摘要：川中地区蓬莱1井在第四次开钻钻进过程中，用密度1.97g/cm³的钻井液钻至下三叠统嘉陵江组嘉二段，遇高压气水显示，用密度2.14g/cm³钻井液压井后仍不能平衡，将钻井液密度逐步加重至2.55g/cm³。由此导致了在钻进过程中泵压高、易粘卡、钻井液性能维护难等问题，同时还出现了起钻灌钻井液困难、溢流、不能正常起下钻等井控问题。针对这些难题，在试验探索的基础上，采用HHH塞封隔技术、超高钻井液密度维护技术、特高压井控技术和加重钻井液防粘附卡钻等技术，最终安全顺利地完成了这口超高压井的钻井工作，并获得高产油气流，取得了超高钻井液密度情况下的钻井经验。

关键词：深井；超深井；密度；钻井液；钻井技术；四川；中

    四川盆地川中地区蓬莱构造钻井较多，钻井时间较早，但多为20世纪60年代完成的井，且都未钻达下三叠统嘉陵江组地层，所以对嘉陵江组的储层特征等还存在认识上的不足。蓬莱1井是蓬莱构造上的一口风险预探井，井型为直井，设计井深3970m，目的层为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组。蓬莱1井于2009年8月26日用Φ444.5mm钻头开钻。2009年11月6日下入Φ177.8mm油层套管至井深3721.45m，层位为嘉陵江组。2009年11月12日用Φ152.4mm钻头、密度为1.97g/cm³的聚磺钻井液(设计钻井液密度为1.97～2.05g/cm³)第四次开钻。2009年11月13日钻至井深3759.08m，层位为嘉二段，见气显示，并发生溢流，后用密度为2.14g/cm³钻井液压井。

    1) 压井后，因一直不能实现井内平衡，钻井液密度分7次逐步由2.14g/cm³加重至2.46g/cm³后，井下基本平衡，恢复钻进。

    2) 2009年11月24日用密度2.46g/cm³的钻井液，钻至井深3938.00m，决定完钻。为了井控安全，后将钻井液密度由2.46g/cm³加重至2.48g/cm³进行电测。由于电测时间较长，出于安全考虑，电测中途通井循环后效强烈，关井排后效中发生卡钻。解卡后循环正常，准备起钻。从起钻开始，就一直灌不进去钻井液，钻井液池液面不降反升，起钻中途发展为溢流，井涌，被迫强行下钻(包括关球型防喷器，抢下钻)，控压循环，将钻井液密度加重至2.52g/cm³，直至循环正常。起钻前，两次短起下钻，都出现钻井液灌不进的情况，无法起钻。后将密度提高至2.55g/cm³后，循环时又发生井漏，出现了比较严重的复杂情况。

    为何将钻井液密度提至2.52g/cm³后，在循环时井下平稳，短起下钻时钻井液却灌不进去，泵停后不断流，循环后效严重这一情况？分析认为，可能该井在使用超高密度钻井液后井下出现压裂性漏失，几次起下钻波动，引起后效，井漏，又使井下产层通道更加通畅，产层更加活跃。高密度、高黏切钻井液循环压力较高，在循环时，当量钻井液密度可以平衡地层压力，故循环时表现为井下平稳。当停止循环后，循环压力消失，加上起钻时的抽汲作用，井内失去平衡，流体随即流入井筒，导致出现灌不进钻井液等复杂情况。

    该井超高钻井液维护处理的主要难点是，网固相含量太高导致的流变性、润滑性及失水造壁性之间矛盾难以协调，在面临盐水浸污染的同时，要完成取心钻进、穿越嘉二段石膏层等作业，钻井液性能维护处理难度很大，主要体现在，超高钻井液维持优良流变性及抗高温能力难度大；超高密度钻井液保持良好润滑性能难度大；含气水层对钻井液性能造成反复破坏；平衡地层压力的密度“窗口”窄，要求对钻井液维护处理更加精细^[1～2]。

    在钻井液密度因井漏不能再进一步上提的情况，为了实现井内平衡，必须堵塞产层通道。考虑到施工风险和保护产层，不宜打水泥封堵，决定采用可解堵的HHH塞进行封堵^[13～14]。第一次注入浓度为40%的HHH浆，推入地层8m³，堵漏后，将密度调高至2.49g/cm³，循环时井内平衡，不漏，全烃值较低。但短起时仍然灌不进去钻井液，后下钻循环，后效强烈，并且发现有盐水侵。于是决定再注入HHH浆封堵气水通道，以便进行下步作业。第二次再注入浓度40%的HHH浆，推入地层11m³，关井候堵后，循环正常，短起下钻灌钻井液正常，到底循环，后效可控，达到了封堵气水通道，具备安全起钻的条件。

    该井超高钻井液维护处理的重点是，维持钻井液优良流变性及抗温能力。该井用重晶石加重，钻井液中固相与液相体积比达1:1，钻井液流变性迅速恶化。使用密度2.48～2.52g/cm³的钻井液取心、穿越嘉二段石膏层，还要满足井下100℃(电测井底温度103℃)的抗温及抗污染能力，其流变性控制矛盾更加突出。现场通过严格控制膨润土含量小于等于10g/L，加入一定浓度HTX碱液进行处理等措施，取得了较为理想的效果。

3.2.1保持钻井液的良好润滑性

    由于钻井液固相含量太高，导致内摩擦力快速上升，润滑性能急剧恶化，摩擦系数测定值由加重前的0.11上升至加重后的0.16。压井后，通过向钻井液中加入润滑剂并逐步混入柴油，润滑性能得到了显著改善，摩擦系数测定值恢复至0.11，起钻摩阻显著减小。由于混油时，钻井液黏切上升较快，现场以高浓度HTX碱液进行预处理，同时按比例加重以恢复井内钻井液密度，减少钻井液其他性能的大幅波动，保证了钻进及取心作业时井下安全。

3.2.2改善滤饼质量

    超高密度钻井液因固相含量高，HTHP滤饼相对较厚，在高压差情况下更容易发生压差卡钻；同时由于地层水的侵入，使受污染井段的钻井液滤失量大大上升，在污染严重时钻井液API失水达13mL，滤饼质量变差，极易导致压差卡钻。现场以抗盐膏侵效果好的降滤失剂SMP-Ⅱ、RSTF等为主处理，取得了良好效果，钻井液APl失水快速降至4mL以内，90℃HTHP失水控制在14mL以内，滤饼厚度小于等于3mm，滤饼韧度显著加强，滤饼质量得到显著改善。

3.2.3提高钻井液的抗污染性能

    由于每次起钻(包括短起下钻)地层水都不同程度侵入井筒，对钻井液产生严重影响。现场通过密切监测循环周性能，及时将受污染的钻井液排放或隔开，起钻前尽可能下调钻井液黏切以降低抽汲压力，减少地层水进入井筒的数量，并在裸眼段打入含过量的抗盐、抗高温降滤失剂及油含量为10%的“封闭液”，以缓解地层水对钻井液性能的破坏程度。

    该井属于异常高压，井控的难度和风险更大，工作必须慎之又慎。发生溢流后立即用密度2.14g/cm³的钻井液压井。为了实现井内平衡，调整压井钻井液密度时，为了避免出现井漏，采取了比较稳妥的办法，分7次逐步将钻井液密度调整为2.14～2.46g/cm³，建立起井内平衡。每次起钻前，都进行短程起下钻。每次起钻包括短起下钻，对后效的观察和处理都格外仔细认真。在出现起钻困难复杂情况后，经过3次短起下钻，调整钻井液性能，两次打HHH浆封堵，确认确实具备安全起钻的条件后，才正式起钻。

    该井在超高钻井液密度、长段石膏层缩径、小井眼多重不利条件下，发生压差粘附卡钻的可能性相当大，此前在密度较低时，就曾发生粘卡2次。为此，压井后，起钻将光钻铤换成螺旋钻铤，以减少钻具与井壁的接触面积；优化钻井液性能，在钻井液中加混柴油及润滑剂，调整钻井液性能，减小摩阻；强化管理，精细化操作，尽最大可能减少钻具在井内的静止时间。通过这些措施，在压井后的钻进和其他作业过程中，都没有发生压差粘附卡钻。

    在喷漏频繁，钻井液密度“窗口”较窄的超高压产层，考虑到注水泥封堵的风险及保护储层的需要，使用可解堵的HHH塞进行临时封堵，证明是一条可行的好方法。超高密度钻井液处理与维护难度和重点，在于维持钻井液优良的流变性和良好润滑性，虽然难度较大，通过努力是可以实现的。使用超高密度钻井液的风险和防范重点，应是规避井控风险和防粘卡，只要措施得当，操作上更加严细谨慎仍然是可以实现安全钻井的。

[1] 李公让，赵怀珍，薛平志，等.超高密度高温钻井液流变性影响因素研究[J].钻井液与完井液，2009，26(1)：12-14.

[2] 肖波，李晓阳，陈忠实，等.HHH堵漏在治理多点井漏中的应用[J].天然气工业，2008，28(10)：55-57.

[3] 陈森，梁大川，李磊.深井超深井安全钻井液密度窗口研究进展[J].天然气工业，2008，28(1)：85-87.

[4] 范翔宇，田云英，夏宏泉，等.基于测井资料确定钻井液漏失层位的方法研究[J].天然气工业，2007，27(5)：72-74.

[5] 范翔宇，夏宏泉，陈平，等.钻井液固相侵入深度的计算方法研究[J].天然气工业，2006，26(3)：75-77.

[6] 金祥哲，王长宁，杨斌.长北气田水平井钻井液润滑剂的优选与应用[J].天然气工业，2009，29(4)：61-63.

[7] 李晓阳，张坤，吴先忠，等.LG地区超深井钻井液技术[J].天然气工业，2009，29(10)：62-64.

[8] 刘程，李锐，张光华，等.新型无固相钻井液体系研究新进展[J].天然气工业，2009，29(11)：64-66.

[9] 肖思和，胡秀玲，胡永章，等.高温高压高含硫地区超深井钻井难点及对策一一以通南巴构造带为例[J].天然气工业，2010，30(3)：70-73.

[10] 张洁，郭钢.杂多糖钻井液抗温抑制性能评价[J].天然气工业，2010，30(1)：80-82.

[11] 吴应凯，石晓兵，陈平，等.深部盐膏层安全钻井技术的现状及发展方向研究[J].天然气工业，2004，24(2)：67-69.

[12] 孙海芳，谯抗逆，胡超，等.广安002-H8井气体钻水平井实践[J].天然气工业，2008，28(4)：61-63.

[13] 张兴国.水泥浆体系稳定性对水泥浆失重的重要影响[J].西南石油学院学报，2004，26(3)：68-70.

[14] 王贵，蒲晓林，罗兴树，等.高温高压水基钻井液静态密度研究[J].西南石油大学学报，2007，29(5)：97-99.