焦 小 光

(中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京 100101)

Goumeri油田位于尼日尔东北部的Agadem地区，在该地区钻井时，在平均地层1 550～1 690 m之后钻遇Sokor泥岩，在2 300 m后见低速泥岩。从这2种泥岩的理化性能分析，其组成大致是伊-蒙混层占53%，高岭石占44%，伊利石占3%。在伊 - 蒙混层中，伊利石占60%，蒙脱石总含量仅有21%，且只存在于伊-蒙混层中。这种岩性组分决定了该地层泥岩不易分散，造浆性不强，但浅部软泥岩容易水化膨胀引起缩径；深部硬脆性泥岩容易剥落造成坍塌、掉块。Goumeri区块2年的钻井实践也表明，这一地区钻井施工的主要难题是钻遇Sokor泥岩和低速泥岩时的坍塌、掉块及缩径现象。

2010年11月，Goumeri油田首次进行定向井施工。相较直井而言，定向井钻井施工难度更大，井塌、卡钻等复杂情况更多，对钻井液的要求也更高，选择合适的钻井液对定向井的施工至关重要。从已有文献分析，定向井，特别是大斜度定向井，多采用稳定井壁能力较强的钻井液体系，如油基钻井液、合成基钻井液等[1-2]。然而，这类钻井液通常配制成本较高，仅用于地质情况极为复杂的钻井施工，尚未大范围使用。

KCl聚合醇钻井液是一种强抑制性、防塌水基钻井液体系，已经在国内外得到广泛研究和应用[3]。KCl聚合醇钻井液是在KCl聚合物钻井液的基础上，引入聚合醇防塌剂，将无机盐KCl、多元聚合醇配伍使用，利用它们的协同防塌机理，共同起到增强抑制性、稳定井壁的作用。经室内实验和Goumeri区块实钻井现场应用证明，使用KCl聚合醇钻井液完全可以满足该地区的地质要求。同时针对定向井钻井过程中易黏卡等问题，在斜井段使用优选的液体润滑剂RH8501，并混入柴油，改善钻井液润滑性，降低发生卡钻的风险。实际钻井结果表明，使用KCl聚合醇钻井液，2口定向井均顺利钻达目的层。其中，第1口井Goumeri-9完钻井深2 985 m，最大井斜角29.8°，水平位移761.7 m；第2口井Goumeri-11完钻井深2 995 m，最大井斜角29.9°，水平位移750.7 m。

1 技术难点

2口定向井均为二开井，其在钻井施工中的钻井液技术难点主要表现在：

(1) 钻穿Sokor泥岩和低速泥岩时的坍塌、掉块及缩径现象。

(2) 定向井井眼轨迹不成直线，钻具管柱在井内受力复杂，与井壁接触面积大，极易发生压差卡钻(黏附卡钻)、扭矩过大等事故。尤其是Goumeri-9井在2 101 m之后又开始降斜，施工难度进一步增大，对钻井液的润滑性提出了考验。

(3) 在斜井段，岩屑在上返过程中将沉向井壁下侧，堆积形成“岩屑床”，不易被清洗携带。

(4) 斜井段井径不规则处易形成键槽导致电测缆线及套管难以下入。

2 技术措施

针对存在的技术难点，使用KCl聚合醇强抑制性防塌钻井液体系，优化钻井液性能，解决Sokor泥岩和低速泥岩地层的坍塌、掉块和缩径问题，满足斜井段岩屑携带要求。同时在斜井段分多次混入润滑剂及适量柴油，改善钻井液及泥饼润滑性，防止黏卡。在完井阶段，配制润滑封闭钻井液封闭造斜点以上100 m至井底的裸眼段，保证完井作业成功率。

2.1 增强抑制性，提高防塌能力

KCl聚合醇钻井液体系的显著特点就是无机盐KCl与聚合醇复配使用时，能利用K+稳定泥页岩原理[4]和聚合醇的“浊点”效应[5]，起到增强抑制性，封堵井壁裂缝，防止井壁垮塌的作用。就这2口定向井而言，有以下要点：

(1) 进入Sokor泥岩后，保证Cl-质量浓度大于30 000 mg/L，并逐步提高聚合醇的质量浓度达到30 kg/m3以上。大分子聚丙烯酰胺钾盐(KPAM)是该钻井液体系的主要包被剂和页岩抑制剂，钻进中保证其有效含量在5 kg/m3以上，确保体系具有强抑制性和较好的防塌能力。

(2) 下部地层表现为硬脆性泥岩，有微裂缝，易剥落掉块，应加大聚合醇防塌剂的用量。

2.2 增强钻井液润滑性

针对定向井施工易发生黏卡、托拉的特点，通过室内实验优选出液体润滑剂RH8501。该润滑剂可在泥饼上形成液相保护膜，显著降低钻井液摩擦系数。造斜开始后，可以以2%～3%的体积加量慢慢混入钻井液中。同时，在斜井段分多次向钻井液中混入柴油，直至最后体积分数达到5%～10%，进一步增强钻井液润滑性。此外，保证钻井液API滤失量小于4 mL，形成薄而坚韧的泥饼。

2.3 保持钻井液理想流型，增强携岩能力

(1) 使用聚丙烯酰胺钾盐(KPAM)或黄原胶XCD改善钻井液流型，使其动塑比保持在0.30～0.55(Pa/mPa·s)，确保岩屑能够有效携带至地面。

(2) 保证钻井液具有良好的触变性，在井内钻井液静止时能够有效悬浮钻屑，延缓钻屑堆积。

(3) 必须采用足够排量，保证较高环空返速，能及时清除下井壁岩屑床。钻进中每隔3-5柱或短起时泵入高黏钻井液洗井。

2.4 制定详细钻井液完井措施

(1) 完钻后必须执行短起下钻和长起下钻，修整井壁。

(2) 电测和下套管作业前，泵入润滑封闭泥浆，封闭造斜点以上100 m至井底的裸眼段。选用固体润滑剂塑料小球HJN101和液体润滑剂RH8501，质量分数分别为1%和2%，确保裸眼段内的钻井液具有优异的钻屑悬浮能力和良好的润滑性能。

3 现场应用及效果

3.1 钻井液现场处理与维护

2口井二开所使用的KCl聚合醇钻井液均由一开膨润土浆转化而来。现场使用小分子量的降滤失剂NPAN，抗高温降滤失剂为PAC-LV、SMP-I、SMC、SPNH，其配方为：(2.5%～3.0%)预水化膨润土浆+1.0%NPAN+0.5%(PAC-LV)+1.0%(SMP-I)+1.0%SMC+1.0%SPNH+0.4%KPAM+(6.0%～8.0%)KCl+重晶石(根据需要确定比例)。

优化后的KCl聚合醇钻井液性能如表1所示。

表1 优化后的KCl聚合醇钻井液性能

注：ω膨润土为采用亚甲基蓝测试(Methylene Blue Fest，简称MBT)测得的钻井液中膨润土的质量浓度。

2口井钻进时随井深增加逐步提高钻井液密度，进入低速泥岩前，钻井液密度提至1.25 g/cm3，平衡地层坍塌压力。在保证有效携岩的前提下，对钻井液流变性的处理思路是维持低黏、低切，防止因钻井液液相黏度过高而引起的钻具黏卡、起钻抽吸等事故，完钻时漏斗黏度不超过60 s。控制API滤失量不超过4 mL。后期随着井底温度升高，加大抗高温降滤失剂的用量，控制API滤失量维持在2～3 mL，确保泥饼薄而坚韧。钻进时及时补充KCl，保证全井Cl-质量浓度不低于30 000 mg/L。进入Sokor泥岩后开始加入聚合醇防塌剂，并在钻进中及时补充，保证其质量浓度在30 kg/m3以上。一定要保证KCl和聚合醇的用量，确保体系具有强抑制性和较高的防塌能力。钻进时一、二级固控设备必须正常运转，离心机间断性运转，降低有害固相含量。2口井不同井段的钻井液性能见表2。由表2可见，2口井在各个井段钻井液性能均处于最优范围之内，且钻进期间性能稳定，保证了钻井施工的顺利进行。

2口井均在造斜开始后混入液体润滑剂RH8501和柴油，其中RH8501的用量超过了2%，起到了良好的润滑作用。Goumeri-9、Goumeri-11全井混入柴油分别达30.0、29.5 m3，体积分数均超过5%。每次混油前后都对钻井液常规性能进行测量，防止由于柴油的混入引起钻井液性能出现较大的变化。对比结果如表3所示。从表3可以发现，混入柴油后钻井液漏斗黏度明显上升，其他性能无显著变化。漏斗黏度的上升主要是因为柴油分子与钻井液中的高聚物分子相互作用，引起钻井液结构强度的增加，造成液相黏度升高。但在钻井液充分循环后，该效应消失。从现场应用效果分析，混入柴油后，钻井液润滑性能得到明显改善，扭矩有所下降。

表2 2口定向井不同井段钻井液性能

注：n值代表钻井液的流性指数，为无因次单位；K值代表钻井液的稠度系数。

表3 2口定向井混入柴油前后钻井液性能对比

3.2 钻井液现场使用效果

2口定向井使用KCl聚合醇钻井液钻进期间，钻井液性能优异、稳定，尤其是该体系特有的强抑制性和较高防塌能力，完全解决了在Goumeri地区Sokor泥岩和低速泥岩段出现的坍塌、掉块及缩径问题。混入润滑剂和柴油后，钻井液润滑性能良好，没有严重黏卡事故出现。2口井起下钻均非常顺利，最大起钻超拉仅有18 t，说明井壁光滑，井身质量好。图1是根据电测数据做出的2口井的井径曲线。从图中可以发现，在选定井段，除个别点井径有所扩大外，2口井总体井径规则，平均井径扩大率分别只有7.0%和10.9%。

图1 井径曲线

4 结 语

(1) 强抑制性、防塌KCl聚合醇钻井液性能优异、稳定，完全适应尼日尔Goumeri油田的地质要求，基本解决了该地区Sokor泥岩和低速泥岩坍塌、掉块和缩径问题，满足了定向井的钻井技术要求。

(2) 向钻井液中混入2%～3%的液体润滑剂RH8501及5%～10%的柴油，显著改善了钻井液的润滑性，解决了定向井施工中常见的黏卡、托拉现象。

(3) 强抑制性、防塌KCl聚合醇钻井液在尼日尔Goumeri油田定向井施工中的成功应用，为今后在该国其他类似油田进行更为复杂的直井、定向井钻井提供了范例。