金軍斌

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101；2.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100101)

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?鉆井完井?

塔里木盆地順北區(qū)塊超深井火成巖鉆井液技術(shù)

金軍斌1,2

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101；2.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100101)

針對塔里木盆地順北區(qū)塊火成巖地層鉆進中存在的井壁失穩(wěn)嚴重、惡性漏失風險高、長裸眼漏塌同存、摩阻高和掉塊卡鉆等鉆井技術(shù)難點，開展了鉆井液體系配方優(yōu)化研究。根據(jù)包被抑制劑對鉆井液性能的影響試驗、不同降濾失劑作用效果試驗、復合封堵劑屏蔽封堵試驗和復合潤滑劑配比和降摩阻試驗結(jié)果，研制了強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液。室內(nèi)試驗表明，火成巖巖樣在該鉆井液中的滾動回收率和線性膨脹率分別為96.07%和1.87%，鉆井液能夠抗5%NaCl和2%CaSO4污染。該鉆井液在順北1-3井火成巖地層鉆進中進行了現(xiàn)場試驗，其二疊系火成巖地層平均井徑擴大率僅為12.88%，復雜時效比順北1-1H井縮短了37.9 d；二疊系火成巖井段未發(fā)生漏失；輝綠巖地層平均井徑擴大率比順北1井降低了15.7百分點。室內(nèi)研究與現(xiàn)場試驗表明，強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液技術(shù)解決了順北區(qū)塊超深井火成巖鉆井技術(shù)難點，可以在該區(qū)塊進行推廣。

超深井；鉆井液；火成巖；室內(nèi)試驗；順北1-3井；順北區(qū)塊；塔里木盆地

自順北1-1H井獲得重大輕質(zhì)油氣發(fā)現(xiàn)后，塔里木盆地順托果勒低隆北緣(簡稱順北區(qū)塊)已成為中國石化西部重要的能源接替區(qū)。該區(qū)塊超深井鉆遇2套火成巖地層，二疊系火成巖以英安巖和凝灰?guī)r為主，埋藏深度約在4 500.00～5 000.00 m，厚度約500.00 m；奧陶系桑塔木組火成巖以輝綠巖侵入體為主，埋藏深度在6 900.00～6 950.00 m，厚度為40.00～55.00 m。該區(qū)塊前期鉆了順北1井和順北1-1H井2口井，其中，順北1井因輝綠巖井段井眼垮塌嚴重而被迫側(cè)鉆、改變井身結(jié)構(gòu)；順北1-1H井在鉆進二疊系火成巖地層時發(fā)生惡性漏失，先后進行了27次堵漏作業(yè)，共漏失鉆井液2 876.0 m3，耗時39.8 d。2015年部署的5口評價井均簡化了井身結(jié)構(gòu)，二疊系火成巖地層位于長裸眼井段的中部，漏塌同存風險劇增。

針對順北區(qū)塊火成巖地層井壁失穩(wěn)嚴重、漏失風險大、摩阻高和掉塊卡鉆等技術(shù)難點，筆者從包被抑制劑等關鍵處理劑優(yōu)選、復合屏蔽封堵防漏防塌鉆井液配方設計、長裸眼復合潤滑降低摩阻和全井堵漏漿鉆進等方面開展研究，并制定了針對性的火成巖鉆井液技術(shù)方案，確保了順利鉆穿順北1-3井火成巖地層，取得了良好的現(xiàn)場應用效果。

1 鉆井液難點分析

順北區(qū)塊二疊系火成巖地層極為破碎，微裂縫或裂縫發(fā)育，與其上部地層存在不整合面，且地層的漏失壓力接近地層的坍塌壓力，鉆井過程中極易發(fā)生掉塊垮塌、鉆井液漏失。如順北1-1H井因鉆進二疊系地層時發(fā)生惡性漏失、井壁失穩(wěn)而未能完成正常的測井作業(yè)。由于二疊系火成巖硬度較高，鉆具的機械碰撞容易引起大的掉塊，發(fā)生卡鉆事故[1-2]，因此，必須優(yōu)選強抑制鉆井液體系，以減小濾液進入微裂縫的深度，控制火成巖的水化垮塌。

二疊系火成巖處于二開長裸眼井段的中部，鉆穿二疊系后還有近2 000.00 m的裸眼井段，且志留系泥巖地層的坍塌壓力大于上部火成巖的孔隙壓力，幾乎沒有安全鉆進密度窗口，必須對破碎地層和微裂縫進行有效封堵，以減少或避免鉆井液濾液的滲濾和靜水壓力的傳遞，提高地層的完整性和承壓能力，解決長裸眼井段上部火成巖地層漏失和下部泥巖垮塌的難題[1,3-4]。

奧陶系輝綠巖侵入體以長石為主、并含有鈦鐵礦物，硬度極高，密度高達3.05 g/cm3，對鉆井液的攜巖性能要求很高；輝綠巖地層破碎且裂縫發(fā)育，鉆井過程中極易發(fā)生坍塌掉塊、漏失和大掉塊惡性卡鉆等井下故障，如順北1井在鉆進輝綠巖地層時，多次發(fā)生掉塊阻卡等井下故障，最終填井側(cè)鉆。因此，要實現(xiàn)輝綠巖地層的安全鉆進，不但要求鉆井液具有良好的攜巖性能，而且需配合稠漿塞定期清掃井底等工程技術(shù)措施。

2 鉆井液配方優(yōu)選及室內(nèi)評價

現(xiàn)場施工表明，順北區(qū)塊前期使用的鉀胺基聚磺鉆井液已不能完全滿足安全和優(yōu)快鉆井要求，為此，筆者通過鉆井液關鍵處理劑優(yōu)選和堵漏漿配方試驗，形成了強抑制高封堵鉀胺基聚合物鉆井液，并進行了性能評價。

2.1 關鍵處理劑優(yōu)選

以聚胺和氯化鉀作為抑制劑形成基漿配方，重點對聚合物包被抑制劑、抗鹽降濾失劑、復合封堵劑和復合潤滑劑進行了優(yōu)選。1#基漿配方為：3.5%膨潤土+1.0%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA+3%SPNH；2#基漿配方為：3.0%膨潤土+0.6%CMC-LV +0.3%PFL-2+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA+1.0%潤滑劑；3#基漿配方為：3.0%膨潤土+0.3%CMC-LV+0.3%NaOH+5.0%KCl+1.0%SMJA。

2.1.1 包被抑制劑

將KPAM、PAC-HV、FA367和PFL-2等4種常用的聚合物包被抑制劑加入到1#基漿中，測試其流變性和人造巖心的膨脹率，結(jié)果見表1。從表1可以看出，1#基漿加入0.3%PFL-2后，動切力由7.0 Pa提高至14.0 Pa，濾失量由8.0 mL降至5.0 mL，巖心膨脹率由15.7%降至5.5%，說明包被抑制劑PFL-2可以改善鉆井液流變性，并提高其抑制性。因此，選用PFL-2為主要包被抑制劑。

表1 包被抑制劑優(yōu)選試驗結(jié)果

Table 1 Test results for the optimization of coated inhibitors

配方密度/(g·cm-3)表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/PaAPI濾失量/mL巖心膨脹率,%1#基漿1.24292278.015.71#基漿+0.3%KPAM1.243623137.05.91#基漿+0.3%PAC-HV1.243726116.510.51#基漿+0.3%FA3671.243824135.68.41#基漿+0.3%DBF-21.243925145.05.5

2.1.2 抗鹽降濾失劑

將SML-4、CXP-2、SPNH、SHC、SMP-2和SMC等6種常用的抗鹽降濾失劑分別加入到2#基漿中，測試其降濾失效果，結(jié)果見表2。從表2可以看出，SPNH的降濾失效果最好，加入3%SPNH后，API濾失量由7.6 mL降至4.8 mL，并且對黏度影響不大。因此，選用SPNH作為降濾失劑。

表2 降濾失劑優(yōu)選試驗結(jié)果

Table 2 Test results for the optimization of filtration loss agents

配方密度/(g·cm-3)表觀黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)動切力/PaAPI濾失量/mL2#基漿1.2429.0218.07.62#基漿+3%SML-41.2432.52111.55.52#基漿+3%CXP-21.2439.02811.06.22#基漿+3%SPNH1.2428.51810.54.82#基漿+3%SHC1.2435.52012.56.62#基漿+3%SMP-21.2428.0208.06.22#基漿+3%SMC1.2427.01710.05.9

2.1.3 復合封堵劑

對順北區(qū)塊常用的STP-2、SMNA-1、YK-H及SF-3等4種瀝青類防塌劑進行了試驗評價，向3#基漿中分別加入不同質(zhì)量分數(shù)的上述4種防塌劑，測定濾失量的變化，結(jié)果見圖1。由圖1可以看出，隨著防塌劑加量增大，基漿的API濾失量先急劇下降，出現(xiàn)拐點后下降幅度越來越小，其中SMNA-1的降濾失效果最好，最優(yōu)加量為3%。

圖1 瀝青類防塌劑降濾失性試驗結(jié)果Fig.1 Test results for filtration loss of the asphalt collapse prevention agent

為封堵火成巖地層的微裂隙和裂縫，鉆井液中需要加入“軟硬結(jié)合”的堵漏材料，提高地層的完整性[5-7]。室內(nèi)將直徑2.0 mm石英砂堆積壓實后模擬破碎地層，將石英砂放入黏附系數(shù)測定儀的不銹鋼紗網(wǎng)上，在1#基漿中分別加入QS-2、PB-1和SMNA-1等封堵劑，加壓至3.5 MPa，測試砂床底流量及封堵層厚度，并觀察封堵層的致密程度，結(jié)果見表3。

從表3看出，5%超細碳酸鈣QS-2+2%屏蔽封堵劑PB-1+3%封堵防塌劑SMNA-1可以封堵直徑2.0 mm的砂體，可以較好地封堵裂縫性地層，因此，選用5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-1作為復合封堵劑。

2.1.4 復合潤滑劑

納米乳液是近幾年發(fā)展起來的新型處理劑，具有潤滑、降低濾失量、抑制黏土膨脹分散和封堵微小裂隙的作用[4,7-11]，與常規(guī)潤滑劑復配后效果更好。室內(nèi)將納米乳液與不同極壓潤滑劑按不同配比復配，加入2#基漿中測試其潤滑性能，結(jié)果見表4。從表4可以看出，潤滑劑SMJH-1潤滑效果最好，與納米乳液的最佳配比為2∶3。

表3 屏蔽封堵試驗結(jié)果

Table 3 Test results for shielding plugging

配方砂床底流量/mL封堵層厚度/mm砂床封堵層描述 1#基漿+5%QS-2+1%PB-1+1%SMNA-133.05.5 砂床表面封隔層較致密且有一定強度,砂體與封隔層粘為一體 1#基漿+5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-113.04.0 封隔層厚4.0mm,封隔層致密,砂體與封隔層粘為一體 1#基漿+5%QS-2+3%PB-1+5%SMNA-19.53.6 封隔層厚3.6mm,封隔層很致密,砂體與封隔層粘為一體

表4 復合潤滑劑配方試驗

Table 4 Test for the formula for the composite lubricant

配方潤滑系數(shù)表觀黏度/(mPa·s)密度/(g·cm-3)中壓濾失量/mL 2#基漿0.21029.01.248.0 2#基漿+2%RH-97D0.11030.01.246.4 2#基漿+2%石墨0.14030.01.247.2 2#基漿+2%SMJH-10.09032.01.246.0 2#基漿+2%納米乳液0.12032.01.246.0 2#基漿+2%SMJH-1+1%納米乳液0.09033.01.245.6 2#基漿+2%SMJH-1+2%納米乳液0.07134.01.245.2 2#基漿+2%SMJH-1+3%納米乳液0.06134.51.245.0 2#基漿+2%SMJH-1+4%納米乳液0.05835.01.245.0

2.2 堵漏漿封堵性能評價

為防止堵漏材料粒徑組合與地層裂縫尺寸不匹配造成的“封門”現(xiàn)象，避免只在井壁表面堆積構(gòu)成封堵層[12-15]，結(jié)合順北1-1H井地層漏失特點，以中細顆粒、纖維類和微片類堵漏材料為主，并調(diào)整堵漏材料的顆粒級配，在1#基漿的基礎上，優(yōu)化得到堵漏漿配方為：1#基漿+1.5%核桃殼(中粗)+2.0%核桃殼(細)+2.0%PB-1+1.5%云母(中粗)+3.0%SQD-98+2.0%云母(細)+2.0%QS-2+2.0%CXD。在室溫下，采用砂床濾失儀和裂縫封堵評價裝置對堵漏漿砂床濾失和裂縫封堵能力進行評價，結(jié)果分別見表5和圖2。

表5 堵漏漿砂床濾失試驗結(jié)果

Table 5 Test result for the LCM mud filtration loss on sand bed

試驗條件侵入砂床深度/mm60/100目砂床40/60目砂床室溫2.44.5120℃/16h4.66.6

圖2 堵漏漿裂縫封堵評價試驗結(jié)果Fig.2 Test result of LCM mud for fracture plugging

從表5可以看出，堵漏漿侵入砂床的深度較小，可以有效封堵微裂隙。由圖2可以看出，對于縫寬200 μm的模擬裂縫，當試驗壓力從0 MPa逐漸升至4 MPa(儀器的壓力極限)時沒有漏失，說明堵漏漿能完全封住200 μm寬的裂縫；對于縫寬400 μm的模擬裂縫，壓力較小時漏失量很小，隨著壓力升高，漏失量增大，當壓力達到4 MPa時，漏失量僅為5.6 mL，說明堵漏漿的堵漏效果較好。

2.3 鉆井液性能評價

通過優(yōu)選包被抑制劑、抗鹽降濾失劑、復合潤滑劑和復合封堵劑，形成了強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液配方：3.0%～4.0%膨潤土+0.2%～0.4%NaOH+2.0%～4.0%SPNH+0.6%～1.0%CMC-LV+1.0%～2.0%SMJA+0.2%～0.4%PFL-2+4.0%～6.0%KCl+2.0%～4.0%QS-2+1.0%～3.0%PB-1+ 2.0%～4.0%SMNA-1+1.0%～2.0%SMJH-1+3.0%～5.0%納米乳液。以該配方加量中值配制的鉆井液為4#鉆井液。

2.3.1 常規(guī)性能

測量不同密度的強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液在室溫和150 ℃熱滾16 h后的常規(guī)性能，結(jié)果見表6。從表6可以看出，強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液老化前后基本性能較為穩(wěn)定，抗溫性能良好。

2.3.2 抑制性

采用順北1-1H井4 728.00～4 756.00 m井段的火成巖和6 230.00～6 240.00 m井段的志留系泥巖巖樣，測定其在鉀胺基聚磺鉆井液和強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液中滾動回收率和線性膨脹率，結(jié)果見表7。巖樣滾動回收率測試條件是在150 ℃下滾動16 h,巖樣線性膨脹測試條件是在100 ℃下浸泡16 h。

表6 強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液常規(guī)性能試驗結(jié)果

Table 6 Conventional properties testing results for potassium amine based polysulfide drilling fluid with high inhibitive and plugging capacities

測試條件密度/(g·cm-3)塑性黏度/(mPa·s)動切力/PaAPI濾失量/mL高溫高壓濾失量/mL老化前1.2427113.211.01.8437103.010.6老化后1.2426103.611.41.843593.411.2

注：高溫高壓濾失量測試條件為150 ℃、3.5 MPa。

表7 鉆井液抑制性評價試驗結(jié)果

Table 7 Test results for inhibitive performances of drilling fluid

鉆井液滾動回收率,%線性膨脹率,%火成巖泥巖火成巖泥巖 鉀胺基聚磺鉆井液91.0579.373.146.05 強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液96.0790.381.872.24

從表7可以看出，與鉀胺基聚磺鉆井液相比，火成巖和泥巖在強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液中的滾動回收率分別提高了5.02百分點和11.01百分點，線性膨脹率分別降低了1.27百分點和3.81百分點，說明強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液的抑制性明顯優(yōu)于鉀胺基聚磺鉆井液。

2.3.3 抗鹽鈣污染試驗

用重晶石將強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液的密度加重至1.25 g/cm3，用燒堿將其pH值調(diào)為10，進行抗鹽污染試驗，結(jié)果見表8。從表8可以看出，強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液加入NaCl和CaSO4后，流變性變化不大，濾失量始終小于4.4 mL，pH值在9左右，表明該鉆井液的抗鹽、抗鈣污染能力較強。

表8 強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液抗鹽污染試驗結(jié)果

Table 8 Anti-salt contamination test for potassium amine-based polysulfide drilling fluids with high inhibitive and plugging capacities

污染物密度/(g·cm-3)塑性黏度/(mPa·s)動切力/PaAPI濾失量/mL高溫高壓濾失量/mLpH值1.2524.0103.211.010.03.0%NaCl1.2522.083.411.29.05.0%NaCl1.2523.093.811.88.50.5%CaSO41.2527.0113.411.29.51.0%CaSO41.2530.0133.611.69.02.0%CaSO41.2532.0144.412.08.5

注：試驗數(shù)據(jù)均是在150 ℃滾動16 h后測得，高溫高壓濾失量測試條件為150 ℃、3.5 MPa。

3 現(xiàn)場試驗

順北1-3井為超深直井，設計井深7 369.00 m。該井采用四級井身結(jié)構(gòu)，二開長裸眼井段為2 000.00～6 830.00 m，長達4 830.00 m，其中4 543.00～4 963.00 m井段為厚420.00 m的二疊系火成巖地層；三開井段的6 839.00～6 879.00 m井段為厚40.00 m的輝綠巖侵入體。為了保證順利完鉆，該井在鉆進二疊系火成巖地層和輝綠巖地層時試驗應用了強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液。

3.1 二疊系火成巖地層鉆井液維護處理技術(shù)措施

1) 嚴格控制鉆井液密度為1.24～1.26 g/cm3，在不壓漏地層的情況下兼顧破碎地層的井壁穩(wěn)定；降低鉆井液濾失量，使API濾失量小于4 mL，高溫高壓濾失量小于10 mL，避免由于濾液侵入裂縫引起的井壁垮塌。

2) 調(diào)整鉆井液的流變性，將漏斗黏度控制在45～55 s、塑性黏度控制在20～30 mPa·s，動切力控制在8～12 Pa，使鉆井液動塑比控制在0.40～0.50，流型達到平板層流，以減弱對井壁的沖刷。

3) 按照5%QS-2+2%PB-1+3%SMNA-1的基礎配方加足封堵防塌劑，對二疊系地層進行及時封堵，避免形成誘導裂縫，減小漏失風險。

4) 按照2%SMJH-1+3%納米乳液的基礎配方加足復合潤滑劑，以增強鉆井液的潤滑性，使濾餅黏滯系數(shù)小于0.08。

5) 如果發(fā)生漏失，根據(jù)漏速首選橋漿配方循環(huán)靜堵，不采取承壓靜堵作業(yè)，以避免裂縫擴展、泄壓后三疊系井壁失穩(wěn)；若靜堵失敗，即刻轉(zhuǎn)入堵漏漿鉆進，以免拖延時間。

6) 長裸眼起鉆前，用堵漏漿封閉二疊系漏失地層；控制起下鉆速度和開泵速度，以減輕井內(nèi)壓力激動；下鉆時采取分段循環(huán)措施，防止開泵困難、憋漏地層。

3.2 輝綠巖地層鉆井液維護處理技術(shù)措施

1) 揭開輝綠巖地層前，鉆井液密度嚴格控制在1.80～1.85 g/cm3，以發(fā)揮力學穩(wěn)定輝綠巖井壁的作用；調(diào)整鉆井液性能，使API濾失量小于3 mL，高溫高壓濾失量小于10 mL。

2) 使用PFL-2調(diào)整高溫高密度鉆井液的流變性，將漏斗黏度、塑性黏度和動切力分別控制在60～70 s、30～40 mPa·s和10～15 Pa，鉆井液動塑比控制在0.45～0.55，提高鉆井液的攜巖能力。

3) 定期補充160～180 ℃高軟化點瀝青類防塌劑SMNA-2、PB-1和QS-2，增強鉆井液封堵微裂縫的能力，阻斷液柱壓力的傳遞通道，防止水力“楔劈”效應。

4) 定期采用漏斗黏度大于120 s的稠漿塞清掃井底，把輝綠巖掉塊帶離井底。

3.3 堵漏漿維護處理技術(shù)措施

1) 在漏點密集、漏失量大、靜堵無法滿足安全鉆進的情況下，起鉆簡化鉆具組合，把全井鉆井液轉(zhuǎn)化成堵漏漿。

2) 性能維護以補充堵漏材料膠液為主,定期向堵漏漿中補充中細顆粒堵漏材料；加足潤滑劑，精細操作，防止發(fā)生卡鉆。

3) 保持循環(huán)堵漏漿的pH值大于10，以防止堵漏材料在高溫下發(fā)酵失效。

4) 停止或者間歇使用振動篩，提高沉砂罐、循環(huán)槽的清理頻率。

5) 鉆穿二疊系火成巖地層后篩除堵漏材料，在后續(xù)鉆進中，需定期泵注橋漿段塞，以鞏固漏失地層的封堵效果。

3.4 現(xiàn)場應用效果

順北1-3井二疊系火成巖地層在應用強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液鉆進過程中，鉆井液性能穩(wěn)定，API濾失量控制在5 mL以內(nèi)(見圖3)；防漏效果顯著，未發(fā)生漏失；鉆井液潤滑性能良好、沒有明顯的阻卡現(xiàn)象，摩阻系數(shù)都控制在0.08以下，最大提升和下放阻力控制在150 kN之內(nèi)，長裸眼測井和下套管等作業(yè)均一次順利到底，未發(fā)生因鉆井液問題引發(fā)的井下故障。測井結(jié)果顯示，順北1-3井二疊系地層井徑較為規(guī)則，平均井徑擴大率僅為12.88%。與順北1-1H井相比，該井二疊系地層處理井下故障時間縮短了37.9 d。

圖3 順北1-3井鉆井液主要性能隨井深的變化曲線Fig.3 Changes in major properties of drilling fluid with depths in the Well Shunbei 1-3

順北1-3井應用強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液成功鉆穿6 839.00～6 879.00 m井段的輝綠巖地層，該鉆井液的物理封堵和化學防塌效果顯著，與順北1井相比，含輝綠巖井段的最大和平均井徑擴大率降低了17.6百分點和15.7百分點。

4 結(jié)論及建議

1) 通過優(yōu)選包被抑制劑等關鍵處理劑、設計復合屏蔽封堵防漏防塌和長裸眼復合潤滑降摩鉆井液配方，得到了強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液,滿足了順北區(qū)塊長裸眼降摩阻鉆進要求。

2) 室內(nèi)試驗表明，強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液具有良好的防塌抑制性、潤滑性和和攜巖洗井能力，較好地解決了順北1-3井火成巖鉆井技術(shù)難點，為順北區(qū)塊超深井安全鉆井提供了保障。

3) 建議在順北區(qū)塊后續(xù)超深井火成巖鉆井中推廣應用強抑制高封堵鉀胺基聚磺鉆井液，并進一步研究和優(yōu)化深部火成巖地層高密度鉆井液技術(shù)。

References

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[編輯 滕春鳴]

Drilling Fluid Technology for Igneous Rocks in Ultra-Deep Wells in the Shunbei Area, Tarim Basin

JIN Junbin1,2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101,China; 2.StateKeyLaboratoryofShaleOilandGasEnrichmentMechanismsandEffectiveDevelopment,Beijing， 100101,China)

Igneous formations in the Shunbei Block of Tarim Basin are characterized by severe instability of bore hole walls, higher risks of severe lost circulation, the coexistence of lost circulation and collapsing in long open-hole intervals, high friction resistances, bit sticking and other technical challenges. Under such circumstances, research has been performed to optimize formulas for drilling fluid systems. With consideration to the results related to coating inhibitors on the performance of drilling fluid, the performance of different filtrate loss agents, shielding effect of compound plugging agents, the ratio of compound lubricant and friction reducing capacities, a potassium amine-based polysulfide drilling fluid system was developed. Lab test results showed that the rolling recovery rate and linear expansion rate of igneous rock samples in the drilling fluid are 96.07% and 1.87%, respectively. The drilling fluid can effectively resist contaminaiton induced by 5% NaCl and 2% CaSO4. The newly developed drilling fluid system has been tested for drilling igneous formations in Well Shunbei1-3. The average enlargement rate of well diameter in Permian igneous rock is only 12.88%, and the drilling time in complex well section was reduced by 37.9 days in comparison with Well Shunbei 1-1H. No loss of circulation occurred in the Permian igneous well interval. The average enlargement rate of the well diameter in the diabase formation decreased by 15.7% compared with that of the Well Shunbei 1.The application of potassium-amine polysulfonated drilling fluid with a high inhibition and sealing performance solved the problems in ultra-deep well and igneous rock formation drilling effectively, it can be deployed extensively in the Block.

ultra-deep well；drilling fluid；igneous rock；laboratory experiment；Well Shunbei 1-3；Shunbei Block；Tarim Basin

2016-06-02；改回日期：2016-10-12。

金軍斌(1970—)，男，山東茬平人，1996年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(武漢)探礦工程系鉆探專業(yè)，2010年獲中國石油大學(華東)石油與天然氣工程碩士學位，高級工程師，主要從事鉆井液技術(shù)研究及管理工作。E-mail：jinjb.sripe@sinopec.com。

國家科技重大專項“彭水地區(qū)常壓頁巖氣勘探開發(fā)示范工程”(編號：2016ZX05061)、中國石化科技攻關項目“順南深部復雜地層鉆井液技術(shù)研究”(P14114)和“微裂隙地層納微米封堵井筒強化技術(shù)”(P14100)部分研究內(nèi)容。

10.11911/syztjs.201606003

TE254+.6

A

1001-0890(2016)06-0017-07