范落成，王杰東，何小明，胡林

（中國石化華東石油局鉆井工程公司，江蘇鎮(zhèn)江212009）

KCl聚磺鉆井液在TP338H井三開的應(yīng)用

范落成，王杰東，何小明，胡林

（中國石化華東石油局鉆井工程公司，江蘇鎮(zhèn)江212009）

在TP338H井的幾口鄰井施工時，三開井段均采用常規(guī)聚磺鉆井液體系，在鉆井過程中，PDC鉆頭泥包、井壁失穩(wěn)垮塌、下鉆大段劃眼等復(fù)雜情況時有發(fā)生，嚴重影響了鉆井施工進度。通過查詢和調(diào)研相關(guān)鉆井液資料，決定在TP338H井三開使用KCl聚磺鉆井液體系，以聚磺鉆井液為基礎(chǔ)，通過加入KCl來增強其抑制性和防塌性能。室內(nèi)性能評價表明，KCl聚磺鉆井液的抑制防塌性、高溫穩(wěn)定性、抗污染性、潤滑性及流變性能均優(yōu)于常規(guī)聚磺鉆井液體系。該井三開井段施工順利，未出現(xiàn)鉆頭泥包、嚴重垮塌等復(fù)雜情況，KCl聚磺鉆井液體系在該井取得了良好的應(yīng)用效果，對以后該區(qū)塊的鉆井液施工具有很好的參考意義。

KCl；聚磺鉆井液；抑制性；高溫穩(wěn)定性；TP338H井

近些年來，在塔河油田中生界的三疊系和古生界各地層的鉆井施工過程中，主要使用的是聚磺防塌鉆井液體系，該體系具有較強的抗溫能力和不錯的防塌性能，基本上能夠滿足鉆井施工的要求，為塔河油田的勘探開發(fā)發(fā)揮了重要的作用。但是，隨著塔河油田提速提效的全面開展，三疊系以下井段的井壁穩(wěn)定及PDC鉆頭泥包等問題日漸突出，成為阻礙提速提效的重要技術(shù)難題。常規(guī)的聚磺防塌鉆井液體系已經(jīng)不能有效地滿足提速提效的需求。通過對KCl鉆井液技術(shù)的調(diào)研和分析，認為在聚磺鉆井液中加入KCl能提高其抑制性能[1-3]，K+由于其特殊的晶格結(jié)構(gòu)，使其具有很強的抑制黏土水化膨脹的能力，能有效地抑制泥頁巖的水化，提高鉆井液的防塌能力[4]。因此，考慮在塔河油田鉆井中引入該鉆井液體系，以解決三疊系以下井段泥巖地層的垮塌及鉆頭泥包等復(fù)雜問題。

1 TP338 H井三開鉆井液技術(shù)難點

TP338H井是2014年布于塔河油田托甫臺區(qū)塊的一口四開制開發(fā)井，三開井段以215.9 mm鉆頭從4 740 m鉆至6 958 m，本開次鉆遇地層主要包括石炭系、泥盆系、志留系和奧陶系，通過對地層巖性的分析，以及鄰井資料的調(diào)研，該井三開鉆井液主要存在以下技術(shù)難點。

1）該井段從4 740 m至6 958 m，井溫在90～140℃，井溫高，壓差大，容易造成黏土高溫分散引起鉆井液黏切升高、濾失量增大、易壓差卡鉆等，因此，要求鉆井液在高溫條件下仍能保持良好的流變性、濾失性和潤滑性能。

2）石炭系卡拉沙依棕褐、深灰色泥巖中，黏土礦物平均質(zhì)量分數(shù)為30%～50%，而黏土礦物中的蒙皂石和伊/蒙混層的相對質(zhì)量分數(shù)約為25%[5],陽離子交換容量較大[6],水化膨脹性能較強。在鉆井過程中，該地層泥巖極易水化膨脹造成PDC鉆頭泥包和井壁掉塊垮塌，嚴重影響鉆井速度和井下安全，鄰井TP302X和TP316X井均出現(xiàn)不同程度的PDC鉆頭泥包現(xiàn)象，且TP316X井在卡拉沙依地層多次反復(fù)劃眼，因此，要求鉆井液具有良好的抑制防塌性能。

3）志留系柯坪塔格綠灰、深灰色泥巖雖然水化膨脹性相對較差，但是該井段微裂隙發(fā)育，井壁經(jīng)過長時間浸泡以后，鉆井液濾液容易沿微裂隙進入泥巖內(nèi)部，一方面消弱顆粒間的膠結(jié)力，另一方面少量泥巖的水化膨脹也能大幅度降低泥巖地層的整體強度，從而導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，井徑擴大率增大，易形成糖葫蘆和鋸齒狀井眼，嚴重影響起下鉆及后續(xù)作業(yè)的順利進行。TP328X井在柯坪塔格地層（5 400～6 027 m）劃眼時效在10天以上，TP316X井在柯坪塔格地層（5 634～6 081 m）劃眼時效也在12天以上，因此，要求鉆井液具有良好的封堵及抑制性能。

4）奧陶系桑塔木組地層中上部為灰、灰褐色泥巖與泥質(zhì)灰?guī)r、泥晶灰?guī)r不等厚互層，下部為灰色泥巖，該地層井壁相對比較穩(wěn)定，但是長時間浸泡同樣易導(dǎo)致泥巖剝落垮塌。TP328X井在桑塔木地層（6 295～6 755 m）劃眼時效在3天以上，TP316X井在桑塔木地層（6 100～6 470 m）劃眼時效在15天以上，因此，要求鉆井液具有較強抑制防塌性的同時，盡量加快鉆井施工速度，減少裸眼浸泡時間[7]。

2 室內(nèi)配方優(yōu)選及性能評價

2.1 室內(nèi)配方優(yōu)選實驗

2.1.1 聚磺基漿配方的確定

鉆井液的包被抑制性和流變性與包被抑制類聚合物分子量的大小有直接關(guān)系，一般要求分子量大于250×104，不少已經(jīng)達到600×104，甚至1 000×104以上[7]，選擇分子量在300×104左右的聚丙烯酰胺鉀鹽（KPAM）作為聚合物抑制劑，加量控制在0.3%～0.5%，以及分子量在600×104以上的乳液高分子聚合物（DS-301）作為包被劑，加量控制在0.1%～0.2%。

磺化材料主要選擇磺化酚醛樹脂（SMP-1）、褐煤樹脂（SPNH）作為抗高溫降濾失劑，磺化瀝青（FT-1）作為防塌劑，加量分別控制在2.0%～3.0%。

根據(jù)近幾年在塔河工區(qū)對聚磺鉆井液的使用，確定聚磺基漿配方為：3.5%膨潤土漿+0.2%NaOH+ 0.1%PAC-HV+0.3%KPAM+0.2%DS-301+2.5% SMP-1+3.0%SPNH+2.5%FT-1。

2.1.2 KCl加量的確定

由于該井二開中完前已經(jīng)轉(zhuǎn)化成聚磺鉆井液體系，且鉆井液配方基本和上述聚磺基漿配方一致，因此，選擇井漿作為基漿進行室內(nèi)小型實驗，以確定KCl的加量，作為三開轉(zhuǎn)型的依據(jù)。

表1 KCl加量優(yōu)選實驗Table 1 KCl dosage optimization experiment

測定井漿的六速、API失水、坂土含量等性能，并逐步加入1%、3%、5%、7%KCl,以120℃熱滾16 h后12×1 000 r/min充分攪拌30 min,分別測定其性能，從而優(yōu)選出最佳KCl加量，并觀察KCl對鉆井液的影響規(guī)律[8]。

從表1中對比實驗結(jié)果可以看出：隨著KCl加量的增加，鉆井液的塑性黏度變化不大，3%之前，動切力、靜切力和中壓失水都是增大，3%之后均減小，5%之后趨于穩(wěn)定，且性能符合該井三開鉆井施工設(shè)計的要求。KCl加量從5%增至7%，坂土含量不再降低，說明KCl加量在5%以上對于增強鉆井液的抑制性比較合適，已經(jīng)完全可以滿足抑制泥巖分散的要求。KCl加量控制在5%～7%比較合適。

綜合以上分析及實驗結(jié)果可以確定KCl聚磺鉆井液的基本配方為：3.5%膨潤土漿+0.2%NaOH+ 0.1%PAC-HV+0.3%KPAM+0.2%DS-301+2.5% SMP-1+3.0%SPNH+2.5%FT-1+5%KCl.

2.2 性能評價實驗

取該井二開完鉆時的井漿，加入0.2%NaOH+ 2.5%SMP-1+3.0%SPNH+2.5%FT-1+5%KCl后作為基漿，進行各項性能測試，并進行評價。

2.2.1 高溫穩(wěn)定性評價

在常溫條件下測試配制基漿的常規(guī)性能，然后在120℃溫度下熱滾老化16 h，再次測其性能，實驗結(jié)果見表2。由表2可知，該鉆井液在老化后性能變化不大，仍然具有良好的流變性和濾失性能，抗溫性能良好。

表2 高溫穩(wěn)定性實驗Table 2 High temperature stability test

2.2.2 高溫抑制性評價

取鄰井TP337H井卡拉沙依組地層的棕褐色泥巖巖屑，放入聚磺鉆井液、5%KCl基漿中，在120℃溫度下熱滾老化16 h后，分別測定其回收率，結(jié)果見表3。從實驗結(jié)果可以看出，5%KCl基漿鉆井液的巖屑回收率更高，抑制性明顯強于常規(guī)聚磺鉆井液體系。

表3 巖屑回收率對比實驗Table 3 Cuttings recovery experiments

2.2.3 抗黏土侵評價實驗

托甫臺區(qū)塊三疊系和石炭系地層以泥巖為主，且泥巖容易水化膨脹造漿，一方面影響鉆井液性能，另一方面易造成PDC鉆頭泥包，因此，有必要對5% KCl基漿進行抗黏土侵評價。將基漿用變頻高速攪拌器12×1 000 r/min高速攪拌30 min，期間分別加入2%、3%、4%土粉，然后觀察流變性變化[9]。實驗結(jié)果見表4，在KCl聚磺鉆井液中逐步加入2%～4%土粉后，鉆井液黏度和切力變化不大，流變性依然較好，說明該鉆井液抗黏土侵能力強，抑制性好。

2.2.4 潤滑性評價

用粘滯系數(shù)測定儀分別對常規(guī)聚磺鉆井液和5%KCl聚磺鉆井液在老化前后的泥餅粘滯系數(shù)進行了測量，實驗結(jié)果見表5。實驗表明：常溫下，兩種鉆井液體系的粘滯系數(shù)相當，而經(jīng)過120℃老化16 h后，5%KCl聚磺鉆井液的粘滯系數(shù)明顯小于常規(guī)聚磺鉆井液，具有更好的潤滑性能。

鉆井液性能室內(nèi)評價結(jié)果表明，KCl聚磺鉆井液對于泥巖地層的水化膨脹和分散具有良好的抑制性能，同時具有良好的高溫穩(wěn)定性能、抗黏土污染能力和潤滑性能。因此，在該井三開鉆井中，使用了該鉆井液體系。

表4 抗黏土侵評價實驗Table 4 Anti clay contamination evaluation experiment

表5 潤滑性實驗結(jié)果Table 5 Experimental results of lubrication performance

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 鉆井液維護處理措施及主要性能

1）三開開鉆前，在套管里面把聚磺鉆井液轉(zhuǎn)化成KCl聚磺鉆井液體系，一是使用離心機充分清除固相含量以及控制合適的坂土含量，二是補充足夠的SMP-1和SPNH，三是按照室內(nèi)小型實驗配方加入0.2%的NaOH和5%KCl，并充分循環(huán)保證性能均勻穩(wěn)定。

2）高分子聚合物抑制劑KPAM及DS-301的加量分別控制在0.3%和0.2%左右，水化能力強且易導(dǎo)致PDC鉆頭泥包的卡拉沙依泥巖井段可以適量增加，而志留系和奧陶系井段聚合物加量可以適量減少，并可以根據(jù)流變性能靈活調(diào)整加量。

3）合理使用好四級固控設(shè)備，及時地、最大限度的清除有害固相，同時配合使用PAC-LV、PB-1和 QS-2改善泥餅質(zhì)量，減少鉆井液消耗，同時不定期加入液體潤滑劑提高鉆井液的潤滑性能。

4）SMP-1、SPNH的加量分別在2%以上，增強鉆井液的抗溫性能，保證高溫條件下良好的流變性能，同時不定期補充KCl維持其含量在5%左右，保證鉆井液的抑制性。

5）在志留系井段鉆進過程中，除了保證常規(guī)防塌劑FT-1的加量大于2%以外，還配合使用了高軟化點乳化瀝青以及不同粒徑的石灰石粉，以進一步增強鉆井液的封堵防塌能力。

6）KCl聚磺鉆井液體系在使用過程中，黏度和切力會慢慢往下降，因此現(xiàn)場備足坂土漿，根據(jù)實際情況定期補充坂土漿和NaOH,控制好切力，控制動塑比在0.5左右，保證鉆井液良好的剪切稀釋性能和攜巖性能。

該井三開井段鉆井液性能見表6。

3.2 應(yīng)用效果

1）該井三開井段在鉆井施工過程中，鉆井液性能穩(wěn)定，流變性、攜巖性等滿足鉆井施工的要求；鉆井液泥餅質(zhì)量薄而韌，潤滑性能良好，起下鉆摩阻較小，一般在50 kN以內(nèi)。

2）卡拉沙依泥巖井段鉆進過程中，鉆井液性能穩(wěn)定，地層沒有明顯的造漿現(xiàn)象，PDC鉆頭沒有出現(xiàn)鉆頭泥包現(xiàn)象。

表6 TP338H井三開鉆井液性能Table 6 Drilling fluid performance of the third drilling of well TP338H

3）該井鉆進至6 750 m以前，鉆井液包被抑制性強鉆屑成型度好，棱角分明，沒有嚴重的掉塊垮塌現(xiàn)象，井壁穩(wěn)定，未出現(xiàn)劃眼情況，而TP316X井在卡拉沙依、柯坪塔格和桑塔木地層的劃眼總時效在30天以上，TP328X井在柯坪塔格和桑塔木地層的劃眼總時效也在13天以上。該井鉆至6 750 m出現(xiàn)井漏，承壓堵漏后，由于自由水大量擠入地層，導(dǎo)致留系柯坪塔格泥巖地層（5 830～6 020 m）垮塌，井徑偏大，出現(xiàn)劃眼情況，該復(fù)雜情況與鉆井液體系無關(guān)，該井三開井徑曲線見圖1。

圖1 TP338H井三開井徑曲線Fig.1 Well diameter curve of the third drilling of well TP338H

4）相比于鄰井，本井實際鉆井周期有大幅度的縮短，為148.17 d，平均機械鉆速最高，為5.85 m/h，三開井段平均井徑擴大率最小，為6.9 4%，具體對比統(tǒng)計數(shù)據(jù)見表7。

表7 統(tǒng)計數(shù)據(jù)對比Table 7 Statistical data comparison table

4 結(jié)論與建議

1）相比于常規(guī)的聚磺鉆井液，KCl聚磺鉆井液具有更良好的抑制性能、高溫穩(wěn)定性能、抗黏土污染能力和潤滑性能等。

2）KCl聚磺鉆井液有效地解決了TP338H井三開井段井壁穩(wěn)定和PDC鉆頭泥包等復(fù)雜問題，對以后該區(qū)塊的鉆井液施工具有很好的參考意義。

3）TP316X、TP328X和TP338H井在志留系地層均出現(xiàn)過井漏情況，增加了鉆井周期和鉆井成本，因此，進一步加強托甫臺三區(qū)志留系地層隨鉆堵漏技術(shù)的研究與應(yīng)用，減小該地層井漏的風險，縮短井漏造成復(fù)雜情況的處理時效。

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（編輯：楊友勝）

Application of KCl polysulfonate drilling fluid in the third drilling of well TP338H

Fan Luocheng,Wang Jiedong,He Xiaoming and Hu Lin
(Drilling Engineering Company of East China Petroleum Bureau,SINOPEC,Zhenjiang,Jiangsu 212009,China)

In the construction of adjacent wells of well TP338H,the third drilling sections all adopted the conventional polysulfo?nate drilling fluid.In the process of drilling,some complex situations often occurred,including PDC bit balling,wellbore instability and long section reaming,which affected the drilling construction schedule seriously.Through researching the related materials of drilling fluid,in the third drilling of well TP338H,KCl polysulfonate drilling fluid system was adopted.Using polysulfonate drilling fluid as the foundation,the inhibition and anti collapse properties were enhanced by adding KCl.The indoor results show that,the performances of KCl polysulfonate drilling fluid system are superior to those of conventional polysulfonate drilling fluid system, among them,the performances include inhibition and anti collapse,high temperature stability,anti pollution ability,lubricity and rheological properties.The third drilling construction of this well was smooth,and the complex situations including bit balling and serious collapse were not happened.KCl polysulfonate drilling fluid system achieves good results in the well,thereby offering good references for future construction in this block.

KCl,polysulfonate drilling fluid,inhibition,high temperature stability,well TP338H

TE254

A

2014-09-29。

范落成（1982—），男，工程師，鉆井液技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用與研究。