Drilling Fluid Technology for the Deepest Vertical Well in Asia – The Ultra-Deep Well Pengshen-6
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摘要: 蓬深6井是中石油西南油气田分公司部署的重点预探井。完钻井深9026 m，目的层位主探震旦系灯影组储层。该井六开完钻，其钻井液技术难点主要包括：①上部井段存在大段泥岩，地层水敏性强；②同一裸眼段多压力系统共存；③上部超大尺寸井眼，钻井液上返速度低，井眼清洁困难；④大段盐膏层污染钻井液；⑤多压力系统并存导致的井漏复杂；⑥二叠系以下井段酸性气体污染严重、超高密度下钻井液流变性控制困难；⑦超深井段，超高温超高压（216℃、150 MPa）下，油基钻井液流变性、沉降稳定性控制难；⑧震旦系灯影组地层破碎等难题。针对以上难点，通过大量室内实验，优选出3套钻井液体系：上部地层采用有机盐聚合物钻井液体系优化钻井液的包被抑制性、中部地层采用有机盐聚磺钻井液体系优化钻井液的抗高温、抗污染特性、目的层采用抗超高温油基钻井液体系优化钻井液的沉降稳定性、流变性以及携砂特性。在该井现场应用时，表现出上部地层钻井液流变性受控，井壁稳定；高密度水基钻井液流变性好、抑制封堵能力强、抗盐/钙/CO2酸气污染能力强；超高温超高压下低密度油基钻井液流变性受控、沉降稳定性好、防塌能力强的特点。Abstract: Well Pengshen-6, a six-interval well with a total depth of 9,026 m, is a key exploration well deployed by the PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company. The projected reservoir is mainly the Dengying Formation in the Sinian System. The main technical difficulties of the drilling fluid operation include: 1) a thick mudstone with strong water sensitivity in the upper part of the well, 2) coexistence of multiple pressure systems in the same open hole section, 3) poor hole cleaning in the upper extra-large hole because of low annular flow velocity, 4) drilling fluid contamination by long section of salt/gypsum formation, 5) lost circulation resulted from the coexistence of multiple pressure systems, 6) serious acid gas contamination in the well section below the Permian System and difficulties in controlling the rheology of the ultra-high density drilling fluids, 7) difficulties in controlling the rheology and sedimentation stability of the oil-based drilling fluid under ultra-high temperature ultra-high pressure (the bottom hole temperature reaches 216℃ and the bottom hole pressure reaches 150 MPa) in the ultra-deep well section, 8) the broken Dengying Formation in the Sinian System. To deal with these difficulties, three sets of drilling fluid formulations were selected through many laboratory experiments: an organic salt polymer drilling fluid with good encapsulating and inhibitive properties was used to drill the upper section of the well, an organic salt polymer-sulfonate drilling fluid with good high temperature and contamination resisting performances was used to drill the middle section of the well, and an ultra-high temperature-resistant oil-based drilling fluid with good sedimentation stability, rheological properties and cuttings-carrying capacity was used to drill the target zones. In field application of these drilling fluids, the rheology of the drilling fluid in the upper section was under control, and the wellbore was stable; the high-density water-based drilling fluid had good rheology, strong inhibitive and plugging capacities, and strong resistance to salt/calcium/CO2 contamination; the low-density oil-based drilling fluid under ultra-high temperature and ultra-high pressure had controlled rheology, good sedimentation stability and strong anti-collapse capabilities.
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0. 引言
蓬深6井是中石油西南油气田分公司部署在川中地区的一口重点预探井，钻探目的是为探索8000 m以深灯影组储层发育情况及含气性，于2021年7月5日开钻，原设计井深7990 m，为进一步探索灯影组深部地层含油气性，最终加深钻进至井深9026 m完钻，完钻层位为灯影组二段，为亚洲最深直井[1-5]。该井地质条件复杂，面临超深（大于9000 m）、超高温（大于200℃）、超高压（大于150 MPa）、高含硫（大于30 g/m3）等挑战。该井测试产气量为1.46×106 m3/d，获勘探重要成果。
蓬莱气区作为川中古隆起大型斜坡区超深层海相碳酸盐岩万亿规模增储大气区，该区块钻井难度大，钻井液性能维护困难，普遍存在上部易垮、易阻卡、易钻头泥包、流变性控制困难等问题，中部盐膏层污染和酸性气体污染严重，深井段超高温超高压造成钻井液流变性和沉降稳定性维护困难[6-12]。蓬深6井在开钻前仔细研判邻井资料，优选钻井液体系，一井一策，一段一策，钻进过程中精心维护，优化钻井液性能，取得了钻井液技术上的突破。
1. 地质工程概况
该井分六开钻进，井身结构见表1。上部地层为侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、凉高山组、大安寨组、马鞍山组，存在大段泥岩，地层造浆严重，井眼大井壁易垮塌，同时在沙溪庙组底部钻遇浅气层高密度条件下流变性控制困难；中部地层三叠系雷口坡、嘉陵江组发育大段盐膏层，二叠系龙谭组、长兴组、茅口组、栖霞组地层含CO2酸性气体，地层压力高，钻井液密度高，流变性控制难；下部寒武系筇竹寺组、震旦系灯影组破碎带发育、温度高，井壁稳定问题突出，对钻井液工艺技术提出了很高的要求，需要提前做好每开次钻井液施工方案，对钻井液体系的抑制包被性、携砂性、热稳定性、抗污染性进行论证[13-15]。针对以上难点，优选应用了3套钻井液体系：上部地层采用有机盐聚合物钻井液体系，优化钻井液的包被抑制性；中部地层采用有机盐聚磺钻井液体系，优化钻井液的抗高温、抗污染特性；目的层采用抗超高温油基钻井液体系，优化钻井液的沉降稳定性、流变性以及携砂特性，确保了该特深井安全顺利完钻。
表 1 蓬深6井井身结构开钻
次序井深/
m钻头尺寸/
mm套管尺寸/
mm套管
程序套管下入
地层层位一开 70 914.4 720.00 导管 蓬莱镇组 二开 700 660.4 508.00 表层套管 遂宁组 三开 2910 455.0 374.65 技术套管 须家河组顶 四开 6418 333.4 282.58 技术回接 茅口组顶 282.58 技术回接 282.58 技术悬挂 五开 7780 241.3 196.85 油层回接 灯四段顶 196.85 油层悬挂 六开 9026 149.2 127.00 尾管悬挂 灯二段 2. 技术难点
2.1 上部地层钻井液流变性控制和井眼清洁问题
上部地层侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组发育红层、自流井组发育水敏性泥岩，现场采集岩屑进行分析，结果见表2。可以看出，岩屑的清水回收率极低，加上井眼尺寸大、裸眼段长、井筒岩屑浓度高，对钻井液的抑制性、包被性提出了更高的要求。同时机泵能力有限，岩屑上返速度低，井眼清洁困难，易阻卡、易钻头泥包。
表 2 蓬深6井部分层位的岩屑清水回收率取样井深/m 层位 岩性 清水回收率/% 520 蓬莱镇 泥岩 7.03 890 遂宁组 泥岩 8.22 2400 自流井组 泥质砂岩 14.62 6300 龙潭组 泥质灰岩 22.15 2.2 上部地层压差卡钻问题
该井三开Φ455 mm井段为700～2890 m，上部地层压力系数为1.0，三开底部地层压力系数为1.60，钻井液密度最高达到1.90 g/cm3，结果见表3。最高压差近25 MPa，如何在高压差下防止卡钻的发生是该开次钻进的一个难点。
表 3 蓬深6井部分地层的地层压力系数和钻井液密度层位 垂直井段/
m地层压力
系数ρ/
g/cm3蓬莱镇组 0～70 1.00 1.05～1.10 蓬莱镇组～遂宁组 70～700 1.00 1.07～1.40 遂宁组～沙二段底 700～1710 1.00/1.10 1.07～1.60 沙二段底～凉高山组底 1710～2523 1.50 1.57～1.80 凉高山组底～须家河组顶 2523～2890 1.60 1.67～1.90 2.3 中部大段盐膏层污染问题
该井四开Φ333.4 mm井段2890～6390 m，依次钻遇三叠系的雷口坡组纯盐岩层、嘉陵江组石膏层，该地层岩性见表4。由此可知，高密度下钻井液抗盐钙污染能力要求高，加上裸眼段长、石膏缩径、易发生卡钻复杂，邻井多次发生卡钻复杂。
表 4 雷口坡组、嘉陵江组岩性、厚度地层 岩性 厚度/m 雷口坡组 雷四 白云岩 143 雷三 白云岩、岩盐 230 雷二～雷一 泥质白云岩与石膏互层 425 嘉陵江组 嘉五～嘉四 膏岩与云岩互层 399 嘉三 云岩 120 嘉二 膏岩夹云岩 240 嘉一 灰岩、云岩 115 2.4 CO2酸气污染问题
该井在二叠系的长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组，以及寒武系的沧浪铺组、筇竹寺组主要以碳酸盐岩为准，邻井钻进时钻井液均遭受不同程度的CO2酸气污染。CO2进入水基钻井液后，会生成H2CO3并在水中发生电离，消耗水中的Ca2+和OH−，降低pH值，影响处理剂效能的发挥。H2CO3水解产生的
$ {\mathrm{HCO}}_3^-/ {\mathrm{CO}}^{2-}_3$ 与处理剂发生竞争吸附，挤占黏土颗粒表面的吸附活性位点，导致处理剂吸附平衡向解吸移动，进一步降低处理剂的效能。吸附的${\mathrm{HCO}}_3^-/ {\mathrm{CO}}^{2-}_3 $ 没有相应的水化基团，削弱甚至破坏黏土表面水化膜，黏土颗粒间形成“卡片房子”结构，束缚自由水，导致结构力急剧上涨。随着CO2持续侵入井筒，导致pH值降低至10.25以下，体系中${\mathrm{CO}} _3^{2-}$ 进一步向${\mathrm{HCO}}_3^- $ 转化，此时钻井液中CaCO3逐步转化为Ca(HCO3)2，钙处理剂沉淀法逐渐失效[16-20]。2.5 多压力系统并存导致的井漏复杂、井控风险
该井在五开井段6418～7780 m，钻遇层位多，从二叠系的茅口组-寒武系的筇竹寺组，地层压力系数从1.95～2.2变化大，如表5所示，且地震解释在寒武系沧浪铺组还可能钻遇大的裂缝，存在漏转溢风险。
表 5 部分地层的地层压力系数和钻井液密度设计层位 垂直井段/
m地层压力
系数ρ/
g/cm3茅口组～梁山组 6385～6753 2.29 2.29～2.44 五峰组～龙王庙组 6753～7087 1.92 沧浪铺组 7087～7279 2.20 筇竹寺组 7279～7748 2.00 2.6 高温稳定性及井壁稳定性问题
该井六开井段7780～9026 m，井底温度达216℃。钻遇地层为震旦系的灯影组。虽设计使用油基钻井液钻进，但低密度高温高压下钻井液的沉降稳定性、流变性控制面临诸多困难[21-25]。
3. 钻井液配方的确定
3.1 有机盐聚合物钻井液
通过室内实验对有机盐A、KCl以及2者的复配做了抑制能力对比，使用取自现场的泥岩岩屑做回收率实验，在100℃老化16 h后在50℃测定性能，所用基础钻井液配方如下。
1# 基浆+1%聚胺抑制剂+1%小分子降滤失剂+0.5%NaOH+1%聚乙烯衍生物降滤失剂WN2-2+3%润滑剂+重晶石，密度为1.90 g/cm3
清水和1#配方钻井液的岩屑回收率为34.2%和54.3%，加有10%有机盐A和10%KCl钻井液的岩屑回收率分别为85.4%和82.5%，10%有机盐A和10%KCl复配钻井液的岩屑回收率分别为96.8%。可以看出，有机盐A、KCl均有较好的抑制性，但在基础配方中单独使用岩屑回收率小于90%，2者复配后，岩屑回收率高达96.8%，且由于盐的加入使液相密度增大，同样密度下流变性更优。优选有机盐聚合物钻井液体系，既满足优异的抑制性，又能提高钻井液的液相密度，拓展固相容量限[26-30]。
3.2 有机盐聚磺体系
随着井深的增加，钻井液抗温性要求更高，钻井液密度更大，聚合物体系无法满足高密度钻井液的流变性，因此使用有机盐聚磺钻井液体系。体系配方：优质膨润土浆＋胶液（清水+1%NaOH+5%WNFB+10%JD-6+1%WN2-1+0.3%LS-2A+1%NH4-HPAN+3%JNJS-220+2%PPL+0.5%CaO+5%KCl+10%有机盐A）+重晶石（密度为2.35 g/cm3）。其抗温性实验结果见表6。通过表6可以看出，有机盐聚磺钻井液体系经160℃热滚16 h后仍具有良好的流变性和滤失性。
表 6 有机盐聚磺钻井液抗温性评价T老化/℃ φ600 φ300 Gel/（Pa/Pa） FLAPI/mL FLHTHP/mL pH 120 74 45 2/10 2.8 5.0 10 140 71 47 2/15 2.4 8.6 10 160 77 51 3/18 2.4 15.0 10 注：在对应老化温度下老化16 h后在50℃测定性能。 3.3 油基钻井液体系
该井六开井眼钻进，上提下放摩阻大，井底温度高，目的层易垮塌，采用白油基钻井液体系钻进。由于油基钻井液新配浆切力低，采用老浆和新浆混合配制的方式，老浆∶新配浆=1∶4。新配浆配方为白油+（4%～5%）主乳化剂+（1%～1.5%）辅乳化剂+（0.5%～1%）润湿剂+4%石灰+（4%～6%）降滤失剂+（3%～5%）有机土+30%浓度的CaCl2盐水+重晶石，密度为1.45 g/cm3（油水比为85∶15）。其流变性实验结果见表7。通过表7可以看出，该油基钻井液经220℃热滚16 h后仍具有良好的流变性和滤失性。
表 7 油基钻井液流变性评价井浆 φ600 φ300 Gel/
Pa/PaFLAPI/
mLFLHTHP/
mLES/
V热滚前 73 41 3/5 1.2 3.6 672 热滚后 71 47 2/12 1.0 3.8 651 注：在220℃下老化16 h后在50℃测定性能。 4. 该井实钻中重点碰到的问题及治理
4.1 上部大尺寸井眼阻卡的治理
蓬深6井Φ455 mm井眼，井段700 m～2890 m，段长2190 m，从侏罗系遂宁组-自流井组，以长段砂泥岩互层为主，地层水敏性严重，地层浅气层活跃，钻井液密度设计为1.57～1.90 g/cm3。为保证井眼通畅采取以下措施：①分段控制钻井液密度。在保证压稳地层的前提下，密度尽量靠低限，降低对井壁的压差。在井深1700 m以前控制密度在1.20 g/cm3以内；井段1700～2523 m和2523～2890 m控制密度为1.70～1.75 g/cm3和1.80～1.85 g/cm3。②运用以“DRF”理念为核心的多元多级复合封堵胶结技术加强井壁的封堵。通过使用纤维类＋微纳米级石墨类＋沥青类材料，同时配以纳米级-微米级-毫米级复合多级搭配，用以消除毛细管力、半透膜效应等导致井壁失稳问题。在实钻过程中，根据进尺通过交替在井浆中补充WNSX纤维、弹性石墨HR-2、沥青类的RF-9，确保了该井的井眼稳定。③井眼清洁。维持大排量钻进，钻井排量维持在70～80 L/s。根据钻进扭矩、摩阻以及起钻前等情况可采用密度为2.40 g/cm3有效量40 m3的重稠浆，配合清洁井眼确保筛面返砂正常。
4.2 膏盐层钻进污染防治及卡钻的预防
该井膏盐层段长达1000余米，实钻过程中钻井液性能稳定，未发生压差卡钻。主要采取以下措施：①对钻井液做好预处理。进入膏盐层前，抗盐处理剂的浓度接近推荐加量的上限，pH值控制在9.5～10.5，膨润土含量保持在下限，维持Cl−离子浓度为30 000～40 000 mg/L，Ca2+离子浓度为500 mg/L左右，控制滤失清水限（盐水限）大于10%。②密度接近阶段密度上限。为了尽量减弱膏盐层的塑性蠕动，调整钻井液密度至阶段上限。③短起拉划井眼。膏盐层钻进期间，每钻进400 m，短起拉划一次，控制起下拉划速度，破除因膏盐层蠕动造成的缩径。④固液润滑防卡技术。维持井浆基础油含量在3%左右，在膏盐层钻进期间，特别是起钻前垫入固液封闭浆，封闭膏盐段。⑤合理黏切。维持切力设计低限进入膏盐层；钻进过程中出现黏度和切力明显上涨现象，一次性按照室内配方稀释调整到位，避免污染严重后停钻处理钻井液。
4.3 CO2酸气污染的治理
该井在二叠系的长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组，以及寒武系的沧浪铺组、筇竹寺组均遭遇不同程度的CO2酸气污染，由于地层压力高，钻井液密度达2.35 g/cm3，高密度钻井液受污染后流变性难控制。CO2通过扩散效应侵入钻井液，导致钻井液黏度切力大幅上升，甚至彻底失去流动性，同时滤失性能被破坏，泥饼虚厚，非常容易导致泥饼黏附卡钻。同时，严重情况下造成泵压过高，循环压耗激动压力上升，将地层憋漏。受地层酸气污染钻井液性能如表8所示。为了处理地层CO2酸气污染，采用强护胶措施，提高胶液配方中护胶剂的浓度至8%，同时保持氯离子含量在50 000 mg/L左右，维持pH值在10.5～11，每日检测钙离子浓度，确保钻井液中有300～500 mg/L的钙离子，采用“少吃多餐”的方式均匀向井浆中补充石灰或者氯化钙。根据流变性的情况稀释置换补充一部分新浆，钻井液密度接近上限，同时配合低浓度稀释剂改善井浆流变性。
表 8 蓬深6井水基钻井液受酸气污染后的性能变化井深/
mFV/
sPV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/Pa4890 45 28 13 4/15 4900 46 29 13 4/15 4910 65 52 21 5/22 4920 72 55 25 5/25 4930 78 58 29 6/28 4.4 目的层井壁稳定性防治
小井眼井段油基钻井液钻进，通过应用以“DRF”理念为核心的多元多级复合封堵胶结技术重点强化钻井液泥饼封堵胶结能力，防止震旦系灯影组破碎地层垮塌。通过配方优化，采用强封堵低滤失维护油基钻井液性能，其流变性实验结果见表9。如表9所示，在井温高达220℃的情况下，高温滤失量小于5 mL，降低效果明显，破乳电压大于600 V。
表 9 油基钻井液流变性评价配方 ρ/(g/cm3) Gel/(Pa/Pa) PV/mPa·s YP/Pa ES/V FLHTHP/mL 1# 1.44 2/12 42 5.0 610 10.6 2# 1.45 3/8 44 4.5 652 4.6 注：在220℃老化温度下老化16 h后在50℃测定性能。 1# 井浆
2# 井浆+2%超细CaCO3+1.5%WNSOL+1% HR-2+ 0.5%WNSX
5. 结论与认识
1.上部大尺寸井眼采用有机盐聚合物钻井液体系钻进，通过分段控制钻井液密度、运用以“DRF”理念为核心的多元多级复合封堵胶结技术加强井壁的封堵，配合重稠浆清洁井眼很好地解决了上部大尺寸井眼阻卡的问题。
2.膏盐层钻进通过提前对钻井液做好预处理、密度靠阶段密度上限、短起拉划井眼、固液润滑防卡技术以及合理黏切很好地解决了膏盐层钻进造成的缩径卡钻以及钻井液流变性失控问题。
3.水基钻井液受CO2酸气污染后，pH值、钙离子浓度急剧下降，在钻进过程中宜均匀向井浆中补充钙离子，同时精细维护pH值。根据流变性的情况稀释置换补充一部分新浆，钻井液密度靠上限，同时配合低浓度稀释剂改善井浆流变性。
4.超高温油基钻井液体系，抗温220℃，高温高压滤失量小于5 mL，破乳电压大于600 V，具有良好的流变性和沉降稳定性。应用以“DRF”理念为核心的多元多级复合封堵胶结技术重点强化钻井液泥饼封堵胶结能力，防止震旦系灯影组破碎地层垮塌，保证了灯影组破碎地层的顺利钻进。
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表 1 蓬深6井井身结构
开钻
次序井深/
m钻头尺寸/
mm套管尺寸/
mm套管
程序套管下入
地层层位一开 70 914.4 720.00 导管 蓬莱镇组 二开 700 660.4 508.00 表层套管 遂宁组 三开 2910 455.0 374.65 技术套管 须家河组顶 四开 6418 333.4 282.58 技术回接 茅口组顶 282.58 技术回接 282.58 技术悬挂 五开 7780 241.3 196.85 油层回接 灯四段顶 196.85 油层悬挂 六开 9026 149.2 127.00 尾管悬挂 灯二段 
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表 2 蓬深6井部分层位的岩屑清水回收率
取样井深/m 层位 岩性 清水回收率/% 520 蓬莱镇 泥岩 7.03 890 遂宁组 泥岩 8.22 2400 自流井组 泥质砂岩 14.62 6300 龙潭组 泥质灰岩 22.15
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表 3 蓬深6井部分地层的地层压力系数和钻井液密度
层位 垂直井段/
m地层压力
系数ρ/
g/cm3蓬莱镇组 0～70 1.00 1.05～1.10 蓬莱镇组～遂宁组 70～700 1.00 1.07～1.40 遂宁组～沙二段底 700～1710 1.00/1.10 1.07～1.60 沙二段底～凉高山组底 1710～2523 1.50 1.57～1.80 凉高山组底～须家河组顶 2523～2890 1.60 1.67～1.90
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表 4 雷口坡组、嘉陵江组岩性、厚度
地层 岩性 厚度/m 雷口坡组 雷四 白云岩 143 雷三 白云岩、岩盐 230 雷二～雷一 泥质白云岩与石膏互层 425 嘉陵江组 嘉五～嘉四 膏岩与云岩互层 399 嘉三 云岩 120 嘉二 膏岩夹云岩 240 嘉一 灰岩、云岩 115
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表 5 部分地层的地层压力系数和钻井液密度设计
层位 垂直井段/
m地层压力
系数ρ/
g/cm3茅口组～梁山组 6385～6753 2.29 2.29～2.44 五峰组～龙王庙组 6753～7087 1.92 沧浪铺组 7087～7279 2.20 筇竹寺组 7279～7748 2.00
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表 6 有机盐聚磺钻井液抗温性评价
T老化/℃ φ600 φ300 Gel/（Pa/Pa） FLAPI/mL FLHTHP/mL pH 120 74 45 2/10 2.8 5.0 10 140 71 47 2/15 2.4 8.6 10 160 77 51 3/18 2.4 15.0 10 注：在对应老化温度下老化16 h后在50℃测定性能。
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表 7 油基钻井液流变性评价
井浆 φ600 φ300 Gel/
Pa/PaFLAPI/
mLFLHTHP/
mLES/
V热滚前 73 41 3/5 1.2 3.6 672 热滚后 71 47 2/12 1.0 3.8 651 注：在220℃下老化16 h后在50℃测定性能。
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表 8 蓬深6井水基钻井液受酸气污染后的性能变化
井深/
mFV/
sPV/
mPa·sYP/
PaGel/
Pa/Pa4890 45 28 13 4/15 4900 46 29 13 4/15 4910 65 52 21 5/22 4920 72 55 25 5/25 4930 78 58 29 6/28
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表 9 油基钻井液流变性评价
配方 ρ/(g/cm3) Gel/(Pa/Pa) PV/mPa·s YP/Pa ES/V FLHTHP/mL 1# 1.44 2/12 42 5.0 610 10.6 2# 1.45 3/8 44 4.5 652 4.6 注：在220℃老化温度下老化16 h后在50℃测定性能。
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