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杨军义 连世鑫
中石化西北油田分公司石油工程监督中心 新疆轮台 841600
夏河2 井位于塔里木盆地巴楚隆起吐木休克断裂带构造,三开钻井液体系采用欠饱和盐水聚磺钻井液体系，钻进至4930m 沙依里克组，循环发现溢流，出口钻井液密度 由1.99 下 降 到1.95g/ cm3、CL-由138000 上 升 至176000mg/ L、Ca2+由320 增至3320mg/ L，APIFL 由3.2上升至34mL，钻井液出现絮凝，失去流动性。现场在保证井控安全的前提下起钻至套管内4495m，关井立压由0→24.3MPa→24.46MPa，套压由0→21.5MPa→26MPa。
根据现场实钻数据及邻井资料，确定钻遇高压高钙盐水污染，现场处理高压盐水溢流及钻井液受钙侵污染的主要难点在于：根据现场实际测量及邻井资料，初步判断地层高压盐水钙离子在5000～10000mg/ L，常规水基钻井液受高钙离子污染失去正常的流动性和稳定性，钻井液絮凝严重，近乎全失水；
溢流前钻井液密度1.99g/ cm3，根据起钻溢流量及关井压力缓慢上升，判断井筒内钻井液已受污染，地层盐水存在高压低渗现象，压井钻井液密度不易精确，根据邻井资料初步确定使用密度2.3g/ cm3钻井液进行节流循环压井，高密度钻井液流变性及沉降稳定性不易控制。
2.1 硫酸钠
如表1 所示，受钙侵污染钻井液中加入硫酸钠后，钻井液中的钙离子降低，钻井液流变性能趋好，确定硫酸钠加量为3%。
表1 加入硫酸钠对受钙侵污染钻井液性能的影响
2.2 坂土含量控制胶液配方确定
高密度钻井液本身具有固相含量高、固相颗粒分散程度高、自由水少等特点[2]，控制钻井液中坂土最佳含量同时满足不能高温增稠及加重剂悬浮是最大难点。该井钻井液受钙侵污染后，体系受到破坏，使用硫酸钠消除钙离子污染影响后，需优选磺化材料、抗温抗盐处理剂优化钻井液性能，使用适量分散剂调节钻井液流变性能。
现场使用密度2.3g/ cm3钻井液经过两次节流循环压井后，立套压不为零，确定使用密度2.48～2.50g/ cm3继续节流循环压井，现场根据需求优选配置胶液与密度2.3g/ cm3井浆混合降低钻井液中坂土含量，再加重2.48～2.50g/ cm3。
高密度钻井液控制坂土含量是关键，坂土含量过高钻井液增稠现象明显，密度2.49～2.50g/ cm3控制坂土含量在7g/ L 左右能满足加重剂悬浮及控制良好流变性能的要求,1# 胶液配方中高密度分散剂SMS- 19 能较好地调节高密度钻井液流变性能，加入0.5%DSP- 2 能有效地降低钻井液失水，确定1# 胶液作为施工方案。
2.3 抗钙污染实验
根据实验现场确定使用井浆：1# 胶液=2:8 混合稀释，后优选密度4.35g/ cm3的特级重晶石加重至2.50g/ cm3，然后加入3%硫酸钠，使用20%浓度氯化钙溶液进行抗污染实验。加入6%的CaCL2溶液（浓度20%）污染实验数据如表2 所示。
通过表2 实验数据表明新配浆在钙离子污染情况下，通过加入硫酸钠进行处理，使用胶液维护，钻井液稳定性及流变性能未遭到明显破坏，满足井下施工需求。
3.1 压井施工作业
为保证井控安全，现场调配钻井液密度至2.30g/ cm3，补充2%硫酸钠及高浓度胶液调整性能，采用节流循环方式压井，压井过程中进出口密度不一致，立套压仍不为零，每次返出受污染钻井液20～40m3，压井失败。
通过两次节流循环压井，现场分析原因及下步措施：
（1）钻井液密度2.3g/ cm3不能满足地层盐水压力，根据立套压情况确定下步使用2.46～2.50g/ cm3钻井液节流循环压井；
（2）通过停泵后关井立套压缓慢上升，判断地层盐水为高压低渗特点，节流循环过程中调节节流阀不能很好地控制地层流体持续污染；
（3）返出钻井液通过硫酸钠及胶液处理后，流变性能仍不易控制，测得Vb 为16.8g/ L 偏高, 下步调配2.46～2.50g/ cm3钻井液需进一步控制钻井液坂土含量及稳定性，现场做小型实验调配钻井液满足下步压井需求。
第三次节流循环压井：现场根据表2 中1# 胶液配方，补充3%硫酸钠后调配2.46g/ cm3钻井液，进行第三次节流循环压井；
压井前立压7.5MPa，套压4MPa，使用密度2.46g/ cm3钻井液节流循环一周，停泵后立套压为零，继续开井循环，循环加重保证入口密度不低于2.46g/ cm3，循环两周后进出口密度一致，停泵观察出口断流，压井成功。
表2 加入6%的CaCL2 溶液（浓度20%）污染实验
3.2 通井划眼作业及恢复钻进
套管内压井成功后，通井划眼至井底，钻井液主要处理为排放受污染严重泥浆，根据1# 胶液配方调配新浆补充3%硫酸钠，维持钻井液密度不低于2.46g/ cm3，返出受钙侵污染钻井液密度最低2.17g/ cm3, 钙离子最高10400mg/ L，部分钻井液失去流动性，排放受污染浆约50m3，划眼到底后充分循环保证进出口密度一致，维护钻井液性能稳定后恢复钻进。
恢复钻进后为防止高密度钻井液钻遇下部地层发生漏失，现场尝试适当降低钻井液密度，降低至2,43g/ cm3以下发现停泵不断流，现场维持2.44～2.45g/ cm3钻井液密度钻进，钻进过程中钻井液持续胶液维护性能稳定，补充硫酸钠防止钙离子污染，振动筛使用120 目筛布清除劣质固相；
每趟长起下钻4930m 高压高钙盐水层附近返出钻井液有不同程度的污染，回收污染浆处理后再次入井。
3.3 井漏及卡钻故障
恢复钻进后钻进至5225.46m 发生第一次失返性漏失，至5341.41m 共计发生8 次失返性漏失，现场使用交联成膜段塞堵漏浆通过专项堵漏、静堵、随钻堵漏的方式堵漏成功，但每次堵漏成功后钻井液受不同程度污染，钻井液流变性能变差，另外，为保证堵漏效果，全井随钻堵漏材料浓度近15%，振动筛筛布使用20 目，钻井液中劣质固相无法有效清除，钻井液性能进一步恶化。
第8 次漏失后更换钻具堵漏，划眼至5233.86m 再次发生失返性漏失，泵入交联成膜段塞堵漏浆9m3后起钻至4968m 循环堵漏，堵漏成功。再次划眼至5258.5m 接立柱发生卡钻故障。
卡钻原因分析：
（1）三开设计中完原则为钻穿震旦系吾松格尔组盐膏层，三开震旦系沙依里克组钻遇当量密度2.43g/ cm3高压高钙盐水层，下部地层吾松格尔组存在低压地层，共计发生8 次失返性漏失，不同压力体系在同一开次是造成卡钻的地质原因；
（2）4930m 高压盐水层钙离子含量高，钻井液受钙侵污染严重，发生失返性漏失后钻井液补充堵漏材料，劣质固相增加，高密度钻井液不能有效维护处理，重晶石沉降、高温高压泥饼虚厚，性能进一步恶化，在漏失井段固相堆积形成厚泥饼，在高密度压差下发生压差卡钻。
3.4 卡钻处理及回填侧钻
发生卡钻故障后，先后经过泡解卡剂、倒扣、套铣、打捞钻具等措施后，鱼头位置5019.12m，具备侧钻条件，现场打水泥塞回填侧钻，侧钻点4832.75m。侧钻后钻井液性能如表3 所示。
表3 侧钻后钻井液性能
钻井液全井调配新浆，根据前期经验主要处理思路为：配置新浆严格控制钻井液坂土含量在7g/ L 左右，使用氯化钾与氯化钠维持欠饱和盐水体系，使用高浓度磺化材料、抗温抗盐降滤失剂控制失水，使用高密度分散剂控制钻井液流变性能，加入3%硫酸钠预防钙侵污染，补充润滑剂提高钻井液润滑性能，使用密度4.35g/ cm3以上特级重晶石加重，振动筛使用120～150 目筛布清除劣质固相。最终三开钻进至5208.54m 再次发生漏失，三开中完，测井、下套管顺利，高密度钻井液性能满足要求。
注：钻井液维护胶液配方：清水+1%NaOH+4%SMP- 3+4%抗温抗盐降滤失剂+4%FT- 1+5%KC1+15%NaC1+2%润滑剂+5%SMS- 19+3%硫酸钠。
(1）硫酸钠在处理钙侵污染钻井液方面有良好的效果，使用硫酸根盐水聚磺钻井液体系满足夏河2 三开钻井要求。
（2）高密度钻井液处理要点为控制钻井液中坂土含量，使用高密度分散剂能调节钻井液流变性能，控制坂土含量7g/ L 左右能满足夏河2 井2.43～2.45g/ cm3高密度钻井液加重剂悬浮与流变性能控制要求。
（3）夏河2 井三开多次发生漏失，为满足堵漏要求钻井液中补充随钻堵漏材料，振动筛筛布目数降低，钻井液劣质固相增加，性能恶化严重，造成卡钻故障；
建议此类存在两套压力系统的探井，井身结构设计时备用一开次，降低施工风险。
