吴雄军，林永学，王显光，刘金华，李大奇

中国石化石油工程技术研究院，北京 100101

顺北油气田奥陶系地层埋藏深度超过7000m，井底温度超过150℃，受多期构造运动影响，地层溶蚀孔洞与微裂缝发育，破碎程度高、胶结性差，钻井过程中井壁失稳的风险巨大[1]。国内外研究团队在成功研制聚胺等高效抑制剂[2,3]、抗高温封堵防塌剂[4]和微纳米级刚性封堵材料[5]的基础上，开展了系列化的井壁稳定技术的攻关研究[6,7]。李钟等[8]开发了多元协同防塌钻井液体系，在临盘油田的中浅层探井中进行了成功应用；林永学等[9]应用“多元协同”井壁稳定基本理论，构建了SMHP-1强抑制强封堵钻井液技术，在顺北鹰1井进行了成功应用；于得水等[10]通过引入多氨基井壁抑制剂并提高钻井液中K+的有效含量，开发了高性能防塌水基钻井液技术，在满深1井回填侧钻井段进行了成功应用。相关技术的形成在一定程度上为采用水基钻井液施工时，顺北奥陶系地层井壁失稳问题的解决提供了有益的技术借鉴，但是当钻遇破碎性发育的奥陶系地层时，仍存在泥页地层剥落掉块严重、钻具摩阻扭矩波动大、遇阻卡钻频发等难题，成为阻碍顺北油气田提速、提效开发的“瓶颈”问题。顺北5-7井是部署在Ⅴ号主干断裂带南部强挤压段上的一口超深评价井，地质资料表明，该井奥陶系桑塔木组地层为典型“隆起+断裂”构造，储层段一间房组及鹰山组灰岩地层破碎性强，坍塌掉块风险高。前期采用钾胺基聚磺水基钻井液钻进至奥陶系桑塔木组7241.29m后，阻卡严重，被迫提前中完，奥陶系钻开地层平均井径扩大率高达30.62%，且由于套管下深不足，未能封住储层上部井段的灰质泥岩，井壁失稳风险巨大。……