摘要：土库曼斯坦南约洛坦气田的主力产层位于盐膏层之下，曾因盐膏层地质情况复杂和工程事故频发而一度不能钻达设计井深。该区存在一系列的钻井难题：①随巨厚盐膏层而来的“盐水侵”、“钙镁侵”等导致钻井液受到严重污染；②地层疏松和高压气体所造成的“气侵”使井漏与溢流(井涌)并存；③井下高温、高压环境使钻井液性能变差；④高密度钻井液因其固有的高固相所造成的流变性控制难。为此，中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司研发并使用了以体系组成简单且高效、配制有序且逐步放大量为特点，以“护胶为主、增强抑制性”为维护处理技术思路的高密度饱和盐水聚磺钻井液，其组成为：基础材料类(膨润土、烧碱、纯碱、NaCl、KCl等)+聚合物类(PAC、FA367、XY-27、JT888等)+磺化材料类(SMP-2、SMC、SPNH、JNJS-220、SMT、FT-1等)+加重剂(重晶石)+辅助材料类(润滑剂、消泡剂、盐重结晶抑制剂等)。此举，提高了高固相含量钻井液体系的综合性能。该钻井液应用于现场，克服了各种因地质因素所造成的钻井液污染破坏问题，突破了该气田钻井技术“瓶颈”，成功解决了该气田盐膏层井段所惯存的蠕动、缩径、垮塌等技术难题，确保了该区12口天然气探井盐膏层钻井任务的安全、顺利完成。
关键词：土库曼斯坦；南约洛坦气田；晚侏罗世；盐膏层；高密度钻井液；高温高压；污染；维护处理；川庆钻探工程有限公司
2007年3月，中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司承揽了土库曼斯坦地质康采恩南约洛坦(原中文名尤拉屯)气田12口设计井深为5000～5300m、井深结构为四(五)开结构气探井的钻井项目。该项目从2007年8月启动，截至目前已12开10完，且全部完成该钻井项目中12口气探井的盐膏层钻井任务。这就标志着在土库曼斯坦南约洛坦气田所面临的众多钻井技术难题正被逐一攻克。
1 地质特征与技术难点
1.1 地质特征
土库曼斯坦南约洛坦气田盐膏层段处于上侏罗统克里米德氏组(J3km-tt)，埋深3400～4200m，属海相沉积、沉积环境较新，岩性主要以石膏、盐岩为主，含少量不同性质的泥岩；地层交结疏松、分散性强且存在地层蠕动；含有高压油、气及盐水等，地层压力系数(1.98～2.31)和温度(150～160℃)都较高。
1.2 技术难点
上述地质构造以及地层性征，无疑会给钻井液的维护与处理带来较大难度。这是因为：①存在随巨厚盐膏层而来的“盐水侵”、“钙镁侵”等导致钻井液受到严重污染(特别是固相污染)问题；②存在因地层疏松和高压气体所造成的“气侵”使井漏与溢流(井涌)并存问题；③存在因井下高温、高压环境使钻井液性能严重变坏问题；④存在高密度钻井液因其固有的高固相所造成的流变性控制难等一系列难题。
另外，由于地层交互多为薄层且频繁互成夹层，使得某种地层污染还未处理完，另一种污染或许已经“悄然而至”，其结果可能会是两种或几种污染“叠加”，大大增加了处理地层污染的力度与难度。如2008年9月24井在第三次开钻盐膏层井段(3600～4077m)钻进过程中，所发生的钻井液污染，就属这种情况(图1)。由于当时井下污染源众多，几种污染相互“叠加”，“黏土固相侵”、“盐水侵”以及“钙侵”等污染频繁不断或同时发生，黏切(黏度和切力，下同)骤升，钻井液遭受到了严重污染。
2 高密度钻井液技术
巨厚盐膏层是良好的油气盖层，顺利钻穿盐膏层是盐下油气勘探开发技术难点之一[1]。高密度钻井液技术作为盐下油气勘探开发技术中的核心内容之一，其性能好坏必然直接决定着盐膏层钻井施工的成败。高密度钻井液体系在室内通过试验确定其组成和配方后，仍然需要通过现场配制及现场维护等环节加以实践、应用并不断完善，才能形成一整套极具针对性的技术措施。
2.1 钻井液体系及基本组成
钻井液体系选用抗污染和抑制性较强的饱和盐水聚磺钻井液；组成为：基础材料类(膨润土、烧碱、纯碱、NaCl、KCl等)+聚合物类(PAC、FA367、XY-27、JT888等)+磺化材料类(SMP-2、SMC、SPNH、JNJS220、SMT、FT-1等)+加重剂(重晶石)+辅助材料类(润滑剂、消泡剂、盐重结晶抑制剂等)。
2.2 高密度钻井液现场配制
室内试验和现场应用都表明：要得到性能稳定、使用周期长的高密度饱和盐水聚磺钻井液，现场配制时首先必须遵循一定的配制程序(图2)。
其次由于钻井液密度较高，其固相含量大，易受外来物侵入而造成流动困难，为保证钻井液具有良好的流动性和较小滤失性能，配制时必须采取以饱和盐水为液相基础，配合使用适量抑制性较强的聚合物，减小、固相粒子比表面从而控制其分散，以保持体系具有相对高的自由水[2]。
2.3 高密度钻井液现场维护与处理
2.3.1在许可范围内尽可能降低钻井液实际钻进密度“近平衡钻井”
确定合理、适当的钻井液密度，在许可范围内尽可能降低钻井液实际钻进密度“近平衡钻井”，是快速、安全、高效钻井的前提。合理、适当的钻井液密度不仅可以防范高压盐水污染，更重要的在于它是用来平衡地层压力，防止盐膏地层缩径或塑性流动的唯一手段。钻井液密度要高，高到要能压住井下一定的污染源(如“盐水侵”、“气侵”等)，起到安全平衡地层压力的作用；钻井液密度要低，低到要能为钻井液日常维护和处理带来便利。因此要根据地层压力和实际情况，在许可范围内尽可能降低钻井液实际钻进密度“近平衡钻井”，这是因为一旦快速钻穿地层后，钻井液液柱压力只要能及时平衡住地层压力，就可大大减少地层中各种流体对钻井液的污染，从而达到“事半功倍”的效果。
图3所示为2010年3月31井在第三次开钻盐膏层井段(3400～3937m)的密度控制情况。31井第三次开钻盐膏层井段初钻时密度控制在1.95g/cm3左右，进入井深3580m后根据实际情况逐步降低了钻井液密度，合理、适当的调整密度范围以达到“近平衡钻井”，不仅给钻井液日常维护带来了便利，而且明显提高了钻井速度、缩短了钻井周期(第三次开钻盐膏层用时仅30d)，很好地实现了快速、安全、高效的钻井目标。
2.3.2将“护胶为主、降黏为辅”作为调控各项性能的指导原则
将“护胶为主、降黏为辅”作为调控各项性能的指导原则；适当降低井浆中的膨润土含量，以降低其发生各种污染的可能性。高密度饱和盐水钻井液由于其密度高、固相含量大，体系本身所固有的固相容量限已被压缩至一个很窄的范围，一旦进入体系的劣质固相(如钻屑粉末、泥岩细颗粒等)来不及清除，累积到一定程度若其超过体系固相容量上限时，各种固相粒子极易连接形成结构，导致钻井液的黏度和切力增加，从而也会以污染形式表现出来[3～5]。如2009年3月205井在第三次开钻盐膏层井段(3402～4237m)钻进过程中所发生的情况(图4)就是如此，具体表现为钻井液“黏土固相侵”，黏切剧增，流变性能失稳。
膨润土含量的确定是保证高密度钻井液具有良好的流变性能的前提[6～9]。水、膨润土以及各类处理剂是组成水基钻井液体系的3类基础物质，其中膨润土作为水和各类处理剂充分发挥其效能的媒介传递物，作用和地位特殊而重要。各类处理剂只有先与水相互作用(吸附水)、溶胀(溶解)后，再通过吸附等作用与膨润土(黏土)颗粒这个媒介物相互结合，才能形成有机的钻井液体系以发挥出其整体效能。因此膨润土含量高是钻井液性能不稳定的根源，合理控制体系中膨润土含量可以提高钻井液的高温稳定性和抗盐污染能力[10]。如膨润土(黏土)使用量过多，或在钻进过程中地层造浆厉害，进入体系的黏土过多，黏土颗粒不仅和处理剂作用，还可自身相互结合或与地层进入体系中的各种有害离子(含其他物质)作用，这正是205井第三次开钻盐膏层井段发生“黏土固相侵”的内在原因；如适当降低膨润土用量(以不影响其配浆过程为前提)或钻进时使用固控设备加强控制体系中的黏土含量，某种程度上就会减少地层中各种有害离子和体系里黏土以及黏土颗粒自身发生作用的机会，从而也会降低高密度钻井液发生各种污染的可能性。
高密度饱和盐水聚磺钻井液维护时应以护胶为主、降黏为辅，这是由于该类钻井液中黏土颗粒不易形剌端-端”或“端-面”连接的网架结构，而是特别容易发生“面-面”形式的聚结[11]。因此针对井下可能出现的不同污染，采取的技术措施也应有所偏重。如是钻遇石膏层(包括其与泥岩混层)时所造成的污染，此时表现为漏斗黏度(FV)和切力同时上升，但以切力上升最快、最为显著，它对钻井液性能影响较大；原因是石膏层中存在的大量石膏和膏质、灰质泥岩以及地层流体所致，处理时则主要考虑“黏土固相侵”、辅以考虑“钙侵”；措施为跟进少量由SMT(FCLS)和Na2C03组成的稀碱液降低体系液相黏度同时，使用由高浓度SMP-2、SMC等三磺材料组成的稀盐水胶液对体系适当放大量进行“护胶-降黏”处理。若为钻遇大段盐层时所造成的黏切过高，此时也表现为黏度和切力同时上升，但以漏斗黏度上升最快、切力变化较慢；原因为地层中存在的高压盐水等地层流体所致；措施为适当提高体系密度以压住地层高压盐水的同时，使用少许由高浓度SMP-2、SMC等三磺材料组成的饱和盐水胶液进行“护胶”处理。
2.3.3将“增强抑制性、适当放大量”作为维护和调控高密度盐水钻井液各项流变性能的具体操作方式
高密度饱和盐水聚磺钻井液究其本质是一个抑制性较强的粗分散体系，说其抑制性较强主要是针对体系中含有大量电解质盐类(如NaCl、KCl等)和少量聚合物处理剂而言；说其分散性主要是指其碱性环境下各主要处理剂(如SMP-2、SMC等三磺材料)与黏土之间的相互作用。因此在使用饱和盐水聚磺钻井液体系时，必须区别对待体系内所具有两种性质(抑制性和分散性)的强弱程度。
采取的具体措施包括：维持体系较低的碱性(即pH值一般保持在8～9)；适当放大量以胶液形式补充各类处理剂进入体系以维护钻进过程中材料的正常消耗；在井浆中不断补充NaCl甚至到饱和以提高其整体抑制性；补充KCl至一定量以形成对黏土质成分应有的抑制效果等。图5为31井第三次开钻盐膏层井段漏斗黏度控制及变化情况，由于加强了对钻井液整体抑制性的维护，钻井液流变性能明显较好。
2.3.4将钻井液是否具有良好的抗高温性能作为调控各项性能的检测手段
将钻井液是否具有良好的抗高温性能作为调控各项性能的检测手段；适当增加三磺材料等其他护胶剂的含量，在降低高密度钻井液滤失量的同时以提高其抵抗井下高温环境的能力。提高钻井液抵抗井下高温环境的能力(即钻井液的抗高温性能)就是指要尽可能减少钻井液在井底高温环境发生稠化甚至固化作用等。发生高温稠化(固化)的主要原因是由于黏土的高温分散增加了钻井液体系中黏土粒子的浓度——黏土粒子的数目。如果说降低基浆中的膨润土含量，可以降低高密度钻井液发生各种污染的可能性，那么在配制胶液时适当增加三磺材料等其他护胶剂的含量，一方面将提高处理剂与黏土粒子接触、作用的概率；另一方面当黏土在井下高温环境分散成更细的颗粒后，立即会有处理剂颗粒吸附到黏土颗粒上，不至于使黏土颗粒以“面面”形式聚结，起到隔离和保护作用从而达到护胶效果，不仅降低了高密度钻井液的滤失量，同时也提高了钻井液抵抗井下高温环境的能力。
28井在第三次开钻盐膏层期间除采用高浓度(5%～8%)SMP和SMC三磺材料胶液外，性能维护时还不断补充FT-1A、PAC等护胶剂进入体系。表1为28井第三次开钻盐膏层部分井段钻井液在150℃热滚前后性能变化对比表。不同井段钻井液经过150℃热滚后，钻井液各项性能保持稳定，甚至出现了性能越热滚越好的现象。这是黏土高温水化分散和处理剂护胶作用相互抵消和补偿后的综合结果；此现象同时也说明尽管黏土受到高温水化分散后使其颗粒浓度相对增加，但由于钻井液内有足量的护胶剂吸附在其颗粒上面，致使黏土颗粒之间不能发生“面-面”形式的聚结，从而稳定了钻井液的整体性能。
3 效果及认识
1) 研究和使用的高密度饱和盐水聚磺钻井液，不仅充分满足了土库曼斯坦南约洛坦地区钻井安全施工及盐膏层井段的地质特性，克服了高密度、高固相饱和盐水钻井液在遭受各种污染后所引起的诸多技术难题，而且总结出了一整套行之有效的钻井液现场配制、维护与处理技术，为顺利完成土库曼斯坦南约洛坦12口气探井钻井项目提供了关键技术。
2) 土库曼斯坦南约洛坦地区盐膏层井段主要是以石膏、盐岩以及膏质泥岩等构成，但不同井位在地质构造和地层性征方面存在一定差别；高密度饱和盐水聚磺钻井液性能维护的焦点，在于如何将提高体系抗高温性能、抗污染性能以及改善钻井液流变性能等3个问题统一调控，而“护胶为主、降黏为辅，增强抑制性、适当放大量”的技术思路似乎正是协调其中矛盾、解决上述3个问题的关键所在。
致谢：参加此项工作的人员还包括：买炎广、高利华、吴复索、李宝军、赵建震等，在此表示感谢!
参考文献
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[11] 鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：石油大学出版社，2001.
(本文作者：杨晓冰1，2 蔺志鹏1，2 陈鑫1，2 文虎1，2 张长庚1，2 1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院长庆分院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)
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