利72—斜1井钻井提速钻井液技术措施优化
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摘要：利72-斜1井是一口设计垂深4020.00米、斜深4111.77米的定向评价深井。该井技术套管下深2650米，三开裸眼段较长，存在着不同的压力层系和盐水层以及高温对钻井液的影响，易出现塌、漏、喷、卡等各种复杂或事故的发生，是影响钻井速度的重要原因。本文通过调查邻井资料，优化各个井段和工序的钻井液技术措施，针对不同的难点采取相应的钻井液性能和措施[1]，控制了复杂和事故的发生，保证了井眼畅通、井壁温稳定，使该井顺利完井。
关键词：定向深，，裸眼段长，高、低压同层，高温，高压盐水层，
中图分类号：TE242
利72-斜1井是一口设计垂深4020.00米、斜深4111.77米的深定向评价井。该井设计Φ244.5mm技术套管下深2650米，大直径钻头钻进影响进度。三开裸眼段较长，同一裸眼井段存在着不同的压力层系和盐水层；沙三、沙四段易发生塌、漏、喷、卡等各种复杂或事；深部高温对钻井液的影响容易使性能变差导致复杂的发生等重重风险。通过调查邻井资料，周围邻井有多口井发生过各种不同的工程复杂和事故，加之井较深岩石可钻性差等，使钻井施工周期长成本高。
1 钻井液方面影响钻速分析
通过调研收集邻井复杂与事故及施工周期等资料，周密详细和认真细致的分析影响钻井速度的原因，找出每一个施工工序的风险因素和影响钻速的钻井液方面的根本原因，根据本井钻井设计分析每一井段风险要素和施工难点。
1.1 二开Φ311.1mm井眼且井较深段长，明化镇组、馆陶组地层蒙脱石含量高，钻进中容易造浆则机械钻速受到很大的影响；东营组地层砂泥岩互层多，应控制好般土含量、放开滤失量、采用尽量低的粘度，否则钻速可受到较大影响；沙二段地层有较高压水层，钻井液易受到污染性能变差，使井壁不稳定发生坍塌掉块，导致井眼不畅通、划眼等阻碍了钻井进度和技套的顺利下入。
1.2 三开井段裸眼段较长，沙三上、中部压力系数相对低，而沙四段存有高压盐水层和高压油气层，易出现上漏下喷甚至卡钻的复杂或事故。
1.3 该井地质设计深部有高压盐水层，高压盐水对钻井液性能的污染，钻井液易受到破坏，性能变差，导致井下复杂或事故影响钻速。
1.4 井深地温梯度高，对钻井液的高温稳定性有更高的要求，否则，钻井液性能不稳定，导致井壁不稳定，延长施工周期。
1.5 由于该井深部高压盐水与高压油气层的存在，钻井液密度需达1.80以上，才能平衡此压力，定向点较深地层硬进尺慢，加之是一口评价井，不允许使用有荧光的处理剂，对钻井液的防粘卡有更高的要求，否则，钻速将受到较大影响。
针对以上风险要素和施工难点采取相应的技术措施，预防复杂和事故的发生，提高钻井速度。
2.1 二开井段钻井液技术措施与应用。（1）二开馆陶组以上井段选用抑制性强的无固相钻井液体系，控制过早造浆，使般土含量控制在10g/ L以下，钻进泵排量在55L/S以上，单泵不允许打钻，使这一井段的机械钻速有效提高，而且形成的井眼有一定的开放扩大性，也是预防“卡脖子”复杂情况的重要措施之一。（2）东营组井段含有砂泥岩交替互层，相对防塌不是重点，钻井液以控制般含在45～70g/ L之间，钻井液滤失量适当放开，足量加入高分子聚合物和铝胺基抑制剂，抑制粘土颗粒水化分散，控制亚微米和小于1um的胶体颗粒对机械钻速的影响等。（3）钻进入沙一底部改造体系为抑制性防塌钻井液，足量加入褐煤类降失水剂和具有抑制、封堵性的低荧光沥青类防塌剂，加量在3%-4%之间，形成良好的滤饼使井壁稳固畅滑，钻井液密度逐步提高至1.25g/cm3以上，预防沙二段水层侵污钻井液，保持性能稳定良好，避免了邻井因水侵使井壁坍塌导致划眼复杂情况。该井二开仅用12天时间就顺利的完成了2650米技术套管的施工工序。
2.2 针对三开井段，同一裸眼内不同的压力层系共存，为防止出现漏、塌、卡、喷等复杂或事故的发生，要求钻井液具有强的封堵性，有效封堵地层层理和微裂隙阻止钻井液及其滤液进入地层，达到稳定井壁、提高地层承压能力防止井漏的目的[2]。施工中采用了多元随钻封堵承压防塌防漏技术，在钻井液密度达到1.70 g/cm3时，为达到更好的防漏效果，又加入了3%的酸性膨胀堵漏剂，强化封堵隔层的承压能力提高漏失压力和破裂压力梯度，扩大安全生产的钻井液密度窗口，该井在钻开高压层时发生了溢流，在压井作业中钻井液密度最高达到1.87 g/cm3没有造成井漏，同时在后期的钻进、电测、固井等施工作业中没有发生漏失、井壁失稳现象，杜绝了复杂和事故的发生。
2.3 因沙三下以下地层含有高压盐水层，为解决钻井液的抗污染问题，优选抗盐、抗钙性强的聚硅氟醇防塌钻井液体系，采取了以下技术措施。（1）足量使用优质的聚合物和铝胺基抑制剂，强化钻井液的抑制性，严格控制膨润土含量，防止黏土颗粒细分散，保持有效般土含量控制在50-70g/l之间，钻井液中般土粒径中值在3-5um范围内。（2）三开后所使用的处理剂全部选用抗温、抗盐、抗钙性强的处理剂，如：SF降粘剂加量1%左右，SF稳定剂保持在2%以上，SMP-2 、抗盐钙聚合物降失水剂，抗盐抗钙能力强，能有效降低钻井液的高温高压失水，明显改善滤饼质量，增强钻井液的防塌和热稳定性，加量达到3%以上，KFT加量3～4%等处理剂，表现出良好抗无机盐和降粘的稳定性，并且具有超强的抗高温、高固相的能力。（3）保持衡钻进，根据井下实际适时调整钻井液密度，确保井眼内液柱压力能够平衡高压盐水、油气层压力。通过实际应用，该井钻开盐水层后，钻井液高温高压滤失量小于11mL，并且有良好的流动性和稳定性。
2.4 由于深井高温的影响要求钻井液有良好的抑制性，良好的流变性和热稳定性能够有效防止钻井液高温后稠化或高温降解和高温减稠。三开后所选用的处理剂必须是：高温稳定性好，在高温条件下不易降解，对粘土颗粒有较强的吸附能力，有较强的水化基团，在高温下有良好的亲水性，能有效地抑制粘土的高温分散作用的处理剂如：SF-1、SF-4 SMP-1、SMP-2 、KFT、ZX-8、表面活性剂等。在该井长达50余小时的测井作业中，钻井液表现处理良好的稳定性，确保了井眼稳定畅通。
2.5 由于该井是一口高密度评价井，定向段在2900米相对地层较硬，在高压下钻深井泥页岩时，钻屑颗粒吸附钻头对机械钻速的影响更大[3]，所以搞好钻井液的性尤为重要。首先优选抑制性强的高分子聚合物，使用好固控设备控制好有效的般土含量，努力清除劣质固相，在多元屏蔽承压防塌防漏技术和足量的优质钻井液处理剂的情况下，井壁能形成良好的优质滤饼，钻井液性能本身就具有较好的性，在此基础上根据滤饼磨阻系数适时加入聚醚多元醇防塌剂。聚醚多元醇防塌剂是由聚乙二醇、聚乙烯醇、聚醚、表面活性剂等多种成分组成，它的强抑制性与浊点效应具有良好的抑制泥页岩稳定井壁及性能。该井加量在5-7%，效果明显，在钻井液密度1.80 g/cm3以上时起下钻磨阻都小于100KN。电测和下套管作业中，为提高性在裸眼内封入2%+3%的塑料小球与玻璃微珠浆，由滑动摩擦变滚动摩擦进一步加强了钻井液的性，确保了各个施工工序的顺利进行。
3 应用情况与效果
该井总结和吸取了邻井施工中发生的各种井下复杂和事故的经验教训。根据地质、工程设计，优选出了适合各井段的钻井液体系和技术措施，有效预防了钻井施工中复杂和事故的发生，使得该井以钻井周期45天、建井周期55天的速度，快速优质顺利的完成了该井的施工任务，该井在井深比周围多口邻井深200多米的情况下建井周期提前28天完井，井眼畅通顺利，安全无事故减少了对储层的浸泡很好的保护了油气层，控制了复杂和事故的发生等降低了相应的成本降低了综合钻井成本获得了可观的经济和社会效益。
4 认识与建议
1） 由于对邻井钻井施工出现的复杂与事故的认识和分析，对该井每一井段钻井液技术措施认真周密细致的策划，并在钻井施工中认真落实方案，达到了良好的预期。2） 施工中对上井钻井液处理剂严格验收，做好小型试验，确保钻井液性能达到要求，即节约人力、物力和财力，又使得井下安全畅通，是提速的一重要因素。3） 建议在钻井提速施工中，钻井液滤失量要以井段或地层分层、岩性矿物来控制其大小，以井壁稳定、井下安全为衡量标准，要有的放矢，对不易垮塌的地层应放开，易垮塌的地层不能因为机械钻速的降低而不严格控制，否则井壁失稳造成的复杂或事故将大大的影响建井周期，不但得不到提速效果，而且将要投入大量的处理复杂的成本，得不偿失。
作者简介 郭良，1967年生，石油大学石油工程专科毕业。现任胜利油田钻井液工技能大师，高级技师。
参考文献
[1]屈沅治，孙金声，苏义脑.快速钻井液技术新进展[J].钻井液与完井液，2006，23（3）：68-70
[2] 徐同台，卢淑芹等.钻井液用封堵剂的评价方法及影响因素[J].钻井液与完井液，2009，26（2）：60-6
[3] 孙金声，杨宇平，安树明，等.提高机械钻速的钻井液理论与技术研究[J].钻井液与完井液，2009，26（2）：1-6