张 珺

钻井液体系优化技术

张 珺

（中国石油塔里木油田分公司开发事业部， 新疆 库尔勒 841000）

对于深井、超深井而言，钻井过程中钻井液泥浆性起着十分重要的作用。作为循环冲洗介质，具有清洗井底，携带悬浮尘屑，保持井眼清洁。同时传递水功率帮助钻头击破岩石，平衡地层压力，防止井壁坍塌、井漏等。因此如何优化钻井液体系及性能，对提高钻井效率具有重要意义。通过研究区多年来实际钻井经验，对三开钻井过程不同钻井阶段钻井液体系进行进一步优化，形成了适用于研究区钻井液体系。最终有效提高钻井综合效益，达到有效地保护油气层和提高钻井效率的目的。

钻井液；无固相钻井液；钻井效率；安全风险

钻井液是钻井的“血液”，在作业中起着非常重要的作用。实践表明能否实现快速钻进和井下安全，钻井液将起决定性作用[1-2]。根据研究区油田地质和钻井工艺设计要求，并结合了该区成功的钻井液实践经验，优化设计钻井液以不分散体系、聚磺钻井液和轻泥浆体系为主。

1 一开钻井液体系

体系：膨润土-聚合物钻井液体系。

性能：要确保膨润土浆充分预水化，坂土含量在控制在45 g/L以上，漏斗粘度55 s左右，切力2/7~8 Pa，确保钻井液有效封堵流沙层段。

特点：表层使用CMC进行降滤失和护胶，严禁加入大分子聚合物而影响流变性能，给表层套管下入、固井等作业带来困难。在下套管之前相应的工程措施一定要到位，确保井下安全。

2 二开钻井液体系

体系：火成岩以上为聚合物“轻泥浆”体系，火成岩以下为聚磺钻井液体系。

性能及维护要点：塔中上部地层采用“三低一加足”强抑制性聚合物钻井液体系，既钻井液密度控制在1.05~1.08 g/cm3；漏斗粘度控制在40 s以下，切力0.8~1/4~5 Pa，动切力4.5~6 Pa；固相含量不超过5％；上返速度大于0.8 m/s；加足两种互补性大分子聚合物KYP-1和80A51，适当复配中小分子聚合物XPM、CPF和KHPAN。同时采取四级固控运转率100%，勤放沉砂罐等措施，最大限度除去有害固相，使钻井液具有良好的抑制性、流变性和悬浮性能。如果表层下深500 m左右，在井深1 000 m之内钻进，坂含维持在25 g/L以上，有效护壁，防止松散地层垮塌。穿过松散地层段后尽快将坂含降至15 g/L以下。

在进入二叠系火成岩前150~200 m将钻井液密度提至设计下限1.15 g/cm3左右，体系由原来的聚合物体系逐步转换为聚磺体系，但以聚合物为主，磺化为辅。进入火成岩前调整好基浆一次性加足浓度为3%的XL-1/YK-H防塌剂，并将密度提高至设计上限1.25 g/cm3，为安全穿过易坍塌火成岩井段打下基础。要求泥饼质量薄而韧，强化钻井液的护壁性能。

特点：上部井段重点强调“三低一加足”的强抑制性和良好的流变性，为安全快速钻进创造有利条件。下部突出钻井液的防塌效果，并控制合理的钻井液密度，保证井下安全。

3 三开钻井液体系

体系：强封堵聚磺钻井液体系。

性能及维护要点：

（1）解决坍塌掉块问题。桑塔木泥岩段以上泥页岩地层微裂缝发育，钻井液滤液进入微裂缝后使充填其中的粘土矿物水化膨胀、分散，泥页岩整体强度降低，一定时间后形成周期性坍塌掉块，尤其在起下钻过程中由于钻具的碰撞，导致局部井壁坍塌掉块现象明显，给录井取样、钻井和固井作业带来很大的困难和风险。

（2）有效解决钻井液气泡问题。塔中地区三开井段钻井液起泡现象非常普遍。在受到气体污染后，钻井液主要表现为粘切上升，流变性能变差，失水增大，伴有大量气泡导致泥浆泵上水效率明显下降，泵压波动大，钻时变慢、起下钻摩阻增大等。多口井实践证明，起泡主要归结于CO32-、HCO3-的污染，其来源主要是：钻井液材料、地层中CO2气体和人为CO2的侵入。

处理方式为：及时监测滤液中矿化度成分，特别是CO32-和HCO3-浓度的监测，同时借鉴录井仪上CO2曲线和出现的峰值，适时加足CaO或CaCl2，清除CO32-和HCO3-以防钻井液污染而起泡。处理剂加量以控制合适的Ca++离子浓度为宜，一般Ca++离子浓度控制在500 mg~1 000 mg/L之间；降低钻井液粘切，动塑比不大于0.38，漏斗粘度小于45 s，静切力低于1~2/7~8 Pa，动切力控制在5.5~6.5 Pa之间，坂含在38 g/L以内，固相含量低于16％。此性能即可携砂又不会裹泡，让气泡自行破灭；在地质条件允许前提下提高密度控制地层CO2侵入量；加入SP-80配合高效消泡剂、柴油等；同时利用除气器、搅拌器等进行机械消泡。一旦发现因CO32-和HCO3-产生的气泡要立即分析处理，不能拖延而误了最佳处理时机。

（3）科学解决高压低渗盐水层污染问题，防止钻井液性能恶化。该井段自井深5 000 m左右开始钻遇高压低渗盐水层，盐水（Cl-）浓度8 000~15 000 ppm，地层压力系数为1.20~1.30，盐水日渗出量5~10 m3。实践表明：在作业过程中钻遇此类盐水层，没有必要一味去提高密度来压稳，而是结合井下实际情况合理调整钻井液密度，一般控制在1.20~1.28 g/cm3之间，这样既可控制地层盐水渗出量，防止钻井液性能恶化，又降低了钻井液维护难度和成本。同时要提高钻井液的抗盐、钙能力。对于静止时渗出的盐水柱和钻井液污染严重段要及时循环排放掉，避免对循环钻井液的大面积污染。

4 三开钻井液体系

4.1 四开钻井液体系

研究区目的层主要以奥陶系灰岩、云质灰岩和灰质云岩储层为主，地层相对稳定，钻井液的重点任务是有效保护油气层[3]。

体系：无固相弱凝胶钻井液体系。

主要配方：1%膨润土+0.1%烧碱+0.2% CX216+1.2% JMP-1+2% PF-PRD + 1.75% YX -1 + 1.25% YX-2 + 石灰石粉，同时该井段还要根据H2S预计含量加入碱式碳酸锌（0.5%~1%）等除硫剂，及时去除H2S气体。

特点：该体系具有独特的流变性，其表观粘度低，动塑比高，剪切速率粘度低，且切力与时间无依赖性、即使在一定温度下也具有良好的悬浮、携砂能力，具有良好的润滑性和抑制性。另外，该钻井液体系能够快速的形成低渗透性泥饼，可以阻止外来流体的侵入，使储层不受污染。其次，该体系形成的弱凝胶具有很高的低剪切速率粘度，能进一步阻止固、液相侵入地层，有效的控制污染带的深度，也可以避免对井壁的冲蚀，具有稳定井壁、保护储集层双重作用。

体系的局限性：防气窜能力较差。该体系具有其独特的流变性，表观粘度低，动塑比高，剪切速率粘度低等。但由于坂土含量很低，仅为1%左右，网架结构较弱，就如同“清水”一样，防气窜能力差，气窜速度高达1 000 m/h以上，使现场技术人员防不胜防。密度调节范围有限。该体系为保护油气层，只能采用密度较低的酸溶性加重材料石灰石粉进行加重，当密度超过1.35 g/cm3时，再提高密度就比较困难，而且其性能很难保证优良，给压井工作带来被动。

4.2 低土相弱凝胶体系

低土相弱凝胶钻井液完井液是在无固相弱凝胶钻井液完井液体系基础上改进的一种新型的利用分子间相互缠绕、形成一种空间网架结构的弱凝胶钻井液完井液体系。

配方：水+1%膨润土浆+0.1% NaOH + 0.3% CX-215+1% JMP-1 +2% KL-HFT1 + 1% CMF + 2% CX-508 + 3% KCL + 2% TYRF-1 + 2% EPL-1 + 1% PF-PRD + 1% YX-1 + 1% YX-2 + 石灰石粉。

性能。密度：1.20 g/cm3，粘度：76 s，塑性粘度：28 mPa·s，屈服值：16 Pa，静切力：3/7，API失水：6.2 mL，泥饼：0.5 mm，坂含：10 g/L，HTHP失水/泥饼：12 mL/1 mm，KF：0.1，（Cl-）：14 857 ppm。

特点及维护要点：该体系刚开始由于相关材料没有充分水溶，性能一般。但随着井温作用和循环时间增加，配方中各种材料充份水溶且相互作用之后性能会越来越好。pH值控制在8~9之间，pH值过高会加速聚合物降解，过低性能则不稳定。提前做好因滋生细菌而引起的加速降解预防工作，防止因降解而导致水土分层现象。同时，该体系具有一定的润滑性，但在长裸眼水平井段把泥饼摩阻降至安全可靠值还需补充适量低萤光润滑剂等。

5 结 论

根据研究区地质层系特征，结合长期以来钻井经验，优化了三开钻井过程中钻井液泥浆体系，提高钻井液的防塌效果，保证井下安全。降低钻井过程井壁坍塌风险，有效解决钻井液气泡问题，解决高压低渗盐水层污染问题，防止钻井液性能恶化。满足深井、水平井钻井技术需求，为提高机械钻速提供了有利平台。

［1］张欢庆，周志世，刘锋报，等.白油基钻井液体系研究与应用[J].钻采工艺，2016，39（3）：99-102.

［2］李明，王伟，郑友志，等.单因素法分析钻井液处理剂对水泥浆性能的影响[J].石油与天然气化工，2014，43(3):297-301.

［3］刘建军，刘晓栋，马雪勤，等.抗高温耐盐增黏剂及其无固相钻井液体系研究[J].钻井液与完井液，2016，33(2):5-11.

Summary of Drilling Fluid System Optimization Technology

（Tarim Oilfield Company, Xinjiang Korla 841000, China）

For deep and ultra deep wells, the drilling fluid plays a very important role in the drilling process. As the circulating flushing medium, the drilling fluid can cleanthe bottom hole, carry the suspended dust, and keep the hole clean. At the same time, it can also transfer the water power to help the bit break the rock, balance formation pressure, prevent wellbore collapse and lost circulation etc.So how to optimize the drilling fluid system and its performance is of great significance to improve the drilling efficiency. Based on years of actual drilling experiences, different drilling fluid systems for the three-open well drilling process at different drilling phase were optimized, suitable drilling fluid system for the study area was determined.Finally,the comprehensive benefits of drilling can be effectively improved, so as to effectively protect the gas reservoir and improve the drilling efficiency.

drilling fluid; solid free drilling fluid; drilling efficiency; security risk

国家科技重大专项（2011ZX05049）资助

2016-11-30

张珺（1992-），男，助理工程师，宁夏固原人，研究方向：油气田开发。

TE 245

A

1004-0935（2017）01-0096-03