赵利，尹照强，李竞，余加水 李春祥，余进，刘学斌（ 中石油西部钻探工程有限公司，新疆 乌鲁木齐830000）

克拉美丽气田位于准噶尔盆地陆梁隆起滴南凸起，主要储层为梧桐沟组和巴山组油气藏。该气田是准噶尔盆地第一个1000×108m3规模的大气田，储量达到1033×108m3。克拉美丽气田地层构造复杂，上部地层胶结疏松、地层压力因数低，易发生井漏、缩径；下部三叠系及二叠系裂缝发育易漏失，压力因数较高，存在异常高压，溢流风险较大。该井区原设计二开、三开均采用钾钙基钻井完井液体系，钻井施工中除发生井漏和溢流等复杂情况外，三开施工中钻井液易受地层流体污染，造成钻井液流变性及失水等性能发生变化，影响钻井提速和油气层保护。针对该区施工难题优选出了无固相有机盐钻井液体系，通过现场应用较好解决了克拉美丽气田钻井施工中的技术难题。

1 钻井液体系优选

根据克拉美丽气田的地层特征、施工技术难题及储层保护要求，钻井液必须具有较强的抑制性能、较好的抗污染性能、较低的固相含量及黏度、较高的矿化度。有机盐与普通钻井液相比具有以下特点：①体系滤液具有较低的活度，抑制性强，有利于井壁稳定及钻屑、黏土的不分散；②固相含量低，流变性好；③滤失造性好；④抗污染能力强；⑤抗温能力强；⑥保护储层效果好；⑦对金属无腐蚀，对环境无污染。

由于钻井液各添加剂在水中的质量浓度较高，活度也较高，使得钻井液中水的活度降低，相应的水化应力减小。不同种类盐及处理剂的饱和溶液中的活度值见表1。

由表1可知加重剂Weigh2、OS－100饱和溶液的活度值极小，因此在有机盐钻井液中，井壁、钻屑、黏土颗粒的水化应力比在其他钻井液中小得多，其结果是在有机盐钻井液中，井壁稳定，钻屑、黏土不分散、不膨胀。另外由于钻井液中水的活度远比岩石中水的活度小得多，岩石中的水将渗流入钻井液，钻井液中的水不会渗流入岩石，这有利于井壁稳定及钻屑、黏土的不分散。

因此钻井液体系选用加重剂 Weigh2和OS－100，减少固相损害，改变滤液性质，降低体系活度；包被剂IND10增强钻井液包被抑制能力，抑制泥岩分散、垮塌；NFA－25、PGCS－1、QCX－1改善滤饼质量，提高钻井液封堵防透性能；XC提高钻井液的黏切；Redu1降低钻井液滤失量，控制体系的API失水量及高温高压失水量；PGCS－1和RH－102提高体系的润滑性，降低阻卡发生；TP－2、QCX－1提高封堵能力。

表1 不同种类盐的饱和溶液中的活度值

2 无固相有机盐钻井液体系性能评价

通过试验研究确定无固相有机盐钻井液体系配方。

1＃配方：水＋0.2%黄原胶XC＋0.3‰NaOH＋1.5%抗盐降失水剂Redu1＋3%无荧光白沥青NFA－25＋2%聚合醇干粉PGCS－1＋80%有机盐 Weigh2＋2%改性纤维TP－2＋2%轻钙 QCX－1＋0.2%包被剂IND10＋2%润滑剂RH102（密度≤1.35g/cm3）（配方中的百分数均为质量分数 ，下同）。

2＃配方：水＋0.2%黄原胶XC＋0.3‰NaOH＋1.5%抗盐降失水剂Redu1＋3%无荧光白沥青NFA－25＋2%聚合醇干粉PGCS－1＋80%有机盐 Weigh2＋60%有机盐OS－100＋2%改性纤维TP－2＋2%轻钙QCX－1＋0.2%包被剂IND10＋2%润滑剂RH102 （密度≥1.35g/cm3）。

2.1 常规性能评价

对1＃、2＃配方的常温性能及100℃热滚16h后的性能进行了评价，试验结果如表2所示，无固相有机盐钻井液体系具有较好的流变性、滤失性及抗温性能。

表2 无固相有机盐钻井液体系配方性能评价

2.2 体系抑制性能评价

选用安集海河组露头岩心进行岩心滚动回收率试验，评价体系的抑制性能。在100℃热滚16h后，如表3所示，1＃、2＃配方的回收率较高，表明无固相有机盐钻井液体系具有较强的抑制性能。

表3 不同体系岩心滚动回收率试验

2.3 体系抗污染性能评价

在无固相有机盐钻井液的2＃配方中分别加入质量分数为10%新疆夏子街三级土、10%NaCl、2%CaCl2和2%NaHCO3，将加入污染物的钻井液在100℃热滚16h，评价体系抗土、抗盐侵、钙侵及污染能力。如表4所示，加入污染物后体系的各项性能变化幅度不大，均在可控范围之内，表明无固相有机盐钻井液体系具有较强的抗污染能力，可满足克拉美丽气田三开钻井施工要求。

表4 无固相有机盐钻井液抗污染性能评价

3 现场应用

3.1 无固相有机盐钻井液体系的配制及维护措施

3.1.1 无固相有机盐井液体系配制

清除地面循环罐，按1＃配方的顺序及质量分数依次加入各种处理剂，充分搅拌均匀，待处理剂全部溶解，调整钻井液密度不低于1.15g/cm3，并顶替出技术套管内全部二开浆，调整钻井液性能符合要求设计，钻掉水泥塞后三开。

3.1.2 无固相有机盐钻井液体系维护措施

三开钻井液设计密度1.15～1.43g/cm3，起步密度1.15g/cm3，进入克拉玛依组实际需要密度提至1.25～1.30g/cm3，梧桐沟组前30m密度提至1.35g/cm3。在保证井下安全的情况下，钻进中尽可能使用较低密度的钻井液，预防井漏。密度低于1.32g/cm3使用加重剂weigh2，超过1.32g/cm3使用加重剂OS－100。钻至梧桐沟组时，用2＃配方调整钻井液密度及相关性能。钻进中控制钻井液滤失量不大于6mL，钻井液高温高压滤失量控制在15mL以内，加足量的润滑剂PGCS－1，强化润滑性，降低摩阻和扭矩，保证井下安全。

如果出现渗漏，补充堵漏剂TP－2和QCX－1，使其质量分数达到3%～5%，提高钻井液的封堵能力。发生井漏采取桥堵，其中桥堵浆配方为：3%～5%综合堵漏剂＋3%～5%核桃壳 （1～3mm）＋2%改性纤维TP－2＋5%轻钙QCX－1。堵漏成功后，待堵漏剂钻进30～50m （或12h），如出现溢流压井情况，可以使用重晶石粉快速提高钻井液密度。钻进过程中使用离心机、除砂器、除泥器及时清除钻井液中的有害固相，保持钻井液性能稳定。

3.2 无固相有机盐钻井液体系现场应用性能

无固相有机盐钻井液体系在克拉美丽气田DX1708井、DX1418井及滴西179井进行三开井段现场试验，性能参数见表5所示，三口井从开钻到完钻钻井液性能非常稳定，钻井液的流变性能、高温高压滤失量和润滑性都能控制在理想的范围内，较好地满足了安全钻井的需求。

表5 无固相有机盐钻井液现场试验性能参数

3.3 现场应用效果

施工过程中钻井液性能稳定，井壁稳定，起下钻无阻卡，较高的动切力满足了携带要求，较低的静切力易于开泵，利于防漏。3口井在三开段施工中，滴西179井在井深3806m处发生1次漏失，采用质量分数5%堵漏剂LCM段塞桥堵一次成功；其余2口井三开段均无复杂事故。

4 结论

1）无固相有机盐钻井液体系在克拉美丽气田3口井的成功应用表明，体系具有较强的抑制性能，体系滤液活度远低于地层水，钻井液中的水不易侵入地层，能有效抑制水敏性泥岩地层的水化膨胀，防止了地层缩径垮塌。

2）无固相有机盐钻井液体系有较强的抗污染能力，防止了地层流体对钻井液的污染而导致的钻井液性能恶化，施工过程中钻井液性能稳定。体系无固相，防止了固相对于储层的伤害，具有较好的储层保护性能。

3）无固相有机盐钻井液体系固相容量很大，并具有较低的黏度，有利于防漏堵漏。

[1]鄢捷年 .钻井液工艺学 [M].东营：石油大学出版社，2001.5.

[2]虞海法，左凤江，陶德灿，等 .水平井无固相甲酸盐保护储层钻井完井液技术 [J].钻井液与完井液，2008，25（5）：32～34.