王旭东，贺伦俊，吕建波，孙金波，肖林通

( 1.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东 东营 257000；2.胜利油气勘探管理中心，山东 东营 257000)

庄111井设计井别为评价井，井型为直井，设计井深：4330 m，实钻井深：4358 m，完钻层位为三工河组。邻井在施工过程中，在清水河组下部、三工河组井段普遍存在地层泥岩水化性和硬脆性垮塌，西山窑组和八道湾组煤层坍塌，井径扩大率普遍在10%以上[1-3]。庄111井三开采用复合盐强封堵钻井液体系，配合现场钻井液维护处理工艺及井壁稳定措施，井下无复杂情况，施工顺利，有效解决了硬脆性泥页岩地层井壁失稳难题，为该区块下一步的勘探开发提供了技术支撑。

1 钻井液技术难点

(1)上部新近系、古近系泥岩含量较高，机械钻速快，环空钻屑浓度高，易缩径，必须保证钻井液具有很强的抑制能力和井壁冲刷能力，有效提高井径扩大率，确保起下钻顺利，100～940 m井段主要岩性为砂岩、粉砂岩，虽然可钻性好，机械钻速高，但抗冲刷能力强，井眼自然扩径能力差，形成了事实上的小井眼，容易造成短起下阻卡。砂岩段易堵筛眼跑浆，应储备足够的60～80目粗筛布，现场储备一定量的预水化膨润土浆，应对跑浆造成的土相缺失。

(2)白垩系东沟组和吐谷鲁群上部棕红色泥岩易造浆，缩径，且机械钻速快，钻井液被固相污染，容易造成钻井液粘切升高，钻井液自我清洁能力变弱，影响机械钻速。

(3)吐谷鲁群中下部井段砂泥岩互层，硬脆性泥岩胶结疏松，钻头剥蚀加之水化分散，易产生掉块，造成井壁不规则，对下步施工造成困难，易出现起下钻遇阻、卡钻等复杂情况。

(4)西山窑组出现连续煤层(4066～4072 m)，钻遇该井段时易出现钻时较快，井径扩大率较大，造成煤层上部地层失去支撑，下部地层有台阶，造成井壁坍塌，影响施工安全。

(5)侏罗系三工河组是含油气层段，为了及时发现油气层和保护油气层不受钻井液的侵害以及提高机械钻速，施工中钻井液密度受限，给井壁稳定、平衡上部地层流体压力和清洁井眼方面造成困难。

2 钻井液体系

该井三开钻遇东沟组、吐谷鲁群组、西山窑组和三工河组地层，三工河组是主要目的层段，砂质泥岩胶结性差，岩性硬脆，且发育有微裂缝，极易产生掉块，难以破碎和携带，三开井段的井壁稳定问题是庄111井施工难点和重点。

该井三开采用复合盐强抑制钻井液体系，其特点是钻井液滤液活度低，具有强抑制能力，利用钾离子的抑制作用和高矿化度活度平衡理论，较好的实现了体系的强抑性，有效抑制泥岩水化，起到了井壁稳定和保护油气层的目的[4-6]。复合盐强抑制钻井液体系具有较高的固相容纳限，可以添加更大比例的封堵材料，针对微裂缝发育问题，优选微纳米粒子、多级配封堵剂，配合无荧光沥青、井壁稳定剂，协同强化封堵微裂缝，实现“多尺度”致密封堵效果，有效封堵封裂缝[7-8]。

3 现场钻井液技术处理

3.1 一开井段(0～99.11 m)

开钻前配置好足量预水化好的膨润土浆，开钻后加入0.2%～0.3%聚阴离子纤维素对膨润土浆进行护胶。

钻进时使用好固控设备，离心机试运转，保证各级固控设备状态良好。钻完进尺后，大排量循环洗井干净，泵入膨润土浆20 m3封井，确保下导管顺利。

3.2 二开井段(99.11～1702.00 m)

3.2.1 二开井段基本情况

二开钻新近系、古近系，该井段为棕红色、棕褐色、紫红色、灰色泥岩、砂质泥岩与浅灰色、浅褐灰色、紫红色粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层，地层欠压实、胶结差、分散性强；地层粘土矿物以伊蒙无序间层为主，成岩程度低，回收率一般小于50%，泥岩易吸水膨胀，膨胀率高达20%～30%，容易缩径；高渗透砂岩易形成虚厚泥饼，造成假缩径，容易引起起下钻遇阻、划眼，甚至卡钻事故；必须保证钻井液具有很强的抑制能力和井壁冲刷能力，有效提高井径扩大率，确保起下钻顺利。

3.2.2 二开钻井液维护

将一开钻井液加入中，加入聚丙烯酸钾、胺基聚醇、氯化钙稀胶液维护，保持钻井液较强的抑制性能。上部地层应保持较低的粘切和足够的排量，加强钻井液对井壁的冲刷，有效提高井径扩大率，预防起下钻阻卡。使用好固控设备，保证除砂器、除泥器、离心机钻进时连续、有效运转，充分降低钻井液中劣质固相含量，同时配合多次放沉砂罐，保持钻井液清洁，提高上部地层的机械钻速。

快速钻进期间，钻井液密度控制在1.10 g/cm3，粘度控制在30～35 s，失水控制在20～100 mL。钻遇砂岩、粉砂岩时，需及时更换筛布并使用钢丝刷清洁嵌入筛孔中的砂粒，以减少跑浆，同时补充预水化膨润土浆，混入前加入PAC-LV对膨润土浆进行护胶，控制钻井液中膨润土含量30～40 g/L。

完钻前150 m左右，补充高浓度膨润土浆，提高钻井液粘度至45 s左右，完钻后大排量充分循环，井眼干净后短起至套管鞋，循环后用稠浆封井起钻，进行中完作业。

3.3 三开井段(1702.00 m-4358.00 m)

3.3.1 三开井段基本情况

三开钻遇东沟组、吐谷鲁群组、西山窑组和三工河组地层，三工河组是主要目的层段，砂质泥岩胶结性差，岩性硬脆，且发育有微裂缝，极易产生掉块，难以破碎和携带。

3.3.2 三开钻井液维护处理

三开钻进至2600 m转换复合盐强封堵钻井液体系，转换步骤如下：转换前进行短起下，利用短起下清除裸眼段井壁上的虚泥饼，短起下后充分循环，配制封井浆封井。起钻至套管内，在套管内转换为复合盐钻井液体系，首先利用固控设备将钻井液充分净化后，使用般土浆调整钻井液中膨润土含量在40～50 mg/L，钻井液粘度35 s左右；按照循环周，先加入氯化钾和氯化钠，使其氯根达到50000 mg/L左右。加完盐后，根据实测钻井液性能继续加入PAC-LV、海水降滤失剂、磺甲基酚醛树脂等处理剂维护钻井液的性能。

参考临井资料显示清水组下部掉块现象频繁，转完盐后，一次性加入3%微纳米粒子、3%井壁稳定剂、2%～3%多级配填充封堵剂、3%～5%超细碳酸钙，并定期补充，提高钻井液的封堵能力，提高钻井液密度至1.20 g/cm3，保持井眼力学稳定，利用钻井液液柱压力径向支撑稳定井壁，综合达到钻井液的封堵防塌目的。

加大SMP-2等抗高温材料的加量，并根据井底温度适当进行补充，保证钻井液的抗温性及稳定性，高温高压失水控制在9 mL以内。

钻进过程中，要注意观察井口返浆情况及振动筛上的岩屑返出量、岩屑形状的变化，做好井眼稳定性防护及监视工作，一旦出现井眼垮塌、井漏等复杂情况，根据实际情况及时调整钻井液性能，提高钻井液的悬浮、携带岩屑能力，确保井下安全。

进入目的层井段后为确保施工安全，每次起钻前要确定井下油气层的压力情况，搞好短程起下钻，测量循环周，确定油气的上窜速度在安全范围内，方可起钻。注意控制起下钻速度，起钻按井控标准灌好钻井液，防止拔活塞造成拔塌井壁或抽吸井喷等复杂情况发生，下钻避免因压力激动过高引起井漏。

起钻前根据需进行封井工作，封井浆中混入高浓度膨润土浆、加入超细碳酸钙、封堵防塌材料，提高钻井液的封堵防塌、悬浮携带能力，进一步保证井眼稳定，起下钻顺利。

完钻后做好通井作业，对起下钻遇阻卡的井段，采取技术划眼或倒划眼措施消除或减少阻力，并充分循环、调整好钻井液性能。井下的复杂情况必须在通井过程中解决好，起钻前可视情况配制高质量封井浆封闭裸眼井段，以利于电测和下套管作业顺利实施。

3.3.3 取心过程钻井液维护处理措施

庄111井钻至4266 m见油气显示决定取心，至4283 m共计取心2筒，取心总进尺17 m：

第一筒心(4266～4275 m)：钻进至4266 m见油气显示，取心钻进至4275 m割心起钻，取心进尺9 m，心长8.6 m，收获率95.56%。

第二筒心(4275～4283 m)：第一筒心出心后接通知连续取心，直接下取心钻具，取心钻进至4283 m割心起钻，取心进尺：8 m，心长：8 m，收获率100%。

4 施工效果

庄111井一开采用444.5 mm钻头钻进至99.11 m完钻，钻进正常，下套管顺利，下入339.7 mm套管至99.11 m，固井顺利。二开采用311.2 mm钻头正常钻进至1702 m完钻，钻进过程顺利，下套管顺利，下入244.5 mm套管至1701.80 m，固井顺利。三开采用215.9 mm钻头正常钻进至4358 m完钻，电测一次到底，下套管顺利，下入139.7 mm套管至4357.24 m，固井顺利。

庄111井全井施工顺利，无复杂情况发生，电测成功率100%，井径规则，三开平均井径226.36 mm，井径扩大率4.85%，为该区块新记录，和临井庄109井相比井径扩大率相比降低56.07%。

表1 庄111和庄109井井径扩大率对比