深地塔科1井钻井液技术

孙金声; 王建华

doi:10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.002

深地塔科1井钻井液技术

doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2025.02.002

中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京102206

基金项目: 国家重点研发计划“国家质量基础设施体系”重点专项，课题“复杂环境下钻井工作液检测技术集成与示范应用”（2023YFF0611104）；国家自然科学基金基础科学中心项目“超深特深层油气钻采流动调控”（52288101）；中国石油集团关键核心技术攻关项目“抗温240℃以上的环保井筒工作液新材料”（2020A-3913）；中国石油重大科技专项“万米超深层钻探关键工程技术与装备研制”（2023ZZ20）；中国石油集团工程技术研究院有限公司科学研究与技术开发课题（CPET 202316、 CPET 202317）。

详细信息

作者简介:
孙金声，正高级工程师，博士生导师，油气钻井工程专家，中国工程院院士。长期致力于油气井工程理论与技术创新，先后承担国家自然科学基金基础科学中心项目、重大基金和重点基金项目、国家863、国家油气重大科技专项和省部级重大科技项目50余项，承担完成2020～2035国家油气科技重大专项战略规划、国家中长期能源科技油气子领域规划，主持完成多项中国工程院咨询项目，为我国深层超深层和非常规油气资源高效开发，重大油气工程建设以及国家重大战略决策提供了重要技术支撑

中图分类号: TE254.3
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出版历程
- 收稿日期: 2025-03-01
- 修回日期: 2025-03-06
- 刊出日期: 2025-04-17

Drilling fluid technology for deep subsurface Tako-1 well

CNPC Engineering Technology R & D Company Limited, Beijing 102206

摘要

摘要: 深地塔科1井是我国深地勘探领域的一项重大工程，其钻探过程中面临着超高温、超高压、超高盐等一系列极端工况，这些复杂条件给钻井液技术带来了巨大的挑战。钻井液作为钻井过程中的“血液”，其性能的优劣直接关系到钻井的成败。系统介绍了万米深层钻井液技术，在揭示钻井液关键处理剂耐超高温高盐机理及堵漏材料提高缝洞漏层承压能力机理的基础上，通过研制新材料、构建新体系、开发新软件，形成了抗温240℃抗盐水基钻井液、抗温240℃油基钻井液和恶性缝洞漏失堵漏3项关键核心技术，成功解决了钻井液高温性能恶化、井壁失稳、减摩降阻和恶性漏失等难题，在深地塔科1井四开、五开成功应用，为深地塔科1井顺利钻至10 910 m完钻提供了关键技术支撑。
- 万米深层 /
- 超高温 /
- 高盐 /
- 水基钻井液 /
- 油基钻井液 /
- 防漏 /
- 堵漏
Abstract: The drilling process of deep-earth Tako-1 well is confronted with a series of extreme conditions such as ultra-high temperature, ultra-high pressure and ultra-high salt. These complex conditions bring great challenges to drilling fluid technology. As the "blood" in drilling process, the performance of drilling fluid is directly related to the success or failure of drilling. This paper systematically introduced the technology of 10,000 meters deep drilling fluid. On the basis of revealing the mechanism of ultra-high temperature and high salt resistance of the key treatment agent of drilling fluid and the mechanism of the plugging material improving the pressure bearing capacity of the fracture-cavity lose layer, through the development of new materials, the construction of new systems and the development of new software, It has formed three key core technologies, which are temperature resistant 240℃ salt-water resistant drilling fluid, temperature resistant 240℃ salt-oil based drilling fluid and malignant fracture- cavity leakage and plugging. It has successfully solved the problems such as the deterioration of drilling fluid's high temperature performance, wellbore instability, friction reduction, malignant leakage and formation pollution, and has been successfully applied in the deep-ground Tako-1 well. It provides key technical support for the successful drilling of the deep subsurface Tako-1 well to 10,910 meters.
- Ten thousand meters deep /
- Ultra-high temperature /
- High salt /
- Water-based drilling fluid /
- Oil-based drilling fluid /
- Leaking prevention /
- Mud loss control

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图 1 深地塔科1井井身结构图

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图 2 水滑石/梳状聚合物的制备过程图

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图 3 在钻井液中的滤失控制机理

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图 4 加有3%不同高温降滤失剂的钻井液高温高压滤失量（在240℃老化，在200℃测试）　　　　　　

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图 5 不同钻井液240℃老化后的ESEM及流变性稳定机理图

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图 6 抗超高温高盐水基钻井液体系在220℃长时间老化后的性能　　　　　

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图 7 抗超高温高盐水基钻井液体系与磺化体系　　抗CO₂污染对比（10 000 mg/L碳酸根）

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图 8 抗超高温高盐水基钻井液体系的抗石膏污染评价

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图 9 抗超高温高盐水基钻井液体系的抗劣质土污染评价

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图 10 多活性点大分子乳化剂和Versamul的作用机理示意图　　　　　　

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图 11 加有不同乳化剂油基钻井液的性能对比

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图 12 共价键有机土的研制机理

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图 13 不同有机土高温下的胶体稳定性对比

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图 14 不同密度抗高温油基钻井液240℃老化前后的性能评价

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图 15 不同密度抗高温油基钻井液240℃长时间老化前后的性能评价

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图 16 抗超高温油基钻井液性能受盐水侵和劣质土侵的影响

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图 17 温压响应堵漏材料结构示意图

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图 19 井漏预测预警及防漏堵漏辅助决策软件示意图

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图 18 温压响应材料正反向承压实验结果

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图 20 “五位一体”防漏堵漏技术

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图 21 四开侧钻井段下钻过程顶通泵压

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图 22 温压堵漏材料油基钻井液堵漏施工参数曲线

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表 1 超高温高盐流型调节剂性能评价（240℃老化）

CPL/ %	AV / mPa·s	PV / mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_API/ mL	FL_HTHP/ mL
0	15.5	3	12.5	8.5/9.5	122.6	完全滤失
3	29.5	19	10.5	3.5/5.0	6.6	43.2
4	33.5	22	11.5	1.5/2.5	2.8	42.8
注：基浆：4%膨润土+15%NaCl；FL_HTHP在200℃测定。

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表 2 密度为1.6 g/cm³抗超高温高盐水基钻井液的抗温性

热滚条件	AV/ mPa·s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	FL_API/ mL	FL_HTHP/ mL
热滚前	53	47	6	0.2
220℃×16 h	47	42	5	2.2	9.2
220℃×72 h	52	46	6	3.2	13.4
240℃×16 h	34	32	2	3.6	16.2
245℃×48 h	37	33	4	3.6	25.2
注：FL_HTHP在200℃测定。

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表 3 温压响应堵漏材料分类

系列	型号	适用温度/℃	正/反向承压/MPa
水基类	低温型	50～80	21.2/21.3
	中温型	80～150	22.1/23.1
	高温型	150～180	21.5/21.7
	超高温型	180～240	21.1/20.2
油基类	低温型	50～80	21.4/21.7
	中温型	80～150	20.8/20.7
	高温型	150～180	21.4/21.3
	超高温型	180～240	22.7/22.4

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表 4 深地塔科1井不同井深超高温钻井液性能参数

井深/ m	T/ ℃	ρ/ g·cm⁻³	FV/ s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_HTHP/ mL
7858	145	1.45	44	17	5.0	2.0/8.0	11.2
7946	150	1.45	45	17	7.0	2.5/10.0	12.0
8057	155	1.45	42	17	8.0	3.0/11.0	12.0
8116	160	1.45	42	18	7.0	2.5/11.0	11.0
8185	165	1.45	41	22	6.5	3.0/11.0	10.4
8265	165	1.45	42	20	5.5	2.5/9.0	10.0
8409	170	1.48	39	20	6.0	4.5/13.0	8.4
8512	170	1.52	56	22	8.0	3.5/10.5	7.8
8720	175	1.52	45	23	12.5	6.5/12.5	8.0
8899	178	1.45	40	20	4.0	2.0/5.0	9.0
8996	180	1.45	40	20	6.5	2.0/6.0	13.2
9100	180	1.45	41	24	8.0	3.0/5.0	14.8
9201	180	1.45	40	19	6.0	2.0/5.5	14.0
9340	185	1.45	40	24	6.0	2.0/5.0	12.0
9501	185	1.49	44	29	10.0	3.5/6.5	8.9
9618	185	1.49	46	32	11.5	3.5/7.0	11.8
9755	190	1.49	43	28	10.0	3.0/6.0	11.8
9840	190	1.49	42	25	9.0	3.0/6.0	11.4
9900	195	1.49	41	20	9.0	2.5/5.5	11.0
9949	195	1.42	41	21	8.0	2.0/5.0	12.0
9968	198	1.42	44	26	8.0	2.0/5.0	11.0
9977	198	1.42	44	26	8.0	2.0/5.0	11.0
10006	198	1.38	50	22	9.0	2.5/4.0	12.0
注：FL_HTHP在200℃测定。

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表 5 第一次断钻具前后井浆及室内新配浆性能

配方	工况	ρ/ g·cm⁻³	PV/ mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_HTHP/ mL
9977 m 井浆	复杂前	1.42	26	8.0	2.0/5.0	11
9977 m 井浆	复杂后返出	1.42	29	10.0	3.0/5.0	12
室内新配浆	老化前	1.52	27	5.0	2.5/8.5
	200℃、3 d	1.52	22	7.0	3.5/10.0
	200℃、5 d	1.52	19	5.5	2.0/5.0	14
注：FL_HTHP在200℃测定。

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表 6 深地塔科1井不同井深超高温钻井液性能参数

井深/ m	ρ/ g·cm⁻³	FV/ s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_HTHP/ mL
10 057	1.37	56	32	8.0	1.5/2.0	15
10 151	1.38	60	38	11.0	1.5/3.0	15
10 261	1.33	59	40	10.0	2.0/5.0	11
10 363	1.06	58	21	11.0	3.0/5.0	14
10 461	1.06	50	19	10.0	1.5/2.5	14
10 565	1.06	48	19	8.5	1.5/3.0	14
10 673	1.06	52	20	8.0	1.5/3.0	14
10 800	1.06	51	19	8.5	1.5/3.0	14
10 910	1.06	50	19	8.5	1.5/3.0	14
注：FL_HTHP在200℃测定。

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表 7 不同井深下超高温油基钻井液性能参数

井深/ m	ρ/ g·cm⁻³	FV/ s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_HTHP/ mL	ES/ V
9418	1.47	66	40	11	3.5/5.0	4.0	530
9457	1.47	81	58	18	6.0/10.0	4.0	530
9494	1.45	70	55	15	5.0/10.0	4.0	630
9530	1.46	62	50	11	2.5/5.5	5.4	580
9571	1.46	70	51	15	3.0/6.0	4.8	660
9603	1.46	67	47	12	2.5/6.0	4.6	860
9648	1.46	66	48	11	3.0/6.0	4.2	660
9753	1.46	67	47	12	2.5/6.0	4.6	660
9889	1.46	66	48	11	3.0/6.0	4.2	660
注：FL_HTHP在180℃测定。

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表 8 深地塔科1井五开井漏及堵漏情况

井深/ m	钻井液密度/ g·cm⁻³	漏速/ m³/h	是否一次堵漏成功
9896	1.37	33.6	是，裂缝地层，钻进无漏失
9986	1.37	15.6	是，裂缝地层，钻进无漏失
10 003～10 026	1.37	33.6	是，裂缝地层，恢复钻进
10 026～10 041	1.35	4.8	是，裂缝地层，恢复钻进
10 165～10 176	1.35	38.4	是，裂缝地层，恢复钻进
10 189.2～10 388	1.35↓1.06	失返	串珠（溶洞）地层，采用新工艺一次堵漏成功

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