杨士珩

摘 要：任平19井是冀中坳陷饶阳凹陷北部任北潜山构造带的一口水平井，是华北油田钻井困难区块之一。该区块地层岩性复杂，Ed段含紫红色泥岩，造浆较为严重易缩径，砂岩疏松易垮塌；Es1段底部油页岩与泥岩互层，易掉块、坍塌；Es2+3段中部发育一套生物灰岩，裂缝发育良好，易漏失。根据地层特点与井身结构，二开选用聚磺钻井液体系，该体系具有良好的防塌与抑制性，悬浮携砂能力好，混入渣油提高润滑性。目的层为奥陶系，以灰岩、白云岩为主，地层压力系数低，选用无固相钻井液体系，达到防漏与保护油气层的目的。

关键词：水平井；聚磺钻井液；潜山构造带

1 地质工程简况

任平19井设计井深3764.49m（斜深），完钻井深3774m。目的层位：∈3f ，完钻层位：∈3f。最大水平位移1405m，最大井斜61°。完钻原则：钻进潜山地层3-5m（垂深）后，下入177.8mm套管坐进潜山地层2-3m（垂深），钻进潜山地层220m（斜深）后完钻。

一开采用Φ444.5mm钻头，钻至井深411m，下入Φ339.7mmX410m的表套，水泥返至地面。

二开采用Φ241.3mm钻头，在1900m开始造斜，钻至2608m，井斜57.7°，稳斜至3559m二开中完，下入Φ177.8mmX3559m技套，水泥返高至2600m。

三開采用Φ152.4钻头，钻完水泥塞后，将钻井液替换成无固相钻井液体系，完钻后裸眼完井。

2钻井液施工难点与对应技术措施

上直井段钻遇地层明化镇组、馆陶组、东营组，岩性以泥岩为主夹有砂岩，可钻性好、胶结性差、分散性强、造浆严重。钻进时加足聚合物包被剂抑制地层造浆；并保持低粘切、大排量。

斜井段钻进为本井的关键，沙一段底部含有油页岩，易掉块、坍塌，加入沥青质处理剂，控制好失水，形成薄而韧的泥饼。沙二+三段中部发育一套生物灰岩，易漏失；钻进过程中严格控制好密度和固相含量，加强坐岗，做好防漏工作，本井二开完钻揭开潜山，在进山前做好进潜山准备工作并制定防漏堵漏预案。其次，本井1900m开始造斜，二开中完井深3559m，裸眼段较长，最大井斜60.5°，钻井液必须具有良好的携砂和润滑防卡能力，保持井眼清洁，防止卡钻。为满足施工需求，2100m钻井液转为聚磺体系，该体系抑制、防塌性能强，能控制岩屑分散，携砂能力好，性能易维护。

三开设计裸眼水平段长200m，地层为奥陶系，也是该井的目的层，岩性以灰岩、白云岩为主，地层压力系数低，发育好，容易漏失。选用无固相钻井液体系，保护好油气层，在钻进中优化钻井液性能和工程参数，防止因漏失而污染油气层。

3 现场钻井液分段施工及维护处理

3.1一开

一开采用膨润土浆钻井液，按配方H2O+2-3%土粉+0.1-0.2%NaOH+ 0.2-0.3%Na2CO3，加入3t膨润土，0.1txNaOH，0.1xt Na2CO3，配制密度1.03g/cm3，漏斗粘度32S膨润土浆120m3，平原组地层疏松且渗透性好，主要满足携砂要求，钻进时采用大排量45L/s，利于提高机械钻速。一开完钻后，大排量洗井，加入2t膨润土，0.1tBZ-1配制密度1.04g/cm3，漏斗粘度55S，20m3稠塞携砂，确保表套顺利下入。

3.2二开

本井二开钻遇地层多，裸眼段较长。上部地层选用聚合物钻井液体系，进入造斜段后转型为聚磺钻井液体系以控制下部地层坍塌，并保持钻井液具有较好的抑制性和润滑性。

3.2.1上直段（411m-1900m）

钻塞时放掉受污染的钻井液，然后在井浆基础上加入0.2txNa2CO3，0.5txNH4-HPAN-2，0.3txBZ-1，进行预处理。配方为一开钻井液 +H2O +0.3～0.5% BZ-1 +0.5～1% NPAN-2。

明化镇组岩性棕红色泥岩与砂岩互层。馆陶组岩性含砾砂岩，紫红色泥岩和灰绿色泥岩互层。钻时较快，钻井液消耗量加大，每班加入0.2tx NH4-HPAN-2，0.2tx BZ-1，配制25m3胶液，以细水长流方式加入，并用胶管加入约15m3清水。要加足聚合物包被剂，控制地层造浆，使膨润土含量<60；适当放开API失水，控制在7ml～10ml。坚持采用单根技术划眼等措施，防止上部地层起钻拔活塞及上部流沙层垮塌。提高泵排量防止井壁贴砂或缩径，确保井眼干净畅通。

3.2.2造斜段（1900m-2608m）

本井1900m开始造斜，整个造斜段都在东营组，岩性紫红色、灰褐色泥岩与浅灰色粉砂岩、砂岩不等厚互层。2100m钻井液体系转型，转型前做好小型试验，避免因加量不准确造成井下不安全。加入1txSMP-1，1txWFT108，1txSN转为聚磺钻井液体系。每班加入0.1txBZ-1，0.2xNH4-HPAN-2， 0.2txSMP-1，0.3txWFT108 ，0.2txSN配制30m3胶液，均匀加入，使钻井液具有防塌性、抗温性与抑制性，同时形成薄而韧的泥饼，控制API<5ml，HPHT<10ml。在井斜40°时混入6t渣油，提高钻井液润滑性，明显改善托压现象。从混油效果看，混油后摩组系数由0.128降至0.081降幅达35%，扭矩由10KN·m降至7～8KN·m降幅达25%。有关资料表明在井斜45°～75°的井段，易形成岩屑床，所以应保持适当动塑比和静切力。本井将动塑比维持在0.4～0.7；初切3Pa～6Pa终切8Pa～15Pa为宜，同时加强与工程配合，及时进行短程起下钻，防止或减少岩屑床的形成，保持井眼通畅，返砂良好。

3.2.3稳斜段（2608m-3466m）

钻进至2608m，井斜达57.7，起钻换稳斜钻具结构。Es1段泥岩为主，与浅灰色砂岩不等厚互层，底部为油页岩与泥岩互层。钻至2998米出现油页岩，加入1t KRLQ-2进一步加强钻井液封堵防塌能力，钻至二开中完3559m，共计19层约42m。加入QS-2、DCL-1各2t保护油气层。本井未出现掉块、垮塌现象，完井电测此井段井径扩大率仅为4.54%。

随着钻井井深的增加，渣油会有所损耗，需及时补充。本井在3100米又加入渣油8t，含油量达4%。稳斜钻进顺利，无粘卡现象，且每次起下钻都通畅。配胶液维护好钻井液，配方为：0.1～0.3% BZ-1 +0.5～1.0% NPAN-2 +0.5～1.0% SMP-1 +0.5～1.0% WFT-108 +0.5～1.0% SN 。将API失水控制在4ml以下，动切力控制在10Pa～15 Pa以上，保证钻井液良好的悬浮性与流变性。同时粘切不宜过高，粘度应控制在55s以下，粘切过高砂子容易在上部井段吸附，形成假缩径，造成起钻困难，要保持排量在40L/s，使上返速度达到1.3m/s。伴随施工周期的增长，过多的无用固相和固相细分散必然影响钻井液性能。因此稳斜井段每隔3天或钻进200m阶段性开离心机，一次约两循环周时间，除去钻井液中部分细小劣质固相后，再将密度恢复。

3.3三开

三开时先用老浆钻完水泥塞，大排量洗井。清理循环罐后加清水配制无固相钻井液，充分预水化后将井眼的钻井液替换出来放掉。循环调整钻井液性能达到设计要求密度1.04g/cm3，漏斗粘度35S。钻进过程中加入0.2%BZ-1保持钻井液适当粘切，保证钻井液携砂能力；加强坐岗，同时储备好水源，做好防漏工作。钻进至3774m三开完钻。

3.4中完电测、下套管

中完前50m，做钻井液全套性能分析，补充相应处理剂，调整好钻井液性能。中完后，大排量循环，搞好短起下，起鉆若有挂卡现象，按照技术措施活动钻具，直至无阻卡现象。循环调整好钻井液后，加入1%KRLQ-2和2%RH203配制50m3钻井液，封闭斜井段。本井两趟钻具传输电测均一次性顺利到底。下套管前，采用双扶正器通井，循环调整好钻井液后，加入2%HZN-1和2%RH203配制50m3钻井液，封闭斜井段。保证了下套管顺利，固井质量合格。

四、认识与建议

上部地层造浆严重，保持大排量钻进从根本上消除井壁形成虚厚泥饼，防止形成假缩径。

斜井段钻进时及时补充渣油，保持钻井液的润滑性能，降低水平段的托压现象，调整钻井液的动切力在10Pa～15Pa，保证钻井液的悬浮携砂能力。

伴随施工周期的增长，岩屑若不能及时除去，势必在井下反复研磨，过多的无用固相和固相细分散必然影响钻井液性能，所以应最大限度的除去钻井液中细小劣质固相。

潜山地层裂缝发育好，进潜山前做好准备工作并详细制定潜山防漏技术预案。钻进过程中加强坐岗，密切观察井口钻井液流量与循环罐液面变化。