宜203井（直改平）高密度油基钻井液技术

张庆港，刘俊杰，朱成焱

（大庆石油管理局钻探集团钻井研究院，黑龙江大庆163413）

1 地质工程概况

本井四开主要钻遇志留系石牛栏组和龙马溪组，石牛栏组顶部为灰色灰质粉砂岩；上部为深灰色灰质页岩、页岩及灰色灰质泥岩夹灰色灰岩、泥质灰岩；中部为灰色灰岩；下部为灰色泥质灰岩，本区石牛栏组多被剥蚀。龙马溪组上部为灰色、深灰色页岩，下部灰黑色、深灰色页岩互层。龙马溪组的地层压力系数为1.60，地温梯度为3.24℃/100m。本井为评价水平井，四开用∅215.9mm钻头钻进至井深5801m，下入∅139.7mm 套管至井深5797m，最大井斜93.16°，井眼轨迹为三维鱼钩井，螺杆造斜，水平段旋转导向钻进，水平段长1800m。

2 施工难点

（1）目的层龙马溪组，岩性以灰色页岩为主，夹泥质灰岩和泥岩，页岩不稳定，且地质预告会钻遇两个断层，井壁失稳严重：掉块、坍塌导致阻卡、卡钻等均可能发生。

（2）本井设计密度最高2.32g/cm3，，井底温度高达140℃，水平段1800m，储备重浆密度高达2.50g/cm3，保持良好的沉降稳定性和乳化稳定性难度很大。

（3）在高温、高密度情况下，如何保持泥浆合理的流变性和携岩洗井能力也是难点。

3 室内评价实验

基浆配方：白油（240mL）+乳化剂HFMO（6%）+有机土HFEL（1%）+降滤失剂油溶性树脂HFLO（5%）+氧化钙（4%）+氯化钙盐水60mL（33%浓度氯化钙）。

3.1 沉降稳定性

沉降稳定性可以用沉降因子衡量，一般认为沉降因子不大于0.52，都是可以接受的。将基浆分别加重到 1.40g/cm3、1.9g/cm3、2.5g/cm3，12000r/min 高 搅30min 后入老化罐，温度120℃老化16h 后测量其流变性能，静置24h后评价其沉降稳定性。静态沉降因子Sf的计算式如下：

式中：ρt——钻井液液柱顶部的密度；

ρb——钻井液液柱底部的密度。

由表1 可以看出，在模拟井温的条件下，加重后的3 个样品沉降稳定性均良好，沉降因子均小于0.52，特别是密度2.5g/cm3的重浆，沉降因子为0.5，说明钻井液上下层密度完全一致，完全无分层，可以满足钻井液长时间静止时各种作业的要求。

3.2 乳化稳定性实验

高密度油基泥浆固相含量高，特别是钻进后期有害固相大量侵入泥浆的时候，很容易造成油基泥浆体系破乳失稳，所以保证其良好的乳化稳定性是至关重要的。破乳电压是衡量油包水乳化钻井液的一个关键指标，一般要求达到400V以上。

表1 沉降稳定性评价

用重晶石粉浆将前述基浆（乳化剂加量渐变）加重到 1.40g/cm3，8000r/min 高搅 30min 后入老化罐，温度120℃老化16h 后评价其乳化稳定性，试验数据整理见图1。

图1 乳化剂加量和破乳电压关系曲线图

由图1 可以看出：随着乳化剂加量的增加，破乳电压值会随之增加，曲线中间有一个相对平缓段，综合考虑成本问题，我们认为乳化剂加量6%是合理的。

4 现场应用

4.1 高密度油基钻井液的现场配制

（1）清淘干净循环罐及管线，做好替浆时油基钻井液返出后，快速清淘尖嘴罐、过渡槽的准备。

（2）钻井液循环系统所有的密封连接、闸阀的橡胶件、高压管线、水龙带及泥浆泵活塞，全部更换为耐油件。检查固相控制设备、加重泵、剪切泵和所有搅拌器，确保正常运行。

（3）将基础油加入配制罐中，开启搅拌器，从加料泵漏斗处按配方顺序分别加入乳化剂、有机土、降滤失剂、石灰等，加料结束后，循环剪切120min 以上。

（4）配制浓度33%氯化钙水溶液并充分搅拌，待完全溶解后，缓慢加入到上述的基础油中，再循环剪切120min以上。

（5）对于易坍塌地层，应优选并加入1.0%～2.0%封堵剂YH-150，并根据现场实际情况，在后期钻进过程中适当调整加量。

基浆配好后，要经过钻井泥浆泵，走地面充分循环，待药品完全溶解，钻井液性能均匀。取样性能如表2所示。

4.2 现场维护处理和应用效果

表2 新配成钻井液性能

4.2.1 总体维护思路

调控破乳电压，可通过补充乳化剂或充分搅拌、循环、反复剪切，保持破乳电压相对稳定；调整流变性，可通过调节油水比、添加乳化剂、流型调节剂、改变碱度等方式进行维护；调整滤失量，可通过加入降滤失剂、提高乳化稳定性来维护；强化封堵性，维持钻井液中纳—微米级封堵剂浓度；提高钻井液密度时，应同时补充基础油、乳化剂等，维持体系的整体性能；补充钻井液量时，应按井浆性能要求配制相应的钻井液性能的所需量，循环周加入；固相控制：按照净化要求进行钻井液固相控制，振动筛布230 目，以控制低密度固相含量。加强振动筛漏砂监测，发现漏砂现象及时查找原因进行整改；钻进过程中，观察岩屑返出及井下状况，若发生掉块或有垮塌迹象，及时调整钻井液性能，特别是封堵性，必要时可提高钻井液密度；井眼清洁，大斜度及水平段钻井期间，排量不低于30L/s；接立柱前应保持钻进转速和排量，转动钻具循环不少于10min，待扭矩平稳后上提钻具；起钻前，根据不同井深，循环时间大于4 倍迟到时间，充分循环后，井下仍出现携砂不良，可采用钻井液段塞清扫井眼。

4.2.2 乳化稳定性

电稳定性是油包水乳状液首先应具备的基本性能，破乳电压是衡量乳化稳定性的主要指标，宜203 井（直改平）在四开正常后，破乳电压始终维持在600V以上，显示出良好的乳化稳定性。随着钻井的进行，钻井液的乳化剂随着岩屑的携带，地层水侵入，以及为调整油水比加入氯化钙水等降低，需及时向井内补充乳化剂。需要注意的是，体系的乳化稳定性不仅仅表现在电稳定性读值上，更应注意观察钻井液滤液，如果滤液出现游离水相，则表明体系呈现出了不稳定性，应提高乳化剂加量。无论向井内循环加重，亦或是罐面配重浆，在加石粉的同时，都应补充适量一体化乳化剂，以保证乳化润湿效果。

4.2.3 温高压滤失性

油包水钻井液具有较低的滤失量，这主要是因为钻井液中亲油胶体在井壁上的吸附和沉淀可形成致密泥饼，同时也是由于分散在油中的乳化水滴在通过井壁微孔时的贾敏效应造成的。本井在四开侧钻后，HTHP（130℃）失水保持在2mL 以内。影响钻井液滤失量的两个主要因素是乳化稳定性和亲油胶体的含量，两者会从每天的实验数据和现象中体现出来：如果油包水钻井液的破乳电压明显降低，而且降滤失实验得到的滤液中油水并存，说明乳化稳定性遭到破坏，此时应及时补充乳化剂和润湿剂的量，以尽快恢复其乳化稳定性；同时还要每天观察实验所得的滤饼，可将滤饼撕开，仔细观察其断面，如果发现泥饼发虚，不致密，有微小孔隙，说明钻井液中亲油胶体含量偏低，此时则应该及时补充亲油胶体，诸如有机土、降滤失剂、封堵剂等。

4.2.4 井壁稳定

川渝地区页岩气地层粘土矿物含量高，基本不含蒙脱石、少量或不含伊/蒙混层。由于页岩强亲油，油基钻井液在页岩微裂缝及裂缝中润湿角小，页岩应力强度因子高，井壁围岩裂缝容易扩展，不利于稳定井壁。油基钻井液封堵能力不足（强度不够）时容易出现“井壁失稳—提高密度—短暂稳定—加剧滤液侵入—坍塌恶化”的恶性循环，现场密度越提越高、井壁稳定性越来越差，井壁掉块、卡钻难题较为突出。本井水平段龙马溪组先后钻遇两个断层（见图2），保持井壁稳定难度更大。现场主要通过不定时向井内泵入3～5m3封堵浆的形式来稳固井壁，同时严格控制高温高压滤失量。从而达到了良好的封堵微裂缝，保持井壁稳定和防漏的效果。封堵浆配方：3%细目碳酸钙+2%的改性沥青+1%的石墨。

图2 龙马溪组断层示意图

4.2.5 流变性与井眼清洁

良好的钻井液性能，特别是合理的流变性能与流态，是保证井眼清洁的关键。全井钻井液性能见表3。本井自四次开钻至完井，动塑比始终保持在0.15Pa/mPa·s 以上，保证钻井液具有良好的流变性和携岩能力，防止沉砂卡钻，控制钻井液的触变性，避免过高的触变性所导致的在斜井底边处不动区范围内形成岩屑床。同时配合适当的工程措施，如保证返屑所需要的循环排量，坚持短起下钻破坏岩屑床等。根据油包水乳化钻井液中各组分对钻井液流变性的影响机理，结合本井实际情况，我们主要采用如下方法来调整其流变性参数：①当需要增加粘度、切力时，适当降低油水比，同时适当增大有机土、改性树脂沥青YH-150等亲油胶体的用量，这样就增加了钻井液的结构切力。②若粘度过高，及时判定粘度增高的原因，降粘的最好方式是通过提高基础油的加量改变油水比的方式进行调整，并同时补充乳化剂和适量的石灰，以保持钻井液性能的稳定。③用好固控设备，尽可能及时地清除钻井液中无用固相，这一方面可以有效降低塑性粘度，另一方面可以提高动塑比，从而保证有效携岩洗井，避免岩屑在井底重复切削、研磨（见图3）。④当发现钻井液有性能变差的趋势时，及时配制性能相反的新浆，加入井内，从而实现对钻井液性能的有效调控。改善钻井液流变性，提高携岩能力，避免形成岩屑床，起下钻前采取低粘度、高粘度钻井液间隔清扫。

5 结论与建议

图3 岩屑成型度和返砂效果

表3 全井钻井液性能

（1）本井在钻进和完井过程中，起下钻顺利，无阻卡显示，没有形成岩屑床，完井电测一次成功。该配方钻井液具有乳化稳定性好、重浆不沉淀、稳定井壁和洗井能力强等优点，能够满足川渝地区水平钻井的施工需要。

（2）该配方钻井液在宜203 井（直改平）的成功应用，表明大庆泥浆完全能够服务川渝地区气井水平井钻井施工，无需寻求第三方泥浆服务。

（3）本井成功的另一个必须指出的关键是：良好的四级固控和满足施工要求的成本投入。这与某些油田不重视四级固控，几乎无限制地强调成本节约，而忽略施工风险的做法形成鲜明对比。

（4）尽管本井泥浆总体非常成功，但该体系仍有需完善之处：川渝地区钻井现场所用油基钻井液有害固相含量约为4%～6%，其尺寸多为微米—亚微米级，固控设备无法彻底分离，有必要引入絮凝剂清除亚微米固相。通过有机土和油水比调流变性有诸多弊端，比如会导致表观粘度和塑性粘度超标，因此有必要引入提切剂提高旋转粘度计6转读数，以保证返砂效果。