富源201–3X超深定向井钻井液技术

邱春阳，王其星，杨世鑫，张翔宇

（中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257000）

富源201–3X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起南斜坡，是富源201断裂带北段的第一口定向井。该井设计斜深7 233.00 m，垂深7 155.00 m，实际完钻斜深7 181.00 m，垂深7 161.47 m。目的层为一间房组，钻探目的是建成一定的产能，提高储量控制程度，落实构造、储层、流体分布，为油气藏开发方案的优化调整提供依据。

该区块地质构造复杂，前期钻进过程中，使用聚磺防塌钻井液体系，该体系的抑制性和封堵性弱，致使起下钻过程中阻卡严重，而且给储层带来一定损害，钻井液技术实施难度大。使用钾胺强抑制防塌钻井液体系，配合相应的现场维护处理工艺，顺利钻至目的层，试油效果好，达到了优质高效钻井的目的。

1 地质工程简况

富源201–3X井所在区块二叠系及奥陶系断层发育。地层自上而下发育第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系。富源201–3X井采用三开制井身结构。一开采用φ406.4 mm钻头钻进至井深1 504.5 m，下入φ273.05 mm套管至井深1 504.50 m；二开采用φ241.30 mm钻头钻进，至井深6 820.00 m开始造斜，钻至井深7 083.00 m中完，下入φ200.03 mm技术套管至井深7 080.89 m；三开采用φ152.40 mm钻头钻进至井深7 181.00 m完钻，裸眼完井。

2 钻井液技术难点

（1）上部地层胶结疏松，压实性差，机械钻速快，使用φ406.40 mm钻头钻进，产生的岩屑量大。如果钻井液体系不能及时将岩屑携带出井眼，会造成钻头重复破碎，降低钻井时效。

（2）白垩系发育砂岩和泥岩互层。泥岩吸水后膨胀分散，造成缩径，导致起下钻阻卡。砂岩渗透性强，吸水后胶结强度低，导致其上覆的泥岩因失去支撑而垮塌，最后造成连锁垮塌。

（3）二叠系断层发育，地层破碎，火成岩和凝灰岩硬脆，施工中易发生硬脆性垮塌和破碎性垮塌；地层发育复杂孔隙，施工中容易发生井漏。邻近的3口井均发生了井漏，平均漏失钻井液200 m3以上，滞缓勘探与开发进程。

（4）三叠系发育大段泥岩，泥岩地层中胶结物为黏土矿物，黏土矿物吸水后，地层胶结强度降低，在外力作用下容易发生错动，造成井塌。

（5）二开裸眼段长达5 500.00 m，裸眼段上部地层和下部地层岩性差异大，地层压力不同，钻井液维护和处理方式不同。同时，裸眼段长，施工周期长，裸眼段受钻井液浸泡时间长，井壁稳定难度加大。

（6）奥陶系发育断层，地层裂缝和孔隙发育，施工中易发生漏失。采用φ152.40 mm钻头钻进，环空间隙小，井底环空压耗大，加剧了井漏的风险。

3 钻井液体系

3.1 基本性质

（1）抑制性强。能够抑制泥页岩中黏土矿物的水化膨胀及分散，保持地层岩石的原始强度，防止井壁坍塌。

（2）封堵性好。能够对地层孔隙及裂缝进行封堵，特别是对断层和破碎带进行封堵，保持井壁稳定。

（3）润滑性好。能够降低定向钻井过程中产生的摩阻和扭矩，保证起下钻顺畅，防止发生阻卡等复杂情况。

3.2 处理剂的选择

调研国内超深井[1–6]钻井液技术，考察国内外先进钻井液体系[7–12]使用情况。根据钻井液体系选择要求，针对富源201–3X井地层岩性特点及钻井液施工技术难点，选择胺基聚醇和KCl作为钻井液体系的抑制剂，钾胺强抑制防塌钻井液体系是在胺基高性能钻井液体系中加入KCl而形成的高效抑制钻井液体系。KCl 中的 K+水化半径大小与黏土矿物晶层间距相当，因此，K+可以嵌入黏土矿物的晶层之间，阻止水分子进入晶层[13–14]。胺基聚醇不但能够嵌入黏土晶层间，还能够在压差下进入地层孔隙和微细裂缝，稳定井壁，保护储层[15–16]。选择磺化沥青和超细碳酸钙作为封堵剂，采用柔性粒子和刚性粒子相结合，能够有效封堵地层孔隙和微细裂缝，提高井壁稳定效果；选择白油润滑剂增强体系的润滑性，白油润滑剂由小分子油复配而成，本身运动黏度低，加入后不会随着温度降低而导致钻井液变稠，对钻井液流变性不会产生太大影响[17–19]。

3.3 配方

优化钻井液体系配方，最后得出钾胺强抑制防塌钻井液体系配方为：（3.0%～5.0%）膨润土+（0.5%～1.0%）烧碱+（0.3%～0.4%）聚丙烯酸钾PAM+（0.5%～1.5%）胺基聚醇+（5.0%～10.0%）KCl +（2.0%～4.0%）磺化酚醛树脂SMP–2+（2.0%～4.0%）磺化褐煤SPNH+（2.0%～5.0%）磺化沥青+（2.0%～5.0%）超细碳酸钙+（0.5%～1.5%）抗高温乳化剂+（3.0%～5.0%）白油润滑剂。

4 现场钻井液施工工艺

（1）采用8.0%膨润土浆开钻，使用胶液（配方：0.3% NaOH +0.4%KPAM+0.8%胺基聚醇）维护钻井液性能。至2 600 m左右，加入KCl和聚磺处理剂，Cl-浓度控制为25 000～28 000 g/L，增强钻井液的抑制能力，防止泥页岩水化。

（2）上部地层（0～2 000.00 m），钻井液采用低黏、低切及低固相流型钻进，辅助工程高排量，适当冲刷井壁，提高机械钻速。钻至2 000.00 m深度后，适当提高钻井液黏度和切力，控制钻井液流型为层流，在保证悬浮携带岩屑的基础上，合理控制钻井液流变性，防止产生过大环空压耗造成井漏。

（3）用磺化酚醛树脂和褐煤树脂控制钻井液滤失量。上部地层放宽钻井液滤失量的控制，钻至2 600.00 m时，中压滤失量逐渐降低至8 mL左右；钻至井深5 000.00 m后，中压滤失量控制在5 mL以内，高温高压滤失量控制在12 mL以内，可减缓泥页岩水化。

（4）上部地层钻进过程中加入超细碳酸钙，封堵疏松地层。进入二叠系后，一次性加入2%磺化沥青和3%超细碳酸钙，使钻井液能够在井壁上形成薄而致密的泥饼，封堵地层孔隙和微细裂缝。定期混入预水化膨润土浆，在保证钻井液体系流变性稳定的基础上，提高泥饼质量，提高钻井液的封堵能力。

（5）钻进中注意观察起下钻摩阻和转盘扭矩变化情况。当摩阻和扭矩增大时，通过短起下钻，刮掉粘附在井壁上的虚泥饼，钻至井深5 000.00 m后，加入1.0%白油润滑剂；造斜前，一次性加入2.0%白油润滑剂，并随着井斜的增大而增加其含量，保证钻井液体系的润滑性，降低摩阻和扭矩。

（6）根据地层压力监测和振动筛返砂情况逐渐提高密度，密度控制在设计下限。到三叠系时，密度逐渐提高至设计上限，依靠钻井液液柱压力平衡地层坍塌压力，防止长裸眼井段垮塌。

（7）合理使用固控设备，四级固控设备使用率达到100%。钻至井深2 600 m后，振动筛、除砂器和除泥器使用率保证100%。间断开动离心机，去除体系中低密度劣质固相，保证流变性稳定。

（8）工程上，坚持划眼和短起下钻制度。每钻完一个单根进行划眼，每钻进200.00 m进行短起下钻，发现遇阻反复活动钻具，直到畅通后方可上提或下放。控制起下钻速度，防止产生过大的激动压力而造成井壁失稳。

（9）完钻后，进行短起下钻。下钻到底后，充分循环钻井液，配制高黏切钻井液净化井眼。待振动筛无返砂后，配制润滑封井浆封井，保证后续作业顺利。钻井液性能控制情况见表1。

表1 钻井液性能控制情况

5 结论和建议

钾胺强抑制防塌钻井液体系抑制性强，封堵性好，解决了白垩系砂泥互层导致的井塌难题；解决了二叠系大段泥页岩水敏性垮塌的难题，施工中井壁稳定，起下钻畅通无阻。

（1）钾胺强抑制防塌钻井液体系流变性好，悬浮携带能力强，辅助工程措施，岩屑能够及时被携带出井眼，振动筛返砂正常，返出的岩屑棱角分明，分选性好，无二次研磨痕迹。

（2）中完及完井作业过程中，电测一次到底，下套管一次到底，二开5 500.00 m长裸眼井段中完作业中，电测及下套管摩阻低，井身质量好。完井电测显示，井身质量为优秀。二开5 500.00 m长裸眼井段，井径平均扩大率仅为9.92%；三开斜井段井径平均扩大率为9.74%。全井平均机械钻速为5.39 m/h，钻井周期159.29 d，完井周期为164.96 d，取得了优快钻井的效果。

（3）全井发现油层5层，累计18 m。试油结果显示，3 mm油嘴放喷，日产油68.52 m3，日产气5 556 m3，取得了良好的试油效果。

（4）二叠系和奥陶系断层发育，且处于长裸眼井段，必须保证钻井液体系的封堵性，合理调整钻井液密度，以确保井壁稳定所需的力学平衡。