松科2井特殊钻进工艺下钻井液技术.pdf

第 37 卷 第 3 期 2015 年 5 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2.Institute of Exploration Techniques, CAGS, Langfang 065000,China; 3.Ruizhi Oil and Gas Technology Service Co. Ltd., Chongqing 404100, China） Abstract SK-2 Well, supported by ICDP International Continental Drilling Program, is the first continental scientific exploratory well in the world which penetrates the continental Cretaceous sedimentary ations. In the second spud 2 840 m, the total clay minerals of illite/smectite layer, illite and kaolinite in the ations encountered by the well was up to over 60, which are easily hydrated, leading to tight hole and collapse. The upper casing in 2nd spud was 508 mm, and the lower hole size was 215.9 mm. The large difference between the upper and lower holes led to difficulty in flowback of cuttings. Through mineral identification by XRD diffraction, indoor compounding of drilling fluid materials and experiment on field core soaking, the low-cost drilling fluid system was selected which was applicable to coring in large holes of 311.2 mm and 215.9 mm. In field application, the ratio of dynamic shear force of drilling fluid was maintained at 0.45 to 0.82 Pa/mPas, the lubricating coefficient was controlled at 0.11 to 0.14, and sticking coefficient of filter cake was 0.12 to 0.15, which effectively addressed the problems of carrying cuttings and reduced the risk of stuck pipe in long open hole. No large collapsing and sloughing occurred downhole during frequent alternating of coring test in large hole, al designed coring and non-coring drilling jobs and during continuous conditioning of drilling fluid properties, and the experiments of 311.2 mm core drilling in 491.12 m to 510.94 m and 215.9 mm core drilling in 1 074.00 m to 1 148.01 m and 1 182.74 m to 1256.01 m as designed were successfully completed. Key words SK-2 Well; continental scientific drilling; special drilling technology; drilling fluid; open hole; lubrication; carrying cutting; coring 基金项目国际大陆科学钻探项目“松辽盆地资源与环境深部钻探工程” （编号12120113017600） 。 作者简介郑文龙， 1988 年生。中国地质大学（武汉）在读博士研究生， 主要从事钻井液技术研究工作。E-mail15138480305163. com。 33郑文龙等松科 2 井特殊钻进工艺下钻井液技术 松科 2 井布置在松辽盆地东南断陷区徐家围子 断陷带宋站鼻状构造上， 是国际大陆科学钻探计划 （ICDP） 支持的全球第一口钻穿白垩纪陆相沉积地层 的大陆科学钻探井， 也是我国第一深科学钻探直井， 设计井深 6 400 m。通过松辽盆地科学钻探工程的 实施， 实现“两井四孔、 万米连续取心” ， 为获取白垩 纪时期亚洲东部高分辨率气候环境变化记录， 阐明 大庆油田形成的原因、 过程和结果奠定坚实的基础。 通过获取松辽盆地深达 6 400 m 的原位、 连续地球物 理参数， 为松辽盆地及其相关类似盆地的地球物理 勘探提供科学“标尺” 。 为获取更加详细的地层资料， 松科 2 井特殊的 井身结构设计与钻进规程对钻井液性能提出了新 的要求， 井身结构设计为五开， 一开（440 m）和二 开（2840 m） 均以小口径（一开 444.5 mm 和二开 215.9 mm） 成孔， 再按设计井径（一开 660.4 mm 和二开444.5 mm） 扩孔， 尤其是在二开成孔过程中， 上下两部分井段井径相差悬殊， 钻屑难以顺利返排； 试取心试验、 正式取心作业和全面钻进交替进行， 为 满足工程需要， 钻井液性能需要频繁调整。 松辽盆地地层稳定性差， 地温梯度高， 曾使用过 多种不同钻井液体系。这些钻井液体系均具有良好 的抑制性， 但是成本普遍较高。松科 1 井开创了低 成本循环减阻钻井液体系在大庆地区绳索取心钻进 中使用的先例， 通过 PAM、 DFD 及 LG 植物胶等处 理剂复配， 针对不同地层及时调整钻井液性能， 成功 完成了 164.77 m1 795.18 m 的连续取心工作［6-7］。 在充分考虑松科 2 井特殊的钻井工程设计的基 础上， 结合上述各钻井液体系的选用情况与邻井复 杂情况提示， 最终确定一开选用普通高坂含钻井液， 以满足快速钻进时充分携岩的需要；二开选用聚合 物体系， 随井温升高逐步转为聚磺体系， 以满足抗温 和维持井壁稳定的需要。该钻井液体系的选取， 一 方面性能易于调整与维护， 适应于多重钻进工艺施 工；另一方面， 在低成本条件下可实现钻井液体系 的快速转换， 减少弃浆和排污费用。 1 施工难点 （1） 地层不稳定， 泥岩和砂岩互层频繁。四方台 组、 嫩江组上部及泉四段泥岩黏土矿物含量高， 极易 分散造浆；嫩江组下部、 姚家组、 青山口组及登娄库 组泥岩性脆， 伊蒙混层占 50 左右， 易剥落掉块；各 层段夹砂岩和泥质粉砂岩等弱胶结地层易发生强渗 透而形成虚厚泥皮， 压差卡钻风险较大。 （2） 井身结构复杂。二开时上部为 508 mm 套 管， 中部为 311.2 mm 井眼， 下部为 215.9 mm 井 眼， 不同井段井眼尺寸相差悬殊， 确保岩屑顺利返排 至关重要。 （3）大口径取心难度大， 裸眼取心时间长。 311.2 mm 和 215.9 mm 大口径取心工艺复杂， 相 对应钻井液性能参数控制缺乏参考， 长时间、 长井段 不稳定地层钻进增加了取心风险。 （4） 扩孔危险性较高。泥岩地层经钻井液长时间 浸泡而导致强度下降， 大井眼二次扩孔发生卡钻与 坍塌的风险较大；扩孔作业导致前期初次成孔所形 成的泥皮进一步严重分散， 钻井液性能尤其是流变 性难以控制。 为满足详细获取地层资料的测井需要， 一开以 444.5 mm 钻头开孔， 以 660.4 mm 钻头扩 孔；二开以 311.2 mm215.9 mm 钻至 2 826.08 m 后， 再以 444.5 mm 钻头扩孔。初次成孔过程中形 成的泥皮在扩孔阶段分散严重， 导致钻井液黏度和 切力上升很快。 （5） 取心钻进和全面钻进的钻具组合更换频繁， 刮擦井壁易产生大量掉块， 卡钻风险增大。为严格 控制井斜采取的各种防斜和纠斜措施对井壁稳定影 响较大。 针对上述技术难点， 初步选定如下钻井液方案 一开以高坂含钻井液开孔， 大致配方为 18 膨 润土 0.4 纯碱 0.1 烧碱 0.25 提黏增切剂 0.1 聚合物包被剂 重晶石；二开上部选用聚合 物体系， 随井温升高逐渐转为聚磺体系， 大致配方为 24 膨润土 0.24 纯碱 0.1 烧碱 0.1 聚 合物包被剂 0.5 聚合物降滤失剂 A0.4 聚合 物降滤失剂 B0.5 纤维素类降滤失剂 重晶石； 二开下部大致配方为 34 膨润土 0.24 纯碱 0.1 烧碱 0.15 聚合物包被剂 0.6 聚合物降 滤失剂 A0.6 纤维素类降滤失剂 2 磺化降滤失 剂 C2 磺化沥青 2 防塌降滤失剂 D2 惰性 封堵剂 2 润滑剂 重晶石。 2 室内研究 2.1 矿物组分 取明水组和四方台组上部灰色泥岩、 嫩江组上 部红棕色泥岩以及青山口组灰绿色泥岩进行矿物组 分鉴定， 实验仪器为 XRD 衍射分析仪， 其矿物组分 见表 1。可以看出， 松科 2 井上部地层黏土矿物总含 量均在 60 以上。四方台组和嫩江组上部在钻进 过程中泥岩易水化分散， 造浆严重；嫩江组下部和 青山口组硬脆性泥页岩易剥落掉块， 井壁自稳能力 较差。 石油钻采工艺 2015 年 5 月（第 37 卷） 第 3 期34 2.2 室内钻井液体系优选 2.2.1 岩心浸泡实验 取嫩江组岩心碎块， 分别浸 泡在 0.2 聚合物包被剂溶液以及清水中， 观察其水 化分散情况。由图 1 可见， 岩心碎块具有极强的水 化分散能力， 30 min 左右即在清水中发生很大程度 的坍塌破碎；而在 0.2 聚合物包被剂溶液中， 岩心 碎块虽有轻微掉块现象， 但是整体完整性与稳定性 相对较高。这说明该聚合物包被剂有较强的稳定钻 屑的能力， 也能在一定程度上提高井壁稳定性。 图 1 岩心浸泡实验 通过室内钻井液体系优选， 初步确定松科 2 井 二开以浅大致钻井液配方， 其基本性能见表 2。 表 2 钻井液性能参数 配方 ρ/ g cm-3 AV/ mPa s PV/ mPa s YP/ Pa GEL/ Pa/Pa FLAPI/ mL 11.0525.51114.511/239.6 21.1522.5157.51/46.7 31.2527.02251/34.0 2.2.2 抑制性评价 实验选用青山口组岩心碎屑， 进行泥页岩滚动回收实验和泥页岩膨胀分散实验。 由表 3 可知， 相比于清水， 钻井液对青山口组泥页岩 有较强的抑制性。 表 3 抑制性实验结果 钻井液类型16 h 回收率 /16 h 线性膨胀百分数 / 清水32.416 28311 3898 2.3 润滑性实验 在 3 配方中添加润滑剂 RH-30， 以 EP-2A 极 压润滑仪和 NF-2 型泥饼黏附系数测定仪分别测定 钻井液的极压润滑系数 Ks和泥饼黏附系数 Kf。由 表 4 可知， 润滑剂 RH-30 加量在 2 时润滑系数和 黏附系数已经降低到 0.12 和 0.10， 所以选取 2 为 RH-30 的最优加量。 表 4 润滑性能测试 RH-30 加量 /KsKf 00.220.14 10.140.11 20.120.10 30.110.10 3 现场应用与性能调整 3.1 一开钻井液方案 一 开 开 孔 钻 头 直 径 444.5 mm， 钻 进 深 度 440.96 m；扩孔钻头直径 660.4 mm， 扩孔钻进深度 427.49 m；508 mm 套管下入深度 426.62 m。钻遇 地层为明水组和四方台组， 岩性以砂岩和泥岩为主， 夹粉砂岩及砂砾岩。该井段井眼尺寸大， 钻进速度 快， 岩屑量大， 在钻进过程中钻井液保持较高黏度和 切力以有效携岩， 并且加强固控措施以最大程度清 除岩屑， 添加 0.5 钻井液清洁剂 RH-4 以防钻头泥 包。整个一开钻进过程中， 钻井液典型性能参数为 密度 1.051.11 g/cm3， 漏斗黏度 5565 s， API 中压滤 失量在 10 mL/30 min 左右。 3.2 二开钻井液方案 二 开 上 部（450.201 050.00 m）主 要 钻 遇 地 层为嫩江组， 硬脆性泥页岩微裂隙发育， 易发生 渗透水化剥落。一开结束扫完水泥塞后， 加足聚 合物胶液以完成体系转换， 并进行 311.2 mm 和 215.9 mm 大口径试取心试验。在试取心过程中， 不断调整钻井液性能以适应取心需要。试取心顺 利时钻井液性能参数为密度 1.111.15 g/cm3， 塑性黏度 1315 mPa s， 动切力 4.56.5 Pa， 静切力 1.53 Pa/7.59 Pa， 滤失量 7.5 mL 左右。 钻进至 1 050.00 m 时， 为保证正式取心工作顺 利一次性添加 2 惰性封堵材料和 2 低软化点 沥青， 对微裂隙进行充填以增强井壁稳定性；加大 纤维素类降滤失剂和聚合物降滤失剂等处理剂加 量以控制滤失量；加入 2 润滑剂 RH-30 和 0.5 清洁剂 RH-4， 提高钻井液润滑性以防黏卡。此时 钻井液性能参数为密度 1.18 g/cm3， 塑性黏度 22 mPa s， 动切力 9.5 Pa， 静切力 2.5 Pa/9 Pa， 滤失量 4 mL， 极压润滑系数 0.14， 泥饼黏附系数 0.12。 整个取心过程中， 钻井液性能稳定， 井内未发生 大的掉块与卡钻， 圆满完成了 311.2 mm 的试取心 表 1 松科 2 井上部地层矿物组分 地层伊蒙混层 / 绿泥石 / 伊利石 / 非黏土类 / 明水组4515040 四方台组515539 嫩江组43101037 青山口组655525 35郑文龙等松科 2 井特殊钻进工艺下钻井液技术 试验， 以及 1 074.001 148.01 m 和 1 182.741 256.01 m 的 215.9 mm 口径设计取心任务， 图 2 为所取嫩 江组岩心照片。 图 2 311.2mm 试取心与 215.9mm 正式取心岩心照片 取心结束后， 以 215.9 mm 钻头开始全面钻进， 随井深增加， 井温也逐渐升高， 因上下两部分井眼尺 寸相差较大而导致的携岩困难问题也越来越突出， 接单根与下钻过程中均有遇阻和下不到底的现象， 一度发展到录井方面岩屑采集作业难以进行。正常 钻进时排量在 36 L/s 左右， 继续增大排量易导致下 部井段冲刷严重而垮塌， 此时下部 215.9 mm 井段 的环空返速理论值已达 1.69 m/s， 而上部 508 mm 套管内返速仅为 0.21 m/s。上部套管内环空返速过 低导致大量钻屑滞留在井眼上部， 一旦停止循环即 往底部回落， 沉砂卡钻风险增大；钻屑在井内滞留 时间过长， 遭受钻井液液流冲击与井壁频繁碰撞， 水 化分散程度进一步提高， 钻井液性能恶化趋势明显。 通过逐渐增大聚合物包被剂及增黏提切剂的 加量， 以及适当提高钻井液密度， 多种措施并举以提 高钻井液的携带能力。通过观察钻进过程中钻屑返 出情况， 确定携岩效果最佳时的钻井液性能参数， 典 型钻井液性能参数为密度 1.25 g/cm3， 塑性黏度 16 mPa s， 动切力 14 Pa， 静切力 2.5 Pa/15 Pa， 滤失量 4 mL， 漏斗黏度 6570 s， pH 值 88.5。 二开扩孔前， 结合前期小口径成孔过程中的 经验， 通过室内小样试验确定生石灰的加入量， 使 黏土颗粒保持适度絮凝， 大幅度提高体系的固相 容量限和抑制能力， 配合 SMC 使用以改善泥皮质 量， 同时也为三开钻井液体系的顺利转换提前做好 准备。二开扩孔阶段钻井液主要性能参数为密 度 1.251.28 g/cm3， 塑性黏度 1622 mPa s， 动切力 914 Pa， 静 切 力 34 Pa/1216 Pa， 滤 失 量 2.43.6 mL， 漏斗黏度 6575 s， pH 值 88.5。 由于钻遇地层泥岩发育， 除配制开孔钻井液时 使用膨润土造浆外， 在整个二开段均未补入土粉， 现 场以多种处理剂与水配制成一定浓度的胶液， 以细 水长流的方式均匀持续补入循环罐， 避免磺化材料 加干粉时导致钻井液起泡；充分利用固控设备以最 大程度清除无用固相， 其中振动筛与除砂器使用率 分别占纯钻时间的 100 和 80。二开结束时， 钻 井液总量已达 670 余 m3， 除定期清掏沉淀罐损失小 部分钻井液外， 最大程度做到了无浪费， 严格控制了 钻井液排放量， 节约了弃浆与治污费用。 4 结论 （1） 优选出的钻井液方案适于松科 2 井特殊的井 身结构与施工工艺， 满足了大口径试取心试验、 正式 取心工作以及全面快速钻进频繁转换的多重需要。 （2） 通过严格控制滤失量， 改善黏土颗粒的分布 级配， 补入低软化点沥青和惰性封堵材料， 有效提高 了井壁稳定性， 降低了强渗透地层发生黏卡的风险。 （3） 保持良好的剪切稀释性与润滑性， 适当提高 钻井液密度， 最大程度加强固相控制， 是松科 2 井特 殊井身结构下顺利携岩的关键。 （4） 所选钻井液体系性能易于维护与调整， 方便 体系转换， 减少了弃浆与排污费用， 节约了钻进成 本， 为松科 2 井进一步钻进工作中钻井液体系选择 与维护提供了参考与借鉴。 （5） 大陆科学钻探的研究主题覆盖了所有地学领 域的广泛目标， 具有科研成果重大且密集特点的同 时还存在施工周期长， 投资巨大， 需要多单位多学科 跨领域协作等难题。深部科学钻探工程的实施， 不 仅将带动地球科学相关学科和技术的发展， 还需要 一系列重大工程技术的支撑。该项目的实施将明显 提升我国深部科学钻探技术水平， 有利于逐步形成 具有自主知识产权的科学钻探技术和方法体系。 参考文献 ［1］ 石德勤， 刘志明， 弓玉杰， 等 . 大庆油田“九五” 期间钻井 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