索海钊

（胜利石油管理局钻井工程技术公司，山东东营 257064）

利斜572 井是钻井工程技术公司在利津油田布置的一口评价井，钻探目的是向北扩大利943 块沙四段含油气范围，完钻井深为4335 m，最大井斜为71.24°，井底位移为1911 m，是胜利油田的一口超大位移井，对钻井液携岩能力要求极高。目的层为沙四段，岩性为大段砂砾岩体夹杂硬脆性含灰质油泥岩，上部包括沙三段和沙四纯上亚段均为泥页岩与油页岩，极易垮塌和形成“糖葫芦”井眼，钻探难度极大。通过优选复合盐强抑制防塌钻井液体系，配合对邻井资料的了解以及现场维护处理措施，顺利钻达设计井深，完成了地质和工程任务，为进一步勘探开发奠定了基础[1-3]。

1 工程地质概况

利斜572 井自上而下主要钻穿第四系（平原组，0～250 m），新近系（包括明化镇组、馆陶组，250～1335 m），古近系（东营组1335～1470 m，沙一段1470～1560 m，沙二段1560～1655 m，沙三段1655～2290 m，沙四纯上亚段2290～2880 m，沙四纯下亚段2880～3090 m）。该井完钻井深为4335 m，一开采用φ444.5 mm 三牙轮钻头钻至井深201 m，下入φ339.7 mm表层套管；二开采用φ311.2 mm PDC 钻头钻至井深1802 m，其中250～1100 m为氯化钙钻井液体系，1100～1802 m 为聚合物防塌钻井液体系，完钻后下入φ244.5 mm 技术套管；三开采用φ215.9 mm PDC 钻头钻至井深2000 m 开始定向，至井深2550 m 井斜到达69°，稳斜至完钻，采用复合盐强抑制防塌体系。钻井周期为36.5 d，完井周期为68.16 d。

2 钻井液技术

1）二开完钻钻井液体系（聚合物防塌钻井液体系）由于存在大量褐煤，因此属于分散钻井液，特点是滤失量小、终切较高、土相分散度高、固相含量高。在三开开钻前转换钻井液体系，需要大量放浆同时做好护胶工作；转换体系时极容易引发土相聚沉，直接导致钻井液防塌能力不足或转换体系时黏度、切力过高、洗井能力下降导致起下钻遇阻。

2）三开沙河街组的掉块、易塌问题。沙三段和沙四上为大段泥页岩、油页岩层，吸水后容易直接剥落、坍塌；沙四下为大段砂砾岩体夹杂灰质油泥岩层，由于油泥岩的剥落掉块导致下方支撑力不足，容易引发砂砾岩体的剥落，继而引发复杂情况；岩屑吸水膨胀分散在钻井液中，易使其流变性恶化。

3）稳斜段岩屑悬浮、携带问题。稳斜段井斜角大多为66°～71°，这正是携岩问题最突出的井斜角；加上泥页岩、油泥岩的剥落掉块，以及和复合盐钻井液的天然低黏度低切力特性格格不入，位移1911 m，可以说整个斜井段都是携岩洗井的突出地带。

4）长裸眼、稳斜段的润滑降摩阻问题。钻进至稳斜段后期，滑动钻进时表现为脱压严重，甚至加不上钻压，严重影响机械钻速；钻完单根上提划眼摩阻大，同时扭矩也急剧增大，现场发现在钻井液动切力升到8 Pa 以上时，摩阻会发生突变，从240 kN 直接上涨至340 kN，最高时到达460 kN，这对于井下安全非常不利。

5）造斜段井深为2100～2550 m，由于后期机械钻速慢，造斜段处钻具弯度大，长时间贴在下井壁旋转并挤压下井壁，不但影响携岩和摩阻，同时容易出键槽，严重时会造成键槽卡钻。

6）油气层保护问题。利津油田沙四上油藏中，纯上亚段孔隙度为8.49%，渗透率为3.32 mD，纯下亚段孔隙度为13.36%，渗透率为6.78 mD，均属于低孔、低渗油藏。在这种情况下，水敏伤害和水锁效应是造成储层损害的最常见和最主要的原因[4]。

7）完井电测与旋转井壁取心由斯伦贝谢公司负责施工，电测对于井下安全摩阻要求很高，要求做静置实验，即钻具在井底先后静置10、20、30 min 后上提钻具，上提摩阻均不得超过20 kN，且下放仪器过程中拉力不得大于15 kN，而安全摩阻与钻井液的关系密不可分，不但要求钻进时钻出规则的井径，同时要求完钻后钻井液的黏度、切力、滤失量、黏附系数与井壁的稳定性能都非常好。相较于该地区同期同井型的利斜896 井，静置20 min后即达到20 kN 的上提摩阻来说，这是一项极大的挑战。

3 问题解决思路

1）转型前做好小型试验，可以经过加水稀释后，试验不同类型和加量的护胶材料，以及与盐的先后顺序，经过高温搅拌冷却后测性能，最后确定合适的膨润土含量、护胶材料和KCl、NaCl 的加量。

2）利用物理支撑和化学固壁。使用合适的密度提供液柱压力支撑井壁，并采用致密且坚韧的泥饼固定井壁。同时，降低滤失量，减小滤液活度，利用K+的晶格固定和Na+的适度絮凝作用，阻止渗入地层的滤液对地层中的蒙脱石产生水化分散作用。另外，加入封堵类材料也可以减少地层的坍塌掉块。

3）调整合适的流型，既要增加大井斜井段钻井液对下井壁的冲刷，又要增加岩屑冲刷和携带，还要避免紊流对井壁的冲刷，以防形成大肚子井眼。一般以动切力在4～8 Pa之间，初切为1～3 Pa为宜。

4）采用聚醚多元醇[5]、乳化石蜡[6]等这类既能封堵又能润滑的封堵材料，同时保证润滑剂的充足，以及泥饼的致密和较低的黏附系数。黏度和切力不能太高，要控制住膨润土含量，漏斗黏度要维持在55 s 以下，初切小于3 Pa。此外，优良的防塌能力也能保证井眼通畅和井壁光滑。劣质固相尽量少，使用优质固控设备清除劣质固相防止泥饼虚厚。同时，要配合工程短程起下钻，破除掉下井壁的岩屑床并及时携带出来。

5）密切关注井下摩阻。使用钻具重量在井壁上的垂直分量，乘以测得的黏附系数可以得到理论摩阻；当实际摩阻远大于理论摩阻时，应当考虑短程起下钻破坏岩屑床；当起下钻时有周期性的摩阻增大时，就应考虑可能出键槽，最好提前优化钻具组合，在容易形成键槽的位置（一般为造斜段）增加破键器。

6）降低高温高压滤失量、增加泥饼的致密程度和韧性，并降低滤液活度，尤其是黏土稳定剂如K+和季铵盐的加入，可以减小水敏伤害[7]。减少钻井液中的劣质固相和分散度，降低固相堵塞，以及在钻井液中加入表面活性剂，增加滤液中的亲油基数量则可以改变体系界面张力，减弱水锁效应[8-9]。

7）钻进时要求钻出规则的井眼，完钻后彻底循环洗井，彻底调整钻井液性能，以保证性能的优越。同时，为了保证静置后的钻井液既有一定的悬浮力又不固化，终切范围应在8～12 Pa。

4 现场钻井液技术

三开（1802～4335 m）钻井液配方[10-11]：二开井浆（含6% 膨润土+0.3%PAM+0.5%铵盐+1%LV-CMC+1% WNP-1+2% KFT）+（0.5%～1%）胺基聚醇+（3%～5%）NaCl+（5%～7%）KCl+（1%～2%）LV-CMC+（0.5%～1%）KFT+（2%～3%）SMP-Ⅱ+（0.5%～1%）DSP-2+（1.5%～2.5%）乳化石蜡+（2%～3%）聚醚多元醇+（2.5%～3.5%）超细碳酸钙+（0.5%～1%）SF-4+（5%～10%）植物油润滑剂

1）开钻前配制一罐（40 m3）10%的预水化膨润土浆，pH 值调至9，并加入1%SMP-Ⅱ+1%KFT。

2）开启离心机清除劣质固相，放浆前钻井液的密度为1.17 g/cm3，漏斗黏度为47 s，塑性黏度为21 mPa·s，动切力为7 Pa，滤失量为3.2 mL，pH 值为8.5，膨润土含量为93 g/L。根据小型试验确定钻井液适合转型的膨润土含量（放浆后加清水稀释后所得）和加盐量，并提前做好护胶（2%LV-CMC+2%WNP-1），具体数据见表1。从表1 可知，比较适合开钻的钻井液膨润土含量为50～57 g/L，KCl 和NaCl 的加量分别为6%～7%和4%～5%。考虑到后面防塌还需要补充一些高温高压降滤失剂以及增加固相的防塌剂，因此选择膨润土含量为50 g/L，KCl 和NaCl 的加量分别为7%和5%。

表1 转型时不同膨润土含量和加盐量对钻井液性能的影响

现场处理为：放浆量为总量的1/3，并加水稀释至漏斗黏度为36 s，加2%LV-CMC+2%WNP-1，再加7%KCl 和5%NaCl，测得钻井液的密度为1.17 g/cm3，漏斗黏度为42 s，塑性黏度为13 mPa·s，动切力为2.5 Pa，切力为0/2 Pa/Pa，中压滤失量为2.8 mL，pH 值为8，膨润土含量为50 g/L，Cl-含量为68 640 mg/L。此时性能已经满足三开开钻。后期随着钻进时膨润土含量的升高，参照表1 增加KCl和NaCl 的使用量，可以维护好性能。

3）密切监控Cl-含量，使之大于50 000 mg/L。三开钻进时胶液配方：（0.5%～1.0%）胺基聚醇+（1.5%～2.0%）SMP-Ⅱ+（0.5%～1.0%）KFT。加入胺基聚醇是利用其“晶层镶嵌”的特性，即胺基水化能低，比Na+和Ca2+优先吸附，挤压黏土层间距使黏土聚结，从而被清除出去，抑制黏土分散并起到防塌的作用[12]。随着胶液的加入，滤失量可继续降低；垂深2290 m 后进入沙四段，开始逐步放大SMP-II 的量至3%、减小KFT 的量至0.5%，并加入0.5% DSP-2，使高温高压滤失量不大于10 mL。全井尽量少加褐煤类材料，防止土相过度分散[13-14]。

4）随着钻进，优质土相会逐渐消耗，需要随时补充水化好的膨润土浆以增进防塌能力。维持膨润土含量为50～57 g/L。同时根据不同的膨润土含量确定KCl 和NaCl 的不同加量，以保证在井深增加时依然有较好的流变性能，具体可以参考表1。

5）固控设备的使用。随着井深的增加，钻时变慢，岩屑尺寸变小，温度升高，钻井液的水化分散能力变强，这时更加需要及时清除尚未水化分散的岩屑。KCl 的晶格固定作用能防止黏土的水化膨胀[1-2]，NaCl 的适度絮凝作用则可以阻止已经水化好的黏土分散[3]。笔者总结出以下经验：以进入沙四段为界（该井垂深为2290 m），1800～2290 m 之间可用120～140 目（孔径为120～106 μm）的筛布，2290 m 之后更换为180～200 目（孔径为80～74 μm）的筛布；离心机转速从2400 r/min（分离岩屑粒径约为9 μm）更换为3600 r/min（分离岩屑粒径约为2.5 μm），振动筛、除砂器、离心机开启时间需达100%，用来保证中后期维持较少的劣质固相。

6）进入定向段（斜深2000～2550 m，垂深2000～2450 m，温度约为60～72 ℃）之后，开始逐渐加入聚醚多元醇（浊点为75 ℃），其抗盐性、润滑性以及浊点效应能够根据其不同的加量分别在造斜段起到润滑降摩阻、抑制防塌的作用[15-16]；其浊点效应所析出的胶状颗粒具有堵孔作用，而且聚醚多元醇本身属于表面活性剂，可以减轻对油气层的损害。这对油气层的保护有很大的积极作用[4]。

7）由于该井井别为评价井，因而禁止使用沥青与原油类有荧光的物质作为封堵防塌剂和润滑剂。因此进入稳斜段后，使用防塌剂为乳化石蜡和超细碳酸钙（2000～5000 目），故一次性加入2%乳化石蜡与3%超细碳酸钙。由于乳化石蜡的润湿反转和贾敏效应，可以阻止水相进入地层，从而起到防塌的作用[17]；由于石蜡属于油性物质，其在高温乳化作用下也具有一定的润滑性能。另外，在离心机运转率达到100%的情况下，部分2 μm 以上的土相颗粒被清除出去，因此，需要补充2000～5000 目的超细碳酸钙（折合粒径尺寸为6.5～2.5 μm），也可以填充泥饼，堵塞地层的微裂缝，封闭渗水通道，以达到防塌的效果。通过磺酸盐、乳化石蜡等抗高温降滤失防塌材料的加入，最终钻井液黏度维持在52～54 s 之间，静切力3/8 Pa/Pa，高温高压滤失量为8.6 mL。

8）pH 值要始终维持在9 以下。有研究指出，pH 值高于9 时，会解离出页岩中的非膨胀性黏土矿物（利津油田以伊利石为主，高岭石和绿泥石含量较少[18]）的黏土晶格中的铝氧八面体中的氢原子，使得黏土表面带负电，增大其阳离子交换容量，继而产生促进分散的作用。

9）钻进排量维持在1.8 m3/min 以上；每钻进150～200 m 短程起下钻一次，下钻到底后循环排量达2 m3/min；参考利斜896 井完钻前后遇卡的情况，对照该井另外在每趟钻的造斜段位置（距离井口约2255 m 处，大约79～80 柱后面）加一个修壁器以破坏键槽。当复合钻进时，破键器可以贴在下井壁旋转修复井壁。

5 现场应用效果

1）提速效果显著。全井井径规则，地层无缩径和垮塌现象发生，起下钻顺利。全井平均机械钻速达8.23 m/h，钻井周期比设计节约20 d，三开平均井径扩大率只有5.20%。三开百米部分井径数据如表2 所示。

2）由于井壁稳定，使分析井下摩阻情况非常准确。钻至稳斜段后期井深约3500 m 时短程起下钻，短起无显示，下钻却有周期显示的情况。由于下钻到底后循环并未出掉块，考虑可能是由于造斜段钻具弯度大、刚性强，反复旋转、挤压、摩擦井壁，划出键槽的缘故。起钻后在造斜段位置增加一个修壁器，效果明显，以后每次起下钻均非常顺利，毫无显示。从表2 可知，2200～2300 m 处井径扩大率较大，正是由于修壁器修复键槽所导致的。

3）润滑性能极其优良。整口井定向顺利，几乎没有脱压情况发生。钻至3800 m（井斜69°、闭合位移 1419.05 m）时发生摩阻突增的情况（从240 kN 直接增至340 kN，最高时到达460 kN）。由于润滑剂量很足，且黏度、切力增大（黏度增至54 s、动切力增至8 Pa），分析可能为烧碱加过量，使pH值过高，导致土相过度分散，出现携岩不畅、下井壁堆积岩屑床厚度增加，所以才会摩阻增加。故停加NaOH、增大NaCl 加量，以达到降pH 值的效果，处理一个班后pH 值降至9 以内，漏斗黏度降至52 s、动切力降至6 Pa，摩阻降回280 kN，如表3 所示。另外，由于该井的完井钻井液润滑性能较好，黏度、切力较低，井径规则，井壁稳定性好，在完井电测时斯伦贝谢公司的摩阻实验一次通过。通过与工程方面的全力配合，实现了测井与旋转井壁取心一次成功率100%，同时也获得了斯伦贝谢测井分公司对中国水基钻井液的高度认可。

表2 利斜572 井三开百米井径数据表

表3 利斜572 井摩阻上升与下降时钻井液性能变化情况

4）密度尽量采用设计下限，全井无漏失，近平衡钻井利于保护储层；且钻井液滤失量较小，矿化度维持在50 000 mg/L 以上，而利津油田采油注水矿化度仅为11 096 mg/L[19]，钻井液矿化度远大于注水矿化度，可以长时间抑制储层土相膨胀，防止堵塞油通道的渗透；封堵防塌类材料均为可酸化固体或亲油性物质。总体来说，该复合盐钻井液体系利于保护储层。

6 结论和认识

1.复合盐强抑制防塌钻井液的抑制性和封堵防塌性能好，抑制了砂泥岩互层中泥页岩的水化膨胀，井壁稳定性得到提高，使用该体系顺利完成了利斜572 井的工程施工；同时利于快速钻进，对提高钻速和钻井时效非常有帮助。

2.利津油田沙四段泥页岩主要成分为伊利石/蒙脱石混层，钻进时需要控制pH 值在9 以下，防止伊利石和蒙脱石过度分散导致黏度、切力增大。同时在面对井深增加、膨润土含量上升、黏度、切力增大的情况时，及时针对井下情况加大KCl 和NaCl 的使用量，并及时更换更细的筛布和转速更快的离心机，用以清除劣质固相，保证性能的稳定。

3.该地区钻井液密度可以维持在1.15 g/cm3左右，对油气层属于近平衡压力钻进；全井较小的滤失量有利于减轻水敏和水锁对储层的伤害；该钻井液的强抑制性和防塌材料的加入也有利于保护储层；另外，对土相分散能力的抑制有利于提高机械钻速，可以减少油层浸泡时间，也有利于保护油藏。

4.利津油田沙三段地层不够硬，钻大位移井时钻具与地层间反复摩擦容易出键槽，需要在该井段安装修壁器修复键槽。