李必平 罗志刚 刘浩冰
江汉工程公司钻井一公司 湖北 潜江 434023
摘要：松滋油田钻井施工中普遍存在砾石层井漏卡钻、膏盐污染严重、硅酸盐体系（聚磺体系）维护困难、钻井周期长、泥浆成本居高不下等系列问题。本井施工前通过室内优化实验、现场小型实验、把控体系转化等关键节点施工等措施，提高体系悬浮携带、抑制防塌封堵润滑、抗高温等能力，首次实现水基体系进行大斜度井钻井施工顺利，刷新该地区五项钻井纪录。
关键词:松滋油田;大斜度井;钻井液体系转化;抑制防塌封堵润滑
前言：SH6-X8井是位于江汉盆地江陵凹陷南部次凹带复兴场1号断块的一口大斜度定向生产井，目的层白垩纪红花套组，实钻4280m。实钻中遇到了荆沙组新沟嘴组地层易垮掉块多，渔洋组地层可钻性差、钻头磨损快及井漏，地层承压能力低等复杂情况。本文分析总结了在该井钻井液施工中的难点和要点，实钻中采取相应技术措施及成功经验，为以后在该区块施工提供钻井液技术借鉴。[1-3]
一、钻井液体系维护重难点
1、难点提示
（1）正电胶体系转化为硅酸盐体系时如何保证井壁稳定。
（2）钻遇新沟嘴组大膏层如何防止和处理膏盐污染。
（3）硅酸盐体系转化钾基聚磺体系时如何处理钻井液稠化问题。
（4）大斜度井（83.69°）施工存在井壁失稳、岩屑床卡钻等风险。
2、关键节点
（1）转化为硅酸盐体系时主要控制搬含和维持钻井液低粘高切流变性。
（2）膏盐层前提高硅酸盐含量到5%，同时密度走设计上限。
（3）转化为钾基聚磺体系后严格控制失水＜5ml，PH值前期维持＞12，逐步降至9-10。
（4）井斜＞25°后及时增强体系防塌润滑性；同时控制动塑比0.2-0.4，加强短起下作业破坏岩屑床。井深＞3500m增强体系抗高温性；井场储备堵漏加重材料，做好防漏堵漏措施。
二、现场实钻
1、导管及一开钻井液施工（0-200m）
采用正电胶钠土浆体系。维护措施：①胶液以预水化土粉浆为主。②完钻稠浆垫底保证下套管固井顺利。
2、二开钻井液施工（200-1808m）
（200-684m）井段采用正电胶体防塌体系+（684-1808m）井段硅酸盐体系。维护措施：①维持一开浆高粘切钻至250m加入K-1、NPAN、KPAM等控制失水、调节流变性及抑制地层造浆。②钻至684m转化为硅酸盐体系。转化时控制PH值8-10。③进入荆沙组时提密度至1.18g/cm3，同时加入复合封堵剂等增强体系防塌封堵能力。④保持硅酸钠+KCL含量，抑制地层泥岩水化分散，搬含控制＜25.03g/l，离心机每班使用3-4h，有效控制固相。
3、三开钻井液施工（1808-4280m）
（1808-2800m）井段采用硅酸盐体系+（2800-4280m）井段钾基聚磺体系。维护措施：①1808-2800m按照硅酸盐维护处理措施进行施工。②2800m停用Na2SiO3，改用SMP、KCL、乳化沥青等维护性能。③井斜28.5°时补充抗高温抗盐润滑剂+套管减摩剂降摩阻处理。④3700m以后加入复合封堵剂等提高封堵防漏能力。3946-4003m发生渗透性井漏，及时判断并处理正确顺利完钻。⑤控制体系密度1.26-1.27g/cm3，动塑比0.15-0.30，粘度60-65s。井下正常。⑥加强净化设备使用率，工程做好短起下作业破坏岩屑床。
4、现场实验
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三、认识及体会
1、导眼（一开）井段砾石发育，坂土浆高粘切有利于悬浮携带性能。
2、正电胶体系转化为硅酸盐体系时要求维持较低般含、高粘切，转化顺利；硅酸盐体系转化为磺化体系维持PH在12左右，防止低PH下硅酸盐稠化现象。
3、本井后期体系采用套管减摩剂、高效润滑剂、复合封堵剂等有效保证体系润滑、防塌、封堵、抑制性能。
参考文献:
[1]鄢捷年.钻井液工艺学[M]山东：石油大学出版社，2012
[2]徐同台，刘玉杰，申威，等.钻井工程防漏堵漏技术[M]北京：石油工业出版社，1997，125
[3]姚倩，徐明标，由福昌.硅酸盐钻井液泥包形成的趋势研究[J]钻井液与完井液，2019,36（6）：700-704
作者简介：李必平，工程师，1974年生，现从事钻井液方面工作。