FT1井非标大井眼超深井钻井液技术优化及应用

2024-03-15江显俊肖金裕兰太华傅相友贾兴明

天然气勘探与开发 2024年1期

江显俊肖金裕兰太华傅相友贾兴明

中国石油川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司成都 610056

0 引言

四川盆地川东地区高峰场构造已钻井均为标准井眼（标准井眼为五级井身结构Ø660.4 mm+Ø 444.5 mm+Ø311.2 mm+Ø215.9 mm+Ø149.2 mm），完钻井深大多介于3 500～5 400 m，主要使用聚合物无固相钻井液体系和聚磺钻井液体系钻进，完钻层位为志留系，钻进期间发生三叠系雷口坡组—嘉陵江组长井段膏盐污染和二叠系龙潭组—栖霞组卡钻、井漏、硫化氢污染，以及二叠系梁山组泥页岩掉块、井壁坍塌[1]等复杂事故，严重影响钻井速度，钻井周期通常介于10～15 mon。FT1井是高峰场构造高部位上的1口风险超深探井，实钻井深6 262 m，井身结构为Ø914.4 mm×30 m+Ø660.4 mm×797 m+Ø455.0 mm×3 441 m+Ø333.4 mm×4 965 m+Ø241.3 mm×6 262 m，完钻井底温度146 ℃。通过研究FT1井非标[2]大井眼井身结构、工程地质特点和区内已钻井发生的复杂事故情况来看，使用传统钻井液体系已无法满足井下安全和快速钻进要求，FT1井通过优化钻井液体系和维护工艺[3-4]，实现了安全、快速钻进，提速效果显著，对高峰场构造志留系龙马溪组以下伏超深层油气藏的勘探开发具有重要的指导意义。

1 钻井液技术难点

1）非标大井眼井长时间受钻井液浸泡易出现井壁失稳[5]垮塌，长井段石膏[6]层易缩径卡钻，盐岩层易溶解形成大肚子井眼，造成上覆白云质泥岩缺乏支撑而产生垮塌。

2）非标大井眼井的井眼尺寸大，井段长，井筒容积大（总循环量在470～760 m3），返速低，携砂困难，清洁井筒难度大。

3）钻井周期长，亚微米固相含量高，且长井段紫红色泥岩、铝土质泥岩易造浆和长井段石膏层、盐岩层持续污染，加之循环量较大，增加了钻井液维护处理难度。

4）石炭系存在采空区[7]，预测地层压力系数仅为0.5，与下伏异常高压地层合并钻进，易发生压差卡钻和井漏，造成既喷又漏的井控险情。FT1井设计在二叠系中统茅口组定向钻进，大井眼段多次取心[8]，钻探难度大，对钻井液润滑、防塌、封堵[9-10]性能要求极高。

2 钻井液技术优化

2.1 钻井液体系

1）侏罗系中上部井段一般使用聚合物无固相钻井液钻进，具有较好的悬浮携砂能力，在井壁形成的致密吸附膜具有一定的护壁能力，但对于非标大井眼井，需进一步提高抑制封堵和造壁性能，防止泥页岩[11]水化发生掉块垮塌，因此优化为有机盐聚合物钻井液体系。

2）侏罗系下部至三叠系井段转化为有机盐聚磺钻井液体系，对比传统的聚磺钻井液[12]体系，具有更强的抑制性[13-14]和抗高温[15]、抗污染能力，有效解决长井段膏盐污染、大井眼井壁失稳及井眼清洁困难等难题，避免复杂事故的发生。

2.2 钻井液性能

1）提前做好抗膏盐污染实验，进行预处理，提高钻井液的矿化度及抑制性，抑制地层膏盐溶解，减少对钻井液的污染；控制良好的流变性，保持较低的中压、高温高压滤失量；使用沥青质封堵剂与刚性封堵剂结合，强化钻井液封堵性能，增强井壁的稳定性；加入适量防塌润滑剂，有效减少摩阻。

2）维持合理的钻井液密度，平衡地层压力，密度靠近高限，有效支撑井壁；并维持合适的黏切，提高钻井液的悬浮、携砂能力；在条件允许时，井队配合大排量、高泵压[16]循环，必要时使用重稠浆间断举砂，保证井眼清洁通畅。

3）强化深井段钻井液的高温稳定性和抑制性，引入抗复合盐高温降滤失剂聚合物和抗高温降失水剂[17]改性天然树脂复合物，严格控制高温高压滤矢量在8.0 mL以内；加入适量沥青质封堵剂和防塌润滑剂，进一步强化润滑封堵性；控制油含量在4%～6%，提高泥饼韧性，减少虚泥饼；配合玻璃微珠，降低摩阻，减少托压和黏卡，提高定向效率。

3 室内评价实验

根据钻井液技术优化思路来确定有机盐聚合物钻井液和有机盐聚磺钻井液基础配方，其中有机盐聚磺钻井液配方是在有机盐聚合物钻井液配方的基础上，加入相关磺化类处理剂转化而来，且为强化钻井液封堵、降失水性能以及增强抗膏盐污染能力，做出相关室内评价。

3.1 有机盐聚合物钻井液调配

1）实验条件

使用高速搅拌机在10 000 r/min的转速下搅拌20 min，然后使用普通搅拌器在500～1 000 r/min的转速下，加热至80 ℃，再降至50 ℃测试性能（表1）。

表1 FT1井有机盐聚合物钻井液基础配方实验表（密度1.20 g/cm3）

2）实验配方

1号配方：膨润土浆（膨润土含量25 g/L）+7%KCl+5%有机盐 +0.5%天然高分子聚合物+1.5%聚合物降滤失剂+1%沥青质封堵剂+1%防塌润滑剂+重晶石粉。

2号配方：膨润土浆（膨润土含量25 g/L）+10%KCl+5%有机盐 +0.5%天然高分子聚合物+2%聚合物降滤失剂+2%沥青质封堵剂+2%防塌润滑剂+重晶石粉。

3号配方：膨润土浆（膨润土含量25 g/L）+8%KCl+5%有机盐 +0.4%天然高分子聚合物+2%聚合物降滤失剂+2%沥青质封堵剂+2%防塌润滑剂+重晶石粉。

4号配方：膨润土浆（膨润土含量30 g/L）+7%KCl+5%有机盐 +0.3%天然高分子聚合物+1.5%聚合物降滤失剂+1.5%沥青质封堵剂+2%防塌润滑剂+重晶石粉。

5号配方：膨润土浆（膨润土含量30 g/L）+8%KCl+5%有机盐 +0.3%天然高分子聚合物+2%聚合物降滤失剂+2%沥青质封堵剂+2%防塌润滑剂+重晶石粉。

6号配方：膨润土浆（膨润土含量30 g/L）+10%KCl+5%有机盐 +0.3%天然高分子聚合物+2%聚合物降滤失剂+2%沥青质封堵剂+2%防塌润滑剂+重晶石粉。

3）实验结果

从表1可以看出，维持膨润土含量25～30 g/L，保证足够浓度的KCl和有机盐以增强抑制性，加入适量浓度的聚合物降滤失剂、沥青封堵剂和防塌润滑剂等，钻井液流变性均较好，中压滤失量也在设计范围内。由此可确定有机盐聚合物钻井液基础配方为膨润土浆（膨润土含量25～30 g/L）+（7%～10%）KCl+5%有机盐 +（0.3%～0.5%）天然高分子聚合物+（1.5%～2%）聚合物降滤失剂+（1%～2%）沥青质封堵剂+（1%～2%）防塌润滑剂+重晶石粉。

3.2 有机盐聚磺钻井液调配

1）实验条件

原井浆为有机盐聚合物钻井液体系，使用高速搅拌机在10 000 r/min的转速下搅拌20 min，然后使用滚子加热炉在100 ℃的条件下滚动老化24 h后，将样品在10 000 r/min的转速下搅动3 min，降至50 ℃测试性能，高温高压滤失量在100 ℃条件下测试。

2）实验配方

1号配方：原井浆+2%高温抗盐降失水剂多元共聚物[18]+5%降滤失剂改性酚醛树脂+0.2%NaOH。

2号配方：原井浆+4%高温抗盐降失水剂多元共聚物+8%降滤失剂改性酚醛树脂+0.2%NaOH。

3号配方：原井浆+1%高温抗盐降失水剂多元共聚物+3%降滤失剂改性酚醛树脂+0.2%NaOH。

4号配方：原井浆+2%高温抗盐降失水剂多元共聚物+5%降滤失剂改性酚醛树脂+0.4%NaOH。

5号配方：原井浆+4%高温抗盐降失水剂多元共聚物+8%降滤失剂改性酚醛树脂+0.4%NaOH。

3）实验结果

2号和5号实验的中压滤失量和高温高压滤失量较1号和4号实验要小，分别在3.0 mL以内和9.0 mL以内，流变性均较好，因2号实验的静切力和静动切力较5号实验要低（表2），流变性更理想，且符合设计要求，故选择2号实验对原井浆进行调整转化为有机盐聚磺钻井液体系。

表2 FT1井有机盐聚磺钻井液基础配方实验表（密度1.32 g/cm3）

3.3 封堵降失水

1）实验条件：

使用高速搅拌机在10 000 r/min的转速下搅拌20 min，然后使用普通搅拌器在500～1 000 r/min的转速下，加热至80 ℃，降至60 ℃测试老化前性能，再使用滚子加热炉在80 ℃的条件下滚动老化24 h后，将样品在10 000 r/min的转速下搅动3 min，降至60 ℃测试老化后性能。

2）实验配方

1号配方：井浆+0.5%抗复合盐高温降滤失剂聚合物+0.5%降滤失剂抗盐聚脂物+1%沥青质封堵剂+0.8%CaCO3（800目）+2%降滤失剂改性酚醛树脂+1%高温抗盐降失水剂多元共聚物+0.1%CaO 。

2号配方：井浆+0.5%聚合物降滤失剂+1%沥青质封堵剂+0.8%CaCO3（800目）+2%降滤失剂改性酚醛树脂+1%高温抗盐降失水剂多元共聚物+0.3%高温稳定剂。

3）实验结果

为了防止该井在侏罗系自流井组东岳庙段钻进（井深1 852 m）发生泥页岩掉块垮塌，需要进一步降低失水和强化封堵，从实验数据分析，加入上述处理剂后封堵能力提高，中压滤失量均降低至3.0 mL以内（表3），流变性都较好。

表3 FT1井二开强化封堵降失水实验表（密度1.37 g/cm3）

3.4 抗膏盐污染预处理

使用高速搅拌机在10 000 r/min的转速下搅拌20 min，然后使用普通搅拌器在500～1 000 r/min的转速下，加热至80 ℃，再降至60 ℃测试老化前性能，再使用滚子加热炉在90 ℃的条件下滚动老化20 h后，将样品在10 000 r/min的转速下搅动3 min，降至60 ℃测试老化后性能。

2）实验配方

1号配方：井浆+3%降滤失剂改性酚醛树脂+1%高温抗盐降失水剂多元共聚物+0.5%降滤失剂抗盐聚脂物+0.5%CaO。

2号配方：井浆+2%石膏+10%胶液（胶液配方：0.5%NaOH+10%KCl+2%水解聚丙烯腈胺盐+1%抗复合盐高温降滤失剂聚合物+8%降滤失剂改性酚醛树脂+0.5%天然高分子聚合物）。

3号配方：井浆+10%NaCl。

3）实验结果

该井在三叠系上统须家河组底部（井深2 360 m）需做抗石膏污染预处理实验，井浆中加入2%石膏后，污染不严重，易接受处理，其中1号配方进行强护胶和加入生石灰后流变性较好，钻进至雷口坡组前可按1号配方对井浆进行预处理，提高抗石膏污染能力。井浆中加入10%NaCl热滚20小时后，流变性仍然较好，中压滤失量变化不大（表4），说明该井浆护胶剂足够，具有较强的抗盐污染能力。

采用SPSS19.0统计软件进行统计分析。计数资料用x2检验，计量资料两组间比较用t检验，两组以上比较符合正态分布，且方差齐性时，采用方差分析，不符合正态分布或者方差不齐时采用秩和检验。

表4 FT1井抗膏盐污染实验表（密度1.41 g/cm3）

4 FT1井现场主要非标井段钻井液工艺技术

4.1 Ø455 mm井眼钻井液技术及维护（井段797～3 441 m）

4.1.1 地质特点及难点

1）层位由上至下依次为：侏罗系沙溪庙组、凉高山组和自流井组，以及三叠系须家河组、雷口坡组和嘉陵江组。

2）对应岩性依次为：紫红色泥岩、紫红色粉砂质泥岩、灰色、灰白色细砂岩、深灰色粉砂岩、灰色石灰岩、碳质页岩、灰白色石膏、白色盐岩。

3）主要难点：红层造浆，井壁失稳，钻井液量大维护困难，环空上返速度低，长井段膏盐缩径和井浆污染。

4.1.2 钻井液体系优化

1）沙溪庙组下部—凉高山组岩性主要为砂泥岩，俗称“红层”。在基础配方上加入适量KCl和有机盐，通过此工艺将体系优化为有机盐聚合物钻井液，强化抑制包被能力，同时补充聚合物降滤失剂，控制中压滤失量在4.0 mL以内，防止泥岩水化分散造成性能恶化和井壁失稳。

2）进入凉高山组底部（井深1 500 m）后做好体系转换实验，转化体系为有机盐聚磺钻井液体系，增强对长井段裸眼钻井中造浆分散抑制性预控能力以及抗膏盐污染能力。

4.1.3 钻井液性能优化

1）自流井组东岳庙段页岩长井段取心，须家河组页岩夹薄煤层，需提前加入3%～5%沥青质封堵剂和防塌润滑剂，提高封堵润滑性，降低摩阻，保证取心顺利。通常钻井液黏度在50～55 s、静切力达到1.0～1.5 Pa（10 s）和3.0～5.0 Pa（10 min），确保钻井液具有良好的悬浮、携带能力，配合适当的工程措施（排量55 L/s以上），防止造成卡钻事故。

2）雷口坡组—嘉陵江组岩性存在长井段石膏和盐层，此段石膏和盐层总长296 m，实钻过程中氯离子含量达到120 000 mg/L以上、钙离子含量1 000 mg/L以上，进入雷口坡组前做好抗膏盐污染实验并复核，维持井浆中氯离子含量在50 000 mg/L左右。钻穿膏盐层前宜控制低黏切性能，即黏度40～50 s，静切力0.5～1.0 Pa（10 s）和2.0～4.0 Pa（10 min），防膏盐溶解污染钻井液性能。提高油含量至5%左右，控制中压滤失量（3.0 mL以内）及高温高压滤失量（8.0 mL以内）。

4.1.4 现场应用维护

1）沙溪庙组下部—凉高山组井段控制膨润土含量在25～30 g/L，维持密度至上限1.20 g/cm3，采用聚合物包被剂∶天然高分子聚合物∶聚合物降滤失剂=0.5∶0.3∶（1～1.5）的配方，胶液中配方浓度维护在2%～3%，加以5%～6%KCl和5%有机盐，使井浆中氯离子含量在30 000 mg/L以上，聚合物包被剂含量在0.1%～0.3%。

2）在凉高山组底部—须家河组底部井段，可根据钻井液高温性能，逐步降低胶液中高温抗盐降失水剂多元共聚物至2%～4%和降滤失剂改性酚醛树脂加量至4%～6%，按室内实验情况每天以循环周的方式往井内补充100～200 kg生石灰，保持适度絮凝状态，改善流变性，防止钻头泥包和微固相颗粒过度分散影响钻井液流变性能，提高钻速。

3）在雷口坡组—嘉陵江组钻进中，采用高温抗盐降失水剂多元共聚物∶降滤失剂改性酚醛树脂∶降滤失剂抗盐聚脂物∶NaOH=（4～5）∶（8～10）∶0.5∶1 的配方，胶液中配方浓度维护在12%～17%，保持KCl加量8%～10%，有机盐加量5%～8%，均匀补充入井，使用KCl和有机盐结合强化抑制性，配合特殊润滑剂和防塌润滑剂，保持良好的润滑防卡性能，配合使用抗高温降失水剂改性天然树脂复合物、高温稳定剂提高钻井液抗高温性能，能很好地维持较低的中压滤失量和高温高压滤失量。

4.2 Ø333.4 mm井眼钻井液技术及维护（井段3 441～4 965 m）

4.2.1 地质特点及难点

1）层位由上至下依次为：三叠系嘉陵江组和飞仙关组，二叠系长兴组、茅口组、栖霞组和梁山组），石炭系顶部。

2）对应岩性依次为：灰色泥质白云岩、紫红色泥岩、石灰色、褐灰色石灰岩、黑色、深灰色页岩、灰黑色碳质页、深灰色、黑灰色泥质石灰岩、灰色、深灰色铝土质泥岩。

3）主要难点：高含硫，裸眼段压差大，井漏，井壁失稳，钻井液维护量大。

4.2.2 钻井液体系优化

采用有机盐聚磺钻井液体系，配置适量的胶液将上一开井浆的膨润土含量稀释至10～15 g/L，稀释用胶液基本配方：（0.7%～1.0%）NaOH+（0.5%～1.0%）聚合物降失水剂+（3%～5%）高温抗盐降失水剂多元共聚物+（6%～10%）降滤失剂改性酚醛树脂+3%KCl+1%有机盐+（1%～2%）沥青质封堵剂+（1%～2%）防塌润滑剂+重晶石粉。

4.2.3 钻井液性能优化

1）维持井浆中KCl浓度3%～5%、有机盐浓度2%～3%，pH值保持在10～11，配合使用CaCO3（800目）、沥青质封堵剂和防塌润滑剂提高钻井液润滑封堵能力和失水造壁能力，改善泥饼质量，降低中压、高压滤失量分别在4.0 mL以内和8.0 mL以内，补充适量生石灰和抗温抗盐降滤失剂，改善流变性能。

2）龙潭组井段使用Ø214.4 mm取心钻头取心，含黑色碳质页岩夹薄煤层、灰绿色玄武岩，易垮塌；茅口组岩性中含硅质石灰岩及石灰岩夹燧石，可钻性差，定向风险大；以强化钻井液的封堵、润滑、防塌能力为主，提高润滑性，改善泥饼韧性。

4.2.4 现场应用维护

1）钻进前期采用配方（降滤失剂改性酚醛树脂∶高温抗盐降失水剂多元共聚物∶水解聚丙烯腈胺盐∶降滤失剂抗盐聚脂物∶NaOH=8∶4∶1∶0.5∶1）浓度为12%～15%、KCl浓度3%～5%、有机盐浓度2%～3%的胶液均匀维护。后期进入嘉一段后采用降滤失剂改性酚醛树脂∶高温抗盐降失水剂多元共聚物∶NaOH=6∶（2～3）∶0.7的配方，胶液中配方浓度维护在8%～10%，适当降低KCl浓度至1%、有机盐浓度1%。钻进中逐渐提高密度至分段设计高限1.85 g/cm3，平衡井壁，配合使用CaCO3（800目）、沥青质封堵剂、防塌润滑剂和特殊润滑剂提高钻井液润滑封堵能力和失水造壁能力，降低中压、高压滤失量。每天可补充100～200 kg生石灰、500 kg降滤失剂改性酚醛树脂和100 kg高温抗盐降失水剂多元共聚物，改善钻井液流变性和提高高温稳定性能。

2）龙潭组井段以降滤失剂改性酚醛树脂、高温抗盐降失水剂多元共聚物为主要降滤失剂，控制高温高压滤失量在8.0 mL以内，以防塌润滑剂和沥青质封堵剂为主要润滑封堵剂，配合特殊润滑剂，控制油含5%以上，增强封堵润滑性能，达到稳定井壁、防塌防垮的目的，确保定向不黏卡和地质取心安全。

3）钻进至井深4 803.97 m遇严重气侵入，层位茅一段，气测总烃值由5.029 3%↑99.942 1%，循环钻井液观察，气测总烃值仍维持在99.9%左右不降，全井逐步提密度1.85↑1.95↑2.05 g/cm3，中途加重至1.95 g/cm3时循环观察，并全井加入1%～2%随钻堵漏剂，封堵井壁，提高地层承压能力，防止后续加重导致井漏，造成由漏转喷的井控风险。

4.3 Ø241.3 mm井眼钻井液技术及维护（井段4 965～6 262 m）

4.3.1 地质特点及难点

1）层位由上至下依次为：石炭系，志留系韩家店组、小河坝组和龙马溪组，以及奥陶系五峰组和宝塔组。

2）对应岩性依次为：灰色白云岩、灰绿色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰色粉砂岩、灰色泥岩、黑色页岩、黑色碳质页岩、灰色泥质石灰岩、灰色石灰岩。

3）主要难点：高含硫，采空区井漏、气侵，井壁失稳，高温，钻井液维护量大。

4.3.2 钻井液体系优化

采用有机盐聚磺钻井液体系，基本配方：清水+（0.7%～1%）NaOH+（3%～5%）高温抗盐降失水剂多元共聚物+（5%～8%）降滤失剂改性酚醛树脂+1%抗高温降失水剂改性天然树脂复合物+（1%～2%）KCl+（1%～2%）有机盐+（1%～2%）沥青质封堵剂+（4%～5%）特殊润滑剂+重晶石粉。

4.3.3 钻井液性能优化

1）石炭系黄龙组气层为采空区，地层压力系数低，设计钻井液密度高限1.20 g/cm3，采用新配密度1.20 g/cm3的聚磺钻井液300 m3进行专层专打。新胶液配方：高温抗盐降失水剂多元共聚物∶降滤失剂改性酚醛树脂∶降滤失剂抗盐聚脂物∶NaOH=3∶5∶1∶0.5，膨润土浆为：原矿土∶Na2CO3∶NaOH=10∶0.25∶0.25，充分水化后，按胶液：膨润土浆=1∶1混合均匀，调整其性能为密度1.20 g/cm3、黏度45 s、静切力0.5 Pa（10 s）和3 Pa（10 min）、中压滤失量5 mL、高温高压滤失量8 mL、pH值10。

2）黄龙组钻穿后将原井浆密度使用胶液稀释至1.72 g/cm3，根据情况加入适量水化好的膨润土浆，控制膨润土含量15～20 g/L，调整钻井液性能为：密度1.72 g/cm3、黏度45 s、静切力1.0 Pa（10 s）和5.0 Pa（10 min）、中压滤失量3.0 mL、高温高压滤失量8.0 mL、含砂量0.3%、pH值10.5，膨润土含量17.8 g/L。

4.3.4 现场应用维护

1）钻穿黄龙组后，采用胶液配方为KCl∶有机盐∶高温抗盐降失水剂多元共聚物∶降滤失剂改性酚醛树脂∶抗高温降失水剂改性天然树脂复合物∶NaOH=（1～2）∶1∶3∶（5～8）∶1∶（0.5～1），均匀维护胶液配方比例，控制高温高压滤失量在8.0 mL以内，配合沥青质封堵剂、特殊润滑剂和防塌润滑剂，提高油含至4%以上，改善泥饼质量，强化封堵润滑性，根据井下情况合理调整钻井液密度。

2）小河坝组钻遇气侵，提高钻井液密度至1.84 g/cm3后恢复钻进，因邻近石炭系低压气层，承压试验只做到1.80 g/cm3，井漏和压差卡钻风险大，因此提升钻井液密度过程中按循环周加入0.5%随钻堵漏剂，提高地层承压能力。采用的胶液配方为KCl∶有机盐∶高温抗盐降失水剂多元共聚物∶降滤失剂改性酚醛树脂∶NaOH∶抗高温降失水剂改性天然树脂复合物=1∶1∶3∶（5～8）∶0.7∶1，均匀补充维护胶液配方比例，可按循环周往井内加入1000 kg降滤失剂改性酚醛树脂、300 kg高温抗盐降失水剂多元共聚物、500 kg抗高温降失水剂改性天然树脂复合物提高钻井液高温稳定性，控制高温高压滤失量在8.0 mL以内。配合特殊润滑剂和防塌润滑剂，改善泥饼质量，提高润滑性能，降低压差卡钻的风险。志留系气测显示段较多，维持pH10.5～11.0，预防地层硫化氢污染。

3）川东地区小河坝组以下层位无地质、工程上的参考资料，FT1也是川东地区首次使用水基钻井液钻穿龙马溪组和五峰组的定向探井，无有效技术资料做对比，按其他区块龙马溪组和五峰组页岩段易水化垮塌的特点，本井段以降滤失剂改性酚醛树脂、高温抗盐降失水剂多元共聚物、抗高温降失水剂改性天然树脂复合物为主要抗高温降滤失剂、流型调节剂，配合适量的抗复合盐高温降滤失剂聚合物，严格控制高温高压滤失量（8.0 mL以内）、中压滤失量（3.0 mL以内），降低失水渗透，减少虚厚泥饼，以沥青质封堵剂、特殊润滑剂和防塌润滑剂增强封堵润滑性能，间断配合适当的固体润滑剂玻璃微珠，提高润滑性，改善泥饼质量，减少钻具与井壁的摩擦力，提高定向效率，适当提高钻井液黏度、切力，确保钻井液具有良好的悬浮、携砂能力，工程上配合对增斜井段和狗腿度较大的位置多拉划，消除台阶，破坏岩屑床，保持井眼规则通畅，有效减小扭矩波动，达到稳定井壁的效果，很好地完成了地质取心目标和顺利完钻。

5 应用效果

该套优化后的钻井液技术在川东地区非标大井眼段的应用，解决了雷口坡组和嘉陵江组长井段石膏层污染、缩径和嘉陵江组盐岩溶解垮塌、非标大井眼井壁稳定性差等难题，电测显示Ø 455.0 mm井眼段（797～3 441 m）石膏层缩径率仅为0.13%，盐岩段井眼扩大率为19.7%，而FT1井段井眼平均扩大率仅2.8%，远低于钻井工程设计本段井眼平均扩大率不高于10%的要求，保障了非标大井眼井龙潭组破碎地层长井段取心的安全性，克服了长井段大井眼钻进井筒容积及沿程损耗量大、钻井液性能维护难度大等难点，有效缩短钻完井周期，提高井身质量。

5.1 钻井液流变性好

FT1井主要非标大井眼井段采用有机盐聚合物钻井液钻穿沙溪庙组、凉高山组、自流井组长井段泥岩地层和采用有机盐聚磺钻井液钻穿须家河组煤页岩地层[19]及雷口坡组、嘉陵江组长井段膏盐层时，均表现出流变性能稳定、中压和高压滤失量低、失水造壁性良好的特点（表5）。

表5 应用井FT1井钻井液性能表

表5结果表明，膨润土含量控制较低，具有弱凝胶特性[20]，随着井深和密度增加，钻井液黏度基本稳定，动切力及静切力也在合适范围内，高温高压滤失量也基本控制在8.0 mL以内，说明钻井液性能在得到转换和优化后，具有良好的流变性能、高温稳定性能和抗膏盐污染能力，很好地解决了地层造浆、煤页岩易垮塌及膏盐层污染等问题，给快速钻井提供了安全保障。

5.2 钻井液性能指标更优

与川东地区高峰场构造已钻井F18井、F007-1井对应层段钻井液性能指标作对比，FT1井主要非标井段钻井液性能指标在流变性能、中压和高压滤失量以及抗膏盐污染等方面更优，具体钻井液性能指标对比（表6）。

表6 F18井、F007-1井和FT1井实钻钻井液性能表

F18井和F007-1井在使用聚合物无固相钻井液期间，黏切波动大，中压滤失量均大于5.0 mL，在使用聚磺钻井液钻遇膏盐层期间，黏切明显上涨，流变性能差，高温高压滤失量均大于10.0 mL，表现出钻井液性能稳定性差以及较弱的抗膏盐污染能力，而FT1井在钻井液体系和性能均优化后，黏切稳定，中压滤失量均在4.0 mL以内，高温高压滤失量也基本在8.0 mL以内（表6），说明优化后的钻井液具有良好的流变性能、高温稳定性能以及抗膏盐污染能力。