河坝1井钻井液技术

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1、河坝1井钻井液技术何兴华顾发钊许荣海王宝田（胜利石油管理局钻井泥浆公司）摘要河坝1井是中国石化集团公司南方勘探开发分公司在川东北布署的一口高难度的重点探井，设计井深6100.00m，实际完钻井深6126.00m，该井是迄今为止川东北地区设计最深、施工难度最大的一口探井。该井地质情况非常复杂，上部陆相地层高陡构造倾角大，坍塌严重；下部海相地层含多套压力系统，且有含硫化氢的超高压天然气层以及盐水层、盐膏层、易漏失地层等。在钻井施工中出现多次严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵，甚至出现卡钻等复杂事故；后期由于钻井液密度高，钻井周

2、期长，给钻井液的维护和处理带来了极大的困难。河坝1井的顺利完井，攻克了川东北通南巴构造这一世界级难题，并取得的重大勘探成果，展示了良好的油气后备资源，为进一步扩大勘探打下了基础。关键词河坝1井钻井液井眼稳定防漏堵漏盐膏层高密度抗高温HCO3-、CO32-一、地质工程简况1、地质简况河坝1井是中国石化集团公司南方勘探开发分公司在川东北布署的一口高难度的重点探井，位于四川省通江县涪阳区陈河乡西浴溪村九组，属四川盆地东北部通南巴构造带河坝场高点。自上而下钻遇地层依次为：侏罗系中统和下统，；三叠系上统、中统和下统；志留系中统完

3、钻。钻探目的层为下三叠统嘉陵江组二段、飞仙关组三段、石炭系黄龙组，兼探上三叠统须家河组、上二叠统长兴组、下二叠统茅口组。本井地质构造复杂，地层压力系数超高，下部有含硫化氢的超高压天然气层、高压盐水层、塑性盐膏层、漏失地层等，是迄今为止川东北地区设计最深、施工难度最大的一口探井。2、工程简况该井设计，Ф860.00mm、Ф660.40mm，Ф444.50mm、Ф311.15mm、Ф215.90mm井眼分别钻至井深17m、152m、2802m、5022m、6100m。实际一开完钻井深148.30m，Ф508.00mm套管下

4、深147.92m。二开完钻井深2187.00m，Ф339.7mm套管下深2183.55m。三开完钻井深4340.00m，Ф244.48mm+Ф250.83mm组合套管下深4335.92m。四开完钻井深5007.00mФ193.7mm套管下深5002.82m。五开完钻井深6126m。二、钻井液技术难点1、一开井段的主要技术难点在于井眼尺寸大，钻井液返速低，携砂困难。2、二开地层倾角大，大段破碎地层的抑制防塌极为困难；钻井液环空返速极低，大掉块难以带出地面；加重钻井液固相控制困难，导致钻井液中的亚微米颗粒越来越多，钻井液的

5、性能难以控制；CO2气体污染，难以接受各种处理剂；施工周期长，增加了防塌的难度；泥页岩和砂岩的交互现象，使得井眼极其不规则，出现了糖葫芦井眼，岩屑难以带出地面。3、三开高密度钻井液流变性控制；多套压力系统防漏防喷防粘卡；钻井液盐钙侵预防与处理；钻井液抗硫化氢预防与处理；钻井液高固相高温下稳定性难以保证；地层倾角大，大段破碎地层的抑制防塌。4、四开高密度钻井液流变性控制；多套压力系统防漏防喷防粘卡；钻井液抗盐钙预防与处理；钻井液抗硫化氢预防与处理；钻井液高固相高温下稳定性。5、五开高密度钻井液流变性控制；钻井液高密度高温

6、下稳定性；多套压力系统防喷防漏防粘卡；钻井液抗盐抗钙预防；钻井液抗H2S预防、HCO3-、CO32-污染。三、钻井液的维护与处理1、一开一开采用低固相聚合物钻井液体系，钻井液的技术要点在于控制钻井液的流变性能。配制ρ1.03g/cm3、FV32S般土浆180m3、2%PAM-ST-598（1：2）胶液40m3。并将胶液以“细水长流”的方式补充到井浆中。通过控制聚合物、膨润土和流型调节剂的含量，解决大井眼携砂困难的问题。钻至井深146.85m，在此期间配制性能为ρ1.06g/cm3、FV37S的般土浆120m3；配制PA

7、M胶液7次计56m3，浓度自1.25~1.875%不等，维护补充井浆并用CMC-HV、流型调节剂保持井浆高粘切，保持较高的动塑比，达到了携砂良好、井壁稳定的效果。配方：5~6%般土+0.4~0.5%纯碱+0.3~0.4%聚合物+0.2~0.3%CMC+0.05~0.1%LT-1。2、二开本井二开先后钻进上下沙溪庙组地层；棕色、棕红色泥岩，灰色砂岩。钻头尺寸φ444.5mm。由于二开井眼尺寸大，钻井液返速低，先采用具有较高的动切力和较强的悬浮能力的正电胶聚合物钻井液体系，后期采用聚磺防塌钻井液体系以控制下部地层井塌。钻进

8、过程中及时补充聚合物胶液和正电胶，保持钻井液具有较高的动切力和静切力。体系1：正电胶聚合物钻井液上部井浆+0.2~0.5%PAM（KPAM）+0.1~0.3%MMH（LT-1）+0.2~0.5%LS-2（ST-598）+1~2%SMC（FTJN）+0.2~0.3%XY-27（NPAN）+加重剂体系2：聚磺防塌钻井液4～6%膨润土+