摘要：川中地區(qū)蓬萊1井在第四次開鉆鉆進過程中，用密度1.97g/cm³的鉆井液鉆至下三疊統(tǒng)嘉陵江組嘉二段，遇高壓氣水顯示，用密度2.14g/cm³鉆井液壓井后仍不能平衡，將鉆井液密度逐步加重至2.55g/cm³。由此導致了在鉆進過程中泵壓高、易粘卡、鉆井液性能維護難等問題，同時還出現(xiàn)了起鉆灌鉆井液困難、溢流、不能正常起下鉆等井控問題。針對這些難題，在試驗探索的基礎上，采用HHH塞封隔技術、超高鉆井液密度維護技術、特高壓井控技術和加重鉆井液防粘附卡鉆等技術，最終安全順利地完成了這口超高壓井的鉆井工作，并獲得高產油氣流，取得了超高鉆井液密度情況下的鉆井經驗。

關鍵詞：深井；超深井；密度；鉆井液；鉆井技術；四川；中

    四川盆地川中地區(qū)蓬萊構造鉆井較多，鉆井時間較早，但多為20世紀60年代完成的井，且都未鉆達下三疊統(tǒng)嘉陵江組地層，所以對嘉陵江組的儲層特征等還存在認識上的不足。蓬萊1井是蓬萊構造上的一口風險預探井，井型為直井，設計井深3970m，目的層為須家河組、雷口坡組、嘉陵江組。蓬萊1井于2009年8月26日用Φ444.5mm鉆頭開鉆。2009年11月6日下入Φ177.8mm油層套管至井深3721.45m，層位為嘉陵江組。2009年11月12日用Φ152.4mm鉆頭、密度為1.97g/cm³的聚磺鉆井液(設計鉆井液密度為1.97～2.05g/cm³)第四次開鉆。2009年11月13日鉆至井深3759.08m，層位為嘉二段，見氣顯示，并發(fā)生溢流，后用密度為2.14g/cm³鉆井液壓井。

    1) 壓井后，因一直不能實現(xiàn)井內平衡，鉆井液密度分7次逐步由2.14g/cm³加重至2.46g/cm³后，井下基本平衡，恢復鉆進。

    2) 2009年11月24日用密度2.46g/cm³的鉆井液，鉆至井深3938.00m，決定完鉆。為了井控安全，后將鉆井液密度由2.46g/cm³加重至2.48g/cm³進行電測。由于電測時間較長，出于安全考慮，電測中途通井循環(huán)后效強烈，關井排后效中發(fā)生卡鉆。解卡后循環(huán)正常，準備起鉆。從起鉆開始，就一直灌不進去鉆井液，鉆井液池液面不降反升，起鉆中途發(fā)展為溢流，井涌，被迫強行下鉆(包括關球型防噴器，搶下鉆)，控壓循環(huán)，將鉆井液密度加重至2.52g/cm³，直至循環(huán)正常。起鉆前，兩次短起下鉆，都出現(xiàn)鉆井液灌不進的情況，無法起鉆。后將密度提高至2.55g/cm³后，循環(huán)時又發(fā)生井漏，出現(xiàn)了比較嚴重的復雜情況。

    為何將鉆井液密度提至2.52g/cm³后，在循環(huán)時井下平穩(wěn)，短起下鉆時鉆井液卻灌不進去，泵停后不斷流，循環(huán)后效嚴重這一情況？分析認為，可能該井在使用超高密度鉆井液后井下出現(xiàn)壓裂性漏失，幾次起下鉆波動，引起后效，井漏，又使井下產層通道更加通暢，產層更加活躍。高密度、高黏切鉆井液循環(huán)壓力較高，在循環(huán)時，當量鉆井液密度可以平衡地層壓力，故循環(huán)時表現(xiàn)為井下平穩(wěn)。當停止循環(huán)后，循環(huán)壓力消失，加上起鉆時的抽汲作用，井內失去平衡，流體隨即流入井筒，導致出現(xiàn)灌不進鉆井液等復雜情況。

    該井超高鉆井液維護處理的主要難點是，網(wǎng)固相含量太高導致的流變性、潤滑性及失水造壁性之間矛盾難以協(xié)調，在面臨鹽水浸污染的同時，要完成取心鉆進、穿越嘉二段石膏層等作業(yè)，鉆井液性能維護處理難度很大，主要體現(xiàn)在，超高鉆井液維持優(yōu)良流變性及抗高溫能力難度大；超高密度鉆井液保持良好潤滑性能難度大；含氣水層對鉆井液性能造成反復破壞；平衡地層壓力的密度“窗口”窄，要求對鉆井液維護處理更加精細^[1～2]。

    在鉆井液密度因井漏不能再進一步上提的情況，為了實現(xiàn)井內平衡，必須堵塞產層通道?？紤]到施工風險和保護產層，不宜打水泥封堵，決定采用可解堵的HHH塞進行封堵^[13～14]。第一次注入濃度為40%的HHH漿，推入地層8m³，堵漏后，將密度調高至2.49g/cm³，循環(huán)時井內平衡，不漏，全烴值較低。但短起時仍然灌不進去鉆井液，后下鉆循環(huán)，后效強烈，并且發(fā)現(xiàn)有鹽水侵。于是決定再注入HHH漿封堵氣水通道，以便進行下步作業(yè)。第二次再注入濃度40%的HHH漿，推入地層11m³，關井候堵后，循環(huán)正常，短起下鉆灌鉆井液正常，到底循環(huán)，后效可控，達到了封堵氣水通道，具備安全起鉆的條件。

    該井超高鉆井液維護處理的重點是，維持鉆井液優(yōu)良流變性及抗溫能力。該井用重晶石加重，鉆井液中固相與液相體積比達1:1，鉆井液流變性迅速惡化。使用密度2.48～2.52g/cm³的鉆井液取心、穿越嘉二段石膏層，還要滿足井下100℃(電測井底溫度103℃)的抗溫及抗污染能力，其流變性控制矛盾更加突出?，F(xiàn)場通過嚴格控制膨潤土含量小于等于10g/L，加入一定濃度HTX堿液進行處理等措施，取得了較為理想的效果。

3.2.1保持鉆井液的良好潤滑性

    由于鉆井液固相含量太高，導致內摩擦力快速上升，潤滑性能急劇惡化，摩擦系數(shù)測定值由加重前的0.11上升至加重后的0.16。壓井后，通過向鉆井液中加入潤滑劑并逐步混入柴油，潤滑性能得到了顯著改善，摩擦系數(shù)測定值恢復至0.11，起鉆摩阻顯著減小。由于混油時，鉆井液黏切上升較快，現(xiàn)場以高濃度HTX堿液進行預處理，同時按比例加重以恢復井內鉆井液密度，減少鉆井液其他性能的大幅波動，保證了鉆進及取心作業(yè)時井下安全。

3.2.2改善濾餅質量

    超高密度鉆井液因固相含量高，HTHP濾餅相對較厚，在高壓差情況下更容易發(fā)生壓差卡鉆；同時由于地層水的侵入，使受污染井段的鉆井液濾失量大大上升，在污染嚴重時鉆井液API失水達13mL，濾餅質量變差，極易導致壓差卡鉆。現(xiàn)場以抗鹽膏侵效果好的降濾失劑SMP-Ⅱ、RSTF等為主處理，取得了良好效果，鉆井液APl失水快速降至4mL以內，90℃HTHP失水控制在14mL以內，濾餅厚度小于等于3mm，濾餅韌度顯著加強，濾餅質量得到顯著改善。

3.2.3提高鉆井液的抗污染性能

    由于每次起鉆(包括短起下鉆)地層水都不同程度侵入井筒，對鉆井液產生嚴重影響。現(xiàn)場通過密切監(jiān)測循環(huán)周性能，及時將受污染的鉆井液排放或隔開，起鉆前盡可能下調鉆井液黏切以降低抽汲壓力，減少地層水進入井筒的數(shù)量，并在裸眼段打入含過量的抗鹽、抗高溫降濾失劑及油含量為10%的“封閉液”，以緩解地層水對鉆井液性能的破壞程度。

    該井屬于異常高壓，井控的難度和風險更大，工作必須慎之又慎。發(fā)生溢流后立即用密度2.14g/cm³的鉆井液壓井。為了實現(xiàn)井內平衡，調整壓井鉆井液密度時，為了避免出現(xiàn)井漏，采取了比較穩(wěn)妥的辦法，分7次逐步將鉆井液密度調整為2.14～2.46g/cm³，建立起井內平衡。每次起鉆前，都進行短程起下鉆。每次起鉆包括短起下鉆，對后效的觀察和處理都格外仔細認真。在出現(xiàn)起鉆困難復雜情況后，經過3次短起下鉆，調整鉆井液性能，兩次打HHH漿封堵，確認確實具備安全起鉆的條件后，才正式起鉆。

    該井在超高鉆井液密度、長段石膏層縮徑、小井眼多重不利條件下，發(fā)生壓差粘附卡鉆的可能性相當大，此前在密度較低時，就曾發(fā)生粘卡2次。為此，壓井后，起鉆將光鉆鋌換成螺旋鉆鋌，以減少鉆具與井壁的接觸面積；優(yōu)化鉆井液性能，在鉆井液中加混柴油及潤滑劑，調整鉆井液性能，減小摩阻；強化管理，精細化操作，盡最大可能減少鉆具在井內的靜止時間。通過這些措施，在壓井后的鉆進和其他作業(yè)過程中，都沒有發(fā)生壓差粘附卡鉆。

    在噴漏頻繁，鉆井液密度“窗口”較窄的超高壓產層，考慮到注水泥封堵的風險及保護儲層的需要，使用可解堵的HHH塞進行臨時封堵，證明是一條可行的好方法。超高密度鉆井液處理與維護難度和重點，在于維持鉆井液優(yōu)良的流變性和良好潤滑性，雖然難度較大，通過努力是可以實現(xiàn)的。使用超高密度鉆井液的風險和防范重點，應是規(guī)避井控風險和防粘卡，只要措施得當，操作上更加嚴細謹慎仍然是可以實現(xiàn)安全鉆井的。

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