长北大井眼大斜度井段钻井液体系改进与实践

张振活，陈 磊，凡 帆

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

长北区块位于陕西省榆林市北部和内蒙古自治区境内，针对钻遇该区块二开Ф311.1 mm 井段复杂情况或事故，不断优化钻井液体系，从最初应用的聚磺钻井液发展到KCl 聚合物钻井液，虽成功解决了部分技术难题，但钻遇下部地层破碎带“双石层”及易垮塌煤层造成严重井壁稳定问题，仍无有效地应对措施[1-3]。因此开发了一种适合长北区块大井眼大斜度井段的安全快速钻进的钻井液体系，并进行了现场试验，取得了良好的应用效果。

1 技术难点

1.1 工程方面

为了有效提高水平段的泄油面积从而对储层段进行有效开发，长北气田率先在长庆区域采取全井段大井眼开发方案。但是，大井眼的钻进本身具有很多的难点：增斜和降斜困难，尤其是在二开大井眼Ф311.1 mm井眼裸眼施工段长、井壁稳定性差、机械钻速相对低的问题十分突出；另外，大斜度段复杂地层钻进由于井斜和方位变化快，极易导致钻具疲劳断裂，造成井下事故。

表1 长庆区域井身结构图和长北区块井身结构对比

1.2 泥浆方面

由于二开中地层多、地层复杂，在长庆区域钻井过程中为了避免井下复杂和井眼清洁的需要，采用的都是Ф244 mm 井眼。长北项目率先采用Ф311.1 mm 大井眼，所面临的井眼稳定和漏失问题也更加突出。

（1）清水聚合物体系和低固相三磺钻井液体系在长庆区域常规小井眼中（相对于长北项目而言）由于其最大化降低了固相，对失水控制要求低，最大化的解放了机械钻速，缩短了钻井周期，因此能在有效的坍塌周期内完成整个钻进过程，从而保证了井下的安全。但是采取大井眼钻进后，由于相对机械钻速较低，使得整个钻井周期相对接近坍塌周期引起井下垮塌等成为制约井下安全的最大因素[4-6]。因此，研制一种适合大井眼钻进的强抑制防塌钻井液体系成为安全钻井的重中之重。

（2）长北区块泥页岩地层属于蒙脱石类，易水化膨胀而引起缩径、扩径和PDC 钻头泥包等问题；石盒子和山西组地层容易坍塌掉块，引发高摩阻、大扭矩等技术难题，成为制约钻井提速的主要技术瓶颈，由此带来下述技术难题需要解决（见图1、图2）。

（3）Ф311.1 mm 井眼穿越地层多，固相含量上升快，使得滑动钻进期间的摩阻加大，容易发生托压现象。

2 强抑制防塌一体化钻井液体系室内配方研究与评价

在大量调查和研究长北井丛的地质数据后，针对长北区块Ф311.1 mm 井段的特点，室内研究出了强抑制防塌一体化钻井液体系。该体系的优点是在上部井段和下部井段的使用中不需要进行专门的体系转换，只需要针对不同地层调节主要的防塌、包被抑制剂和流型调节剂的加量即可。

2.1 钻井液体系配方的确定

通过上述大量的室内实验，从防塌机理的研究入手，进行了防塌抑制剂、提黏剂、降失水剂、润滑剂的筛选和复配，通过正交实验，研究开发出强抑制复合盐钻井液体系的基本配方：5 %～10 %无机盐防塌剂FTJ-1+0.05%～0.1%有机絮凝防塌剂G322-JS2+0.1%～0.3%提切剂G310-DQT+0.5 %～1 %降滤失剂G322-JS3+1%～3 %润滑剂G303-WRY。

图1 石盒子组返出大量的掉块

图2 返出的掉块具有较大的尺寸

表2 不同温度下体系抑制性实验

表3 透失水实验

2.2 钻井液体系评价

2.2.1 体系抗温抑制性能评价 实验表明：在100 ℃之前，一次和二次回收率分别维持在85 %和70 %以上，证明该体系都有较强的抑制性防塌性；在温度超过100 ℃以后，一次和二次回收率明显下降，长北区块井底温度一般最高在80 ℃左右，以上实验结果表明，该体系完全满足现场的抗温性的要求（见表2）。

2.2.2 体系防塌性能评价 测试了该体系在100 ℃下热滚之后的透失水性能，实验结果（见表3）。

透失水时间和透失水量反映的是钻井液在井壁形成泥饼后，防止井眼内的流体侵入井壁的能力，即可以反映钻井液保护井壁防塌的能力。该体系的泥饼30 min 透失水只有1.8 mL，证明其对井壁有很好的防塌保护效果。

2.2.3 钻井液承压能力提高实验 该实验反映的是钻井液阻止滤液浸入地层的能力，以及提升漏失地层封堵能力的大小。实验过程如下：

（1）取400 mL 新配的该钻井液，加入3 %FDJ-1，高搅15 min 后在0.7 MPa 下做沙床实验15 min，记录下浸入深度；

（2）浸入实验结束后，将沙床实验杯里面的钻井液小心抽出，加入400 mL 的清水；

（3）加压到0.7 MPa，观察清水的浸入深度，并做好记录；

（4）逐渐加压到0.8 MPa，1.0 MPa，1.2 MPa，1.4 MPa，直到清水的浸入深度超过钻井液的浸入深度，记录此时的压力。此压力即为防塌抑制一体化钻井液的承压提高能力。

经实验测试表明，该钻井液在加入3%的FDJ-1 后承压能力能提高1.8 MPa。即对于易漏失地层而言，在加入一定的堵漏剂后承压能力有明显的提高，能起到一定的防漏效果。

2.2.4 钻井液抗岩屑污染能力评价 配制好的钻井液中，分别加入1 %、2 %、3 %、5 %、8 %、10 %和15 %的膨润土粉，测量钻井液的密度、表观黏度和动切力的变化情况，并观察钻井液的稳定状况。测试结果（见表4）。

实验结论：从表中数据可以看出该钻井液具有一定的抗黏土能力，在黏土加量高于8 %时钻井液性能变化较大，因此该钻井液的抗黏土能力为8 %，完全可以满足钻井液的现场抑制泥岩段造浆的需要（实验证明现场钻井液的坂土含量能控制在3.5 %以下）。

表4 强抑制防塌一体化钻井液体系抗黏土污染能力评价

图3 润滑剂加量和扭矩关系图

图4 润滑剂加量和摩阻系数关系图

2.2.5 体系润滑性能评价 采用上述钻井液配方，改变润滑剂的加量，借助极压润滑仪对体系的润滑性能进行评价，结果（见图3、图4）。

从图3、图4 可以看出，G303 可有效降低基浆的润滑系数R 值，加量1.5%时润滑系数降低率可达71%以上，润滑系数达到0.058，满足摩阻系数Kf≤0.07 的考核指标。在加量超过2 %以后润滑系数下降不明显，因此现场的最佳推荐加量为2 %。

2.2.6 封堵率实验 在体系加入3 %封堵剂FDJ-1 封堵效果的实验数据（见表5）。从表5 的数据可以看出，平均封堵率能达到90 %以上，能有效的封堵地层中的微裂缝，结合强抑制性和适当的钻井液密度，保证井壁的稳定。

3 现场使用效果

CBX-2 在大斜度井段刷新了长北项目Ф311.1 mm井眼的多项纪录。该井钻至井深，先后穿越刘家沟漏层、破碎带“双石层”、易垮塌煤层，强封堵防塌一体化钻井液体系经受住考验，体现出三大优点：抑制性强，钻井液流变性能稳定，振动筛返出的钻屑棱角分明，钻进过程中钻头无泥包现象；防塌性能好，起下钻三趟无遇阻，井壁稳定；携砂性能优良，井筒干净。二开中完后直接下套管，首次实现完钻后不短起、不通井，套管顺利到底，打破以往完钻后必须短起下、通井的传统，为甲乙双方节约时间成本，获得了双赢。

表5 封堵率实验数据表

图5 一体化钻井液抑制性、防泥包能力强

长北区块的钻井液体系经过不断的改进之后，使得体系具有以下优点：

（1）建井周期大大缩小，创多项指标。经过改进和优化钻井液配方后，钻井夜的周期大大减小，钻井周期降低率达70.9 %。

（2）抑制性、防泥包能力好。钻井液的抑制性好，振动筛上面返出的泥页岩岩屑棱角分明，岩屑内部干燥，起出钻头无泥包（见图5）。

（3）井壁稳定性好，最大化的保证了井壁坍塌周期。在长北区块的二开Ф311.1 mm 大斜度井段的使用中没有出现过井眼坍塌的现象，证明了该体系具有很好的抑制防塌效果。

（4）现场使用方便，钻井液费用大大降低。使用强抑制防塌钻井液体系后，泥浆体积消耗小，泥浆体积消耗降低率达到64.1 %，泥浆费用降低率达54.5 %。

4 结论与认识

（1）长北区块应用强封堵防塌一体化钻井液体系，并结合工程措施，解决了该区块大斜度井段泥岩段和煤层段井壁失稳、有效预防了井漏、钻头泥包和高摩阻问题，满足了长北区块大斜度井段安全钻井的需求。

（2）使用强抑制防塌一体化钻井液体系后简化了钻井液维护难度，降低了钻井液成本，大大缩短了钻井周期。

（3）该钻井液体系在使用中防塌抑制剂的加量相对还是较大，给现场增加了不少工作量，建议进一步深化该钻井液体系的作用机理研究，优化钻井液配方以进一步扩大在长庆区域的使用范围。