免稀释剂的强分散作用造成钻井液性能的进一步恶化。
6．由于地层盐水为高矿化度水，含钙量高，同时地层夹有部分石膏或者巨厚石膏层，为了避免钙离子对钻井液性能的影响，钻井液中加足抗污染能力强的处理剂，如PSC-Ⅰ、PSC-Ⅱ等。
7．控制钻井液中KCl的含量在5－10％，KCl的加入一方面可以降低钻井液的活度，保持和地层岩石较小的活度差，有利于防塌；一方面钾离子的大小正好可以嵌入岩石的晶格当中，提高岩石的稳定性。
8．针对6675－6900m的盐膏层，虽然钻井液密度已达2.20g/cm3，仍然不能很好的控制盐层蠕变，每次下钻需要划眼才能通过，并且电测每次下到6700m左右无法通过。
由于井深和井眼小的缘故，如果盲目提密度，一旦发生井漏，井下会更加复杂。
后来采取在套管内（6510m）打钻井液帽的办法，起钻至套管鞋后，将套管内钻井液全部换成密度2.55g/cm3的重浆，这样，电测一次到底。
下钻到套管鞋时再将重浆循环替出，然后继续下钻，顺利通过盐膏层。
通过采取以上措施，钻井液具有良好的抑制能力、封堵防塌能力、抗污染能力及一定的抗高温能力，确保了钻井的顺利进行。
部分性能见表5。
表5：
英深1井高密度钻井液性能
井深
密度
FV（s）
PV
YP
Gel10″/10′
PH
API·FL
HTHP·FL
固相含量%
MBT值（g/l）
（m）
（g/cm3）
（mPa•s）
（Pa）
（Pa）
（ml/mm）
（ml/mm）
4988
1.97
63
42
12
2/17
10
3/1
8/2
27
20
5217
2.02
47
38
8
1.50/18
9
3/1
7/2
27
18
5389
2.09
47
40
10
1.50/18
9
3/1
7/2
31
18
5606
2.15
51
47
10
3/22
9
2.5/1
7/2
36
18
5798
2.20
47
31
10
3/13
9
2.5/1
7/2
38
18
6026
2.28
48
37
12
4/17
9
2/1
7/2
41
15
6225
2.33
46
36
10
3/15
10
2/1
8/2
43
12
6350
2.25
47
41
9
4.50/12
9
2/1
8/2
40
15
6468
2.25
56
45
8
2/8
9
2/1
8/2
40
15
（二）高密度磺化有机盐抗高温钻井液体系的研究与应用
五开后随着井深的增加、井温的升高和部分水泥污染，以现有的材料满足不了控制高温高压失水的要求（高温高压失水一度达到了全滤失），井下阻卡频繁。
而为了深井的安全钻井又要求钻井液有较低的粘切、很低的HTHP失水和优质的泥饼。
针对上述问题实验室采取增加药量和膨润土含量，提高PH值,降低Ca2+浓度等措施,效果不理想，而且钻井液粘切增加幅度较大，HTHP失水仍然较高，达不到设计要求。
为了解决这个问题，经过多位专家的论证，决定引进有机盐和沥青粉XHL-180。
1．室内研究：
（1）不同有机盐对抗高温高密度KCL钻井液性能影响实验:
实验用英深1井KCL磺化钻井液,分别加入不同有机盐,连同井浆于190℃滚子炉中滚动16小时，搅拌60℃测常规性能,190℃测HTHP失水，实验数据列于表6。
表6：
不同有机盐对英深1井钻井液性能的影响
序号
配方
ρ
（g/cm3）
AV
（mPa﹒s）
PV
（mPa﹒s）
YP
（Pa）
G10"/10′
（Pa）
API•FL
（ml/mm）
PH
HTHP•FL
（ml/mm）
0
井浆
2.20
65
54
11
2/15
2.0
8
112/25
1
0#+10%YJY-A
2.21
83
63
20
6/53
0.8
8
23/8
2
0#+10%YJY-B
2.21
70
56
14
1/14
0.5
8
12.8/5
3
0#+10%YJY-C
2.21
118
80
38
7/59
1.0
8
26/10
从表6可以看出：
高密度KCL磺化钻井液中加入相同量不同种类有机盐，它们对钻井液性能的影响相同点有：
一是都微增密度，10%加量密度增加0.01g/cm3；三者都降HTHP失水,190℃下降HTHP失水能力由大到小依次为:
YJY-B＞YJY-A＞YJY-C。
它们对钻井液性能的影响不同点是都增粘，增粘幅度由大到小依次为YJY-C＞YJY-A＞YJY-B，YJY-C和YJY-A都大增静切力，YJY-B微降静切力。
因此，在高密度钻井液中选用YJY-B作为降HTHP滤失剂最合适。
（2）YJY-B加量对高密度抗高温KCL钻井液性能影响实验
实验在184团膨润土浆中加入NaOH、SMP-1、SPNH、KCl等作为基浆，然后分别加入10-40%的YJY-B，再用高密度铁矿石粉加重至密度2.20g/cm3；190℃滚动16小时后，55℃测常规性能，190℃测HTHP滤失量，实验数据列于表7。
表7：
YJY-B加量对高密度抗高温钻井液性能影响数据表
序号
YJY-B加量%
ρ
（g/cm3）
AV
（mPa﹒s）
PV
（mPa﹒s）
YP
（Pa）
G10"/10′
（Pa）
API•FL
（ml/mm）
PH
HTHP•FL
（ml/mm）
0
0
2.21
46
40
6
9/19
1．5/1
9
全失
1
10
2.21
48
41
7
9/18
0
8.5
210/55
2
20
2.21
60
40
20
7/16
0
8.5
24/8
3
30
2.21
64
43
21
6/12
0
8.5
18/5
4
40
2.21
70
49
21
4/10
0
8.5
12/3
从表7可以看出，随YJY-B在高密度钻井液中含量增加，钻井液粘度微涨，静切力降幅较大，190℃测的HTHP失水和泥饼大幅度降低。
（3）岩芯回收率实验
实验用英深1井6457m泥岩和7257m砂质泥岩称重后装入表7中2#钻井液的老化罐中，190℃滚动16小时过筛、洗净、烘干，称重计算其回收率，分别为96%和92%，显示该钻井液体系具有良好的抑制性。
2．现场应用：
现场在基地实验室的基础上对井浆（密度2.20g/cm3，粘度57s）进行了转化试验，取现场用钻井液加不同量YJY-B，搅拌半小时后，55℃测常规性能，175℃测高温高压失水，并且将3＃实验浆在175℃下分别恒温72、96小时后在同等条件下测常规性能和高温高压失水。
具体数据见表8：
表8：
井浆转化试验数据表
序号
YJY-B加量%
AV
（mPa﹒s）
PV
（mPa﹒s）
YP
（Pa）
G10"/10′
（Pa）
HTHP•FL
（ml/mm）
备注
井浆
0
56
52
4
1.5/10
60/25
1
5
60
56
4
1/8
16/3
2
10
65
59
6
1/8
10/2
3
15
66
60
6
1/7
8/2
4
20
66
59
7
1/7
7/2
5
15
77
57
20
8/18
6/1
3＃175℃恒温72h
6
15
86
60
26
8.5/22
6/1
3＃175℃恒温96h
由表中数据可以看出随着YJY-B的加入高温高压失水明显下降，泥饼质量明显变好，并且静切力也有下降的趋势。
经过72h和96h的老化后粘切呈上升的趋势，但仍然在正常范围内，能够满足井下的需要。
在试验的基础上英深1井加入浓度约15％的YJY-B。
循环均匀后高温高压失水降至8ml以下，泥饼只有0.5mm。
XHL-180在室内研究和现场应用中随加量的增加表现出增粘严重，但对泥饼质量和控制失水有一定的帮助。
钻至7258m因地层变化地质要求提前完钻，在采用高密度磺化有机盐抗高温体系的施工过程中钻井液的性能十分稳定，无论钻进、取芯、起下钻、电测都非常顺利。
具体性能见表9。
表9：
英深1井转化有机盐体系前后性能
井深
（m）
密度
（g/cm3）
FV
（s）
PV
（mPa•s）
YP
（Pa）
Gel10″/10′
（Pa）
PH
API·FL
（ml/mm）
HTHP·FL
（ml/mm）
固相含量%
MBT值（g/l）
转化前
7104.00
2.20
70
72
8
2/10
8
2.2/1
72
38
19
7106.00
2.20
70
80
8
3/12
9
2/1
60
38
19
7147.20
2.20
65
60
10
4/12
9
2.5/1
＞50
38
18
转化后
7188.00
2.20
76
65
11
3.5/10
7.5
2/1
12/2
38
17
7200.00
2.20
59
61
9
2.5/8
7.5
1.8/1
6/0.5
38
17
7200.00
2.23
63
60
8
2/8
7.5
2/1
7/0.5
40
17
7200.00
2.24
59
58
9
2/8
7.5
2/1
7/0.5
40
17
7210.00
2.24
54
53
9
3/10
7.5
2.2/1
8/0.5
40
17
7221.10
2.22
58
55
6
3/8
7.5
2/1
8/0.5
40
18
7228.00
2.24
55
52
9
3/8
7.5
2/1
8/0.5
40
16
7258.00
2.24
47
42
10
4/11
7.5
2/1
8/0.5
40
15
注：
高温高压失水为GGS71-A型高温高压滤失仪在175℃下测定。
取英深1井7188m井浆用美国范氏公司生产的F75高温高压流变仪测高温高压流变性,其测试结果列于表10。
表10：
英深1井7188m井浆高温高压流变性
测试温度（℃）
测试压力（MPa）
AV
（mPa﹒s）
PV
（mPa﹒s）
YP
（Pa）
ф6
ф3
28
0.1
76
68
8
7
5
100
120
39
32
7
9
10
175
120
28
14
14
17
19
190
120
27
16
11
15
15
190
138
27
17
10
15
15
220
120
41
22
19
29
13
220
138
37
19
18
35
15
由表10数据可以看出：
①不同温度下，压力（120-138MPa）对泥浆粘切基本无影响；②28－175℃表观粘度和塑性粘度大幅度降低，190－220℃又有所升高；③低剪切速率下的粘度整体上随温度的升高而增加，达到了深井段悬浮携砂的技术要求。
总的来说英深1井高密度磺化有机盐抗高温钻井液在高温高压下具有很好的流变性，很好的满足了钻井的需要。
（三）超高密度压井液的应用
钻进至井深5794m时（密度2.14g/cm3）发生盐水（[Cl－]：
195000mg/l，[Ca2＋]：
22800mg/l，密度1.22g/cm3）溢流，节流循环压井提密度至2.20g/cm3压稳。
后来在固井过程中水泥浆发生“闪凝”，并造成井漏、盐水溢流。
由于情况特殊，急需超高密度的压井液来压住盐水层。
经过一系列的试验后，配制了300m3密度为2.60-2.63g/cm3，150m3密度为2.80g/cm3的压井液，其性能见表11：
表11：
英深1井配制超高密度压井液性能
实验条件
ρ
（g/cm3）
FV
（s）
PV
（mPa·s）
YP
（Pa）
Gel10″/10′
（Pa）
API·FL
（ml）
pH
MBT
（g/l）
固含
%
常温
2.60
118
--
--
5/14
3.6
9.5
15
44
恒温150℃，24h
2.61
116
27
5/16
常温
2.79
244
--
--
14/22
4.5
9.5
12
47
恒温150℃，24h
2.80
--
--
9/28
压井液在现场应用后，流动性较好，压井一举成功，后起钻下挤注式封隔器分段挤水泥堵漏，顺利将复杂解除。
四．结论：
1．英深1井所用的高密度抗盐膏钻井液体系成功的克服了巨厚盐膏层、高压盐水层等难点。
2．英深1井高密度钻井液始终贯彻抗高温、低粘切的思路，避免粘度、切力过高造成起钻“拔活塞”、开泵环空压耗大及粘附卡钻等问题。
成功的应用了膨润土含量和劣质固相的控制技术，钻井液保持很好的流变性，对于预防井下复杂，保持优良的性能起到了重要的作用。
3．英深1井超深井段至井底7258m，温度高达171℃，所使用的高密度磺化有机盐抗高温钻井液体系粘切低，较低的高温高压失水和良好的泥饼，抑制性好，在220℃，138MPa的高温高压下仍然有很好的流变性，满足了深井段钻井的需要，是打成这一超深复杂井的关键技术之一。
4．密度高达2.80g/cm3的压井液具有良好的流动性，成功的解决了高密度压井的技术难题。
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