摘要：FD1、FD2井是塔里木盆地北部富满油田的两口定向超深井，其中FD1井在钻进到井深8 359 m时气侵严重，气体中二氧化碳含量高，返出钻井液气泡多、pH值下降快、出入口密度相差大，影响了井下安全，FD2井钻进到该井段时也发生了相似的问题。为解决这些问题，进行了二氧化碳污染理论分析，并提出有效的二氧化碳气侵处理方法和措施。在高密度、二氧化碳污染的钻井液中通过添加适量含钙处理剂如CaCl2以及烧碱有助于减轻或消除二氧化碳对钻井液的污染。

　　关键词：气侵；二氧化碳污染；钻井液；高密度

　　0引言

　　在油气勘探与开发钻井过程中，地层中的流体（油、气、水等）进入井筒，可能导致溢流，如果失控便会导致井喷，使得钻井设备被损坏，危及钻井工作人员的人身安全，破坏石油天然气资源，污染自然环境甚至导致油气井报废等严重后果，给石油工业带来严重的负面社会影响[1]。如果进入井筒的流体仅仅是气体，则称其为气侵。地层中气体多是天然气，由于其密度低、扩散和置换性强、易膨胀和压缩、易燃易爆并具有毒性等物理化学特性，与其他流体侵入井筒相比，气侵更容易发生井喷失控并且容易着火和中毒[2-3]。FD1、FD2井是塔里木盆地北部富满油田的两口超深定向井，FD1在钻进井深8 359 m时气侵现象严重，FD2井提前采取了预处理措施，气侵现象不是很严重。因此，有必要深入分析该井气侵问题，以找到合适的工程技术措施。笔者理论分析了二氧化碳在钻井液体系中的不同状态，推论出二氧化碳对钻井液性能的影响，并提出针对性的技术处理措施。

　　1二氧化碳污染理论分析

　　二氧化碳临界温度31.1℃、临界压力7.38 MPa左右，温度压力同时超过该数值时二氧化碳为超临界态（密度接近于液体、黏度接近于气体），低于该数值时二氧化碳向气态转变。初步计算井下温度、地层压力随井深的变化，同时评估二氧化碳在钻井液体系中的状态，见表1。

　　因此，二氧化碳在井深小于964 m时地层压力小于临界压力（7.38 MPa），而整个循环过程中温度始终大于临界温度（31.1℃),所以井深小于964 m时二氧化碳以气态存在于钻井液中，井深大于964 m时二氧化碳以超临界态存在于钻井液体系中。

　　井筒环空中的钻井液体系被二氧化碳侵入，井深964 m以下二氧化碳为超临界状态具有液体性质，认为此时环空钻井液流动为单相流状态；井深964 m以上由于压力降低导致钻井液中混合的二氧化碳成为游离气状态，气体在环空中膨胀引起钻井液流型随之改变，泡状流、段塞流、搅拌流和环形流依次出现。

　　钻井液流动参数变化趋势：钻井液黏度等物性参数会影响井筒温度的分布，而这些物性参数又会受到温度变化的影响，因此应利用高温高压流变仪对钻井液开展流变实验后才能建立钻井液密度和黏度的预测模型。

　　在目前未获取相关实验数据之前，可根据类似研究举例进行初步预测。随着钻井液返上环空二氧化碳溶解度降低、密度逐渐增加，钻井液黏度随地层压力减小而减小，随温度减小而增加，规律如图1—图4所示。

　　因此，做出如下推论：由于二氧化碳溶解在钻井液体系中导致CO32-及HCO3-质量浓度变大，钻井液体系结构遭到酸侵被严重破坏，体系结构黏度降低；加之向上返出温度和压力同时降低，气体与钻井液脱离形成复杂的多相流动，体系结构黏度进一步降低。

　　鉴于上述理论分析，二氧化碳气侵可能造成的井下问题有：CO2是一种酸性气体，酸侵后钻井液体系结构黏度较低，不具备悬浮岩屑和保持加重材料分散，易导致钻井液固相沉降，液柱压力降低，引起井底卡钻事故；井口附近由于二氧化碳的快速相变析出，体积大幅膨胀，导致井口失控引发溢流等现象；返出钻井液中含微气泡，钻井液中CO32-及HCO3-质量浓度变大，pH值下降快，漏斗黏度上升快，密度测量不准，影响了钻井液性能，有可能造成井下复杂。

　　2 FD1井气侵情况及解决措施

　　FD1井是一口预探井，该井位于塔里木盆地北部富满油田，为四开次定向井，设计井深8 697 m，钻进时钻井液密度1.87 g/cm3、漏斗黏度45 s、塑性黏度19 mPa·s、动切力6.5 Pa、初切力4.5 Pa、终切力11 Pa，pH值11。定向钻进至井深8 359 m（井底温度160℃)时气侵严重，钻井液流型差，气泡多，进出口密度差大，严重影响了钻井正常工况。因气侵严重，为平衡地层压力，将钻井液密度提高到2.06 g/cm3，气侵情况依然存在，返出钻井液性能差、CO32-及HCO3-质量浓度高。气侵后井内返出液性能见表2。

　　现场针对二氧化碳污染问题进行室内实验，并筛选出胶液配方：井场水+10%SMP-3+6%SF+3%SPNH+15%KCl+1.5%NaOH+1%CaCl2

　　在井浆中加入10%胶液后测试性能，并在160℃静止老化72 h后开罐，玻璃棒触碰不到底，不靠壁，距底部4～5 cm，表面析水3 cm，不失流动性。表3中测试数据显示，粘切明显降低。

　　现场实际操作中，为调整流变性并避免钻井液在罐内沉降，在气侵后井底返出液中加入5%～7%胶液，取地面处理后的钻井液，测试性能，结果见表4。对经地面处理后的井内返出液进行性能测试，见表5。

　　从表5数据中可以看出，现场返出钻井液中加大NaOH的加量并引入微量CaCl2后，pH值稳定在9.5；返出钻井液切力下降，初切值能稳定到6 Pa，出口钻井液流型变好，脱气变快，最突出的变化是钻井液气侵后出入口密度能很快恢复正常。

　　3结论与建议

　　1）FD1井在井深8 360 m时气侵严重，可以在高密度、二氧化碳污染的钻井液中加入适量含钙处理剂如CaCl2，在加入钙处理剂的同时加入烧碱来提高钻井液的pH值，以减轻或消除二氧化碳对钻井液的污染。

　　2）所有处理剂必须先溶解到胶液中，钙离子要以胶液形式均匀加入到钻井液中，避免钻井液性能大幅变化，同时做好高温老化实验。

　　3）由于二氧化碳气侵而导致的溢流可以立即增加钻井液密度，但是提高密度后，气侵会依然存在，因此还必须对入井钻井液进行调整，提高钻井液抗污染能力。

　　4）由于密度高、井温高的原因，CaCl2不建议多加，加量能控制钻井液流变性能，满足钻井作业要求即可。

　　5）FD2井在后期钻进中充分吸取了教训，进入目的层前增强了体系的抗温性能，加入了稀释稳定剂调整流变性，提高了密度，钻进中用适量的CaCl2进行了维护，钻进到同样井段时流变性能基本稳定，出入口密度相差0.01 g/cm3，几乎一样。因次，预判有酸性气体的井段，进入前要提前对钻井液进行预处理，钻进期间按实验结果进行调整，可满足安全钻进的要求。

　　[1]吴志均，陈刚，郎淑敏，等.天然气钻井井控技术的发展[J].石油钻采工艺，2010，32（5）：56-60.

　　[2]程常修，曾时田.天然气钻井应重点考虑的几个技术问题[J].天然气工业，2002，22（2）：50-53.

　　[3]曾时田.四川天然气井钻井压力控制[J].天然气工业，2003（4）：38-40.