王 君，彭 磊，许桂莉，蒋 卓，舒福昌
（1.川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司，四川成都 610056；
2.川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川成都 610052；
3.长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434000）
川渝地区深层油气勘探开发层系处于叠合盆地下构造层，随着勘探目标地层埋深增大，钻井需要穿越多套不同类型地层系统，导致深层工程地质环境复杂[1]。其复杂的岩性和压力，导致同一裸眼井段各种不同类型地层互存和多套压力体系互存[2-3]，同时，根据生产需求而设计的大尺寸井眼，进一步提高了钻井液的应用难度。根据川渝地区地层特点，对现场钻井液进行系统优化，提出分层设计维护理念，形成了一套适合该区块大尺寸长裸眼井段的钻井液技术及施工工艺，有效解决了大尺寸长裸眼井段的井眼清洁、漏失、压差卡钻及井壁稳定等问题，为后续该区块的钻井作业提供良好的借鉴作用。
1.1 井眼清洁问题
大尺寸井眼设计，钻屑上返的环空间隙大。相同排量条件下，钻井液的环空返速较低，导致钻井液携岩困难，容易引起井眼清洁问题，形成岩屑堆积，发生阻卡和沉沙卡钻。
1.2 漏失损耗
川渝地区目标区块部分井段异常高压，同一裸眼井段压差大。在高压差条件下，渗透性好的地层，钻井液维护困难，损耗大，并且井眼越大，损耗越严重。
1.3 高压差黏附卡钻问题
在高压差条件下，渗透性好的地层，易形成虚厚泥饼，孔隙压力更容易向地层传递，容易发生压差卡钻。同时，大尺寸长裸眼井段，钻具与井壁接触面积大，也增加了压差卡钻的概率和严重程度。
1.4 钻井液污染问题
钻遇含盐膏地层的钻井液体系为高密度钻井液体系。钻井液体系固相含量高，钻井液污染后，体系中的胶体粒子和固相微粒受钙离子影响，发生聚集和絮凝，导致钻井液流变性失稳，封堵能力大幅下降，从而引起钻井液的损耗、卡钻、井壁失稳等一系列的钻井工程事故的发生。
2.1 钻井液体系稳定性优化
室内对现场钻井液体系进行了盐膏层污染模拟实验，评价结果如表1和图1所示。
图1 盐膏污染后高温老化开罐及HTHP失水后泥饼状态
表1 钻井液体系抗盐膏污染实验
钻井液体系配方：2%原矿土浆+0.5%NaOH+0.5%KPAM+0.5%护胶剂+0.8%降滤失剂+4%磺化酚醛树脂+3%沥青类封堵剂+2%润滑剂+10%KCl+15%有机盐+重晶石（2.0g/cm3）
从以上实验数据来看，钻井液加入污染物滚后，出现絮凝/胶凝成块现象，同时黏度大幅降低，失水大幅增加。进一步解释了现场钻井液在钻遇盐膏地层后，出现的钻井液损耗、井眼清洁、压差卡钻等复杂情况的产生原因。
从实验评价结合现场复杂情况来看，钻井液体系失稳是导致井眼净化、漏失、卡钻及井壁失稳等复杂的根本原因。因此，钻井液优化首先要解决钻井液体系的稳定性。对此室内在现场钻井液体系中引入抗温抗钙聚合物HTP，形成有机盐聚磺防塌钻井液体系，来解决钻遇盐膏层后的钻井液稳定性问题。具体优化配方及实验情况如表2所示。
优化后钻井液体系配方：2%原矿土浆+0.5%NaOH+2.5%抗温抗钙聚合物HTP+4%磺化酚醛树脂+3%沥青类封堵剂+2%润滑剂+10%KCl+15%有机盐+重晶石（2.0g/cm3）
从以上实验数据来看，引入抗温抗钙聚合物HTP，优化后的钻井液体系在模拟盐膏层污染条件下，表现出稳定的流变性和失水控制能力，满足现有长裸眼井段钻遇地层的需求。
2.2 流变性性能控制
由于大尺寸井眼的特殊性，钻井液的流变性确定不同于常规井眼。在大尺寸井眼条件下，高返速和高黏切会导致环空压耗增大，增大现场施工难度。根据钻井液与岩屑携带的影响规律研究[4-5]，钻井液密度及钻井液流变性是影响钻井液携带的主要因素。为了进一步提高水利功率的利用效率，上部常规密度井段，适当提高黏切，提高携岩能力；
下部高密度井段，使用低黏切钻井液，提高环空返速，提高携岩能力；
根据现场施工参数，当携岩指数≥1.5，具备良好的携岩效果。
2.3 滤饼质量优化
大尺寸长裸眼井段的漏失、井壁失稳以及压差卡钻问题的根本原因是钻井液体系与井壁间形成的泥饼不能满足现有地层的封堵性能。对此，针对长裸眼井段的不同地层渗透孔隙，模拟100~3 000mD砂床，研究了不同粒径的复合封堵剂，来优化滤饼质量。通过对比，当体系中复合封堵剂PL含量达到5%时，可以实现渗透性地层全封堵，滤饼封堵承压能力提高到8MPa，达到应用要求。
钻井液现场应用通过分层维护，逐步一体转化进行。
上部压力密度控制在1.2~1.5g/cm3井段，用常规的KCl聚合物钻井液体系。下部压力密度控制在1.6~2.3g/cm3井段，将KCl聚合物钻井液体系直接转化为优化后的有机盐聚磺防塌钻井液体系。
3.1 Φ660.4mm井段（100~700m）
使用KCl聚合物钻井液体系钻进（钻井液配方：5%土浆+0.8%KPAM+10%KCl+0.5%石灰），保持大排量携砂，根据井下情况通过间断稠浆举砂保证井眼清洁。
3.2 Φ455mm井段（1 000~2 500m）
（1）使用KCl聚合物钻井液体系钻进，补充护胶剂、小分子降滤失剂、复合封堵剂PL及润滑剂，优化性能。钻进过程中控制切力在10Pa，动塑比≥0.3，提高钻井液携岩能力，保持井眼清洁。
（2）侏罗系上部泥岩互层，钻井液以包被抑制性为主，KCl含量10%，包被剂含量1%，小分子聚合物控制失水。
（3）侏罗系下部区域性垮塌层，提高密度到1.53g/cm3，提高复合封堵剂PL浓度到3%，提高地层的承压封堵能力。
（4）钻井液性能控制：密度1.07~1.25g/cm3、黏度35~45s、YP≥10Pa、API滤失量≤8mL、滤饼厚度≤5mm ；
密度1.25~1.53g/cm3、黏度45-65s、YP ≥10Pa、API滤失量≤5mL，滤饼厚度≤5mm。
3.3 Φ333.4mm井段（2 500~6 000m）
（1）进入高压地层前，将钻井液直接转化为有机盐磺化防塌钻井液体系，提高密度到2.03g/cm3，进入盐膏层前，对井浆进行抗污染预处理，控制膨润土含量小于10g/L，使用抗温抗钙聚合物HTP，保持钻井液的抗温抗污染稳定性。
（2）胶液配方为：清水+0.5%NaOH+2%抗温抗钙聚合物HTP+3%~5%磺化沥青+4%~6%磺化酚醛树脂+0.5%~1%CaO+5%~10%KCl+5%复合封堵剂PL+15%有机盐+3%~5%润滑剂，钻进中保持钻井液低黏切特点，合理利用水利作用力，提高井眼清洁能力。
（3）钻井液钻遇盐膏层后，进行氯离子监测。根据井浆中氯离子含量，合理使用KCl。钻井液中保持200~500mg/L的钙离子浓度，以增强钻井液抗酸性气体污染能力。
（4）井深＞4 000m后，维持复合封堵材料加量在5%、润滑剂加量在5%，提高钻井液体系封堵能力和润滑能力，优化滤饼质量，减少高压差下渗漏型地层的漏失，降低压差卡钻风险。
（5）钻井液性能控制：密度1.87~2.13g/cm3、黏度45~65s、初切2~8、终切5~20、API滤失量≤5mL，HTHP滤失量≤10mL、滤饼厚度≤5mm、膨润土含量10~20g/L、摩阻系数≤0.15，pH保持在9.5~11。
1）现场通过流变性调控，解决了大尺寸井眼的井眼清洁问题，举砂、阻卡现象较邻井明显降低。
2）优化后的钻井液体系抗盐膏层污染能力强，在钙离子量达到2567mg/L条件下，没有出现钻井液性能大幅恶化情况。
3）钻井液密度提高到2.0g/cm3以后，控制复合封堵加量在5%-8%含量，钻井液封堵能力明显提高，没有出现漏失和垮塌掉块现象。
4）钻井液损耗明显降低，较邻井降低损耗70%；
井径平均扩大率为8.63%，表现出良好井壁稳定能力。
1）针对目标区块通过提高钻井液体系抗温抗钙能力，保持钻井液体系的胶体稳定性，是钻井液性能调节优化的基础，是解决的钻井液携岩、封堵的关键技术。
2）现场充分利流变性调节，来提高钻井液携岩能力。低密度条件，保持较高动切力和动塑比；
高密度条件，保持低黏切特性，降低环空压耗，提高环空返速。
3）大尺寸长裸眼井段钻井液用量大，通过钻井液体系一体转化，降低钻井液损耗的同时提高钻井时效，进一步降低整个钻井作业的综合成本，提高经济效益。
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