王 滨
胜利石油工程黄河钻井总公司
摘要：莱78区块位于济阳坳陷东营凹陷青南洼陷陡坡带莱78块。完钻层位沙四下。为了开发沙四上段油藏。本区块具有裸眼段长钻井过程中易糊井眼、防碰难度大、斜井段长井斜较大易粘卡、沙三下沙四段易坍塌掉块、沙四段易盐水侵等施工难点。通过本技术措施，成功的克服了以上施工难点，实现了本区块的优快钻井。
关键词：防糊井眼；坍塌掉块；抑制防塌
一、岩性分析
垂深800米以上为黏土及胶结疏松成岩性差地层；800米～1700米为砂泥岩互层，可钻性强；1700米～2700米为大段泥岩加薄层砂岩，可钻性强，沙三段2030米～2700米泥岩段防塌；2700～3270米为不等厚泥砂岩互层，井底底层有盐水层，本段砂层为本区主力油层。
二.全井重点提示
1.本井裸眼段长，钻井过程中注意防糊井眼。
2.沙三段沙四段防坍塌掉块。
3.沙四段防盐水侵。
4.斜井段长，井斜较大，防止粘卡。
三.钻头选型
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四.分井段钻具组合
1.直井段、定向、稳斜：
第一趟钻601.00米～3400.00米
215.9mm4F-PDC+172mm5级5头双扶动力钻具1°30′（Φ210近钻头偏心块/Φ210动力钻具顶端扶正块）+板式浮阀+411*4A10+159mm无磁钻铤+4A11*410+MWD+411*4A10+159mm钻铤1根+4A11*410+127mm加重钻杆18根+127mm钻杆(距钻头2100米随钻接ф210修壁器)
第二趟钻3400.00米～完钻
215.9mm5F-PDC+172mm5级5头双扶动力钻具1°30′（Φ206近钻头偏心块/Φ212动力钻具顶端扶正块）+板式浮阀+411*4A10+159mm无磁钻铤+4A11*410+MWD+411*4A10+159mm钻铤1根+4A11*410+127mm加重钻杆18根+127mm钻杆(距钻头2600m接ф210修壁器、距钻头1300m接ф210修壁器)
2.井眼质量控制：
（1）一台泵缸套为180mm，一台泵缸套为170mm。
（2）二开215.9mm井眼601米以后排量控制在1.8m3/min以上。
（3）二开2100米时接入钻杆修壁器；第一次短起下时距钻头2200m加入微扩眼器。第二趟钻时距钻头2600m接ф210修壁器、距钻头1300m接ф210修壁器，微扩眼器保持在馆陶组中部。
（3）215.9 mm井眼测斜时排量降至1.6m3/min，测完斜恢复排量1.8m3/mim以上。
（4）短起下原则：
第一次短起下为钻井液定性处理完后100m左右进行短起下，钻井液定性处理后根据井下情况，每200～300米左右进行短程起下钻，钻进400～600米进行不少于600～800米的长程短起下钻；钻时慢每36h左右进行短起下作业。
3.二开完钻通井措施
（1）完钻后通井：
钻头+钻铤2根+212mm修壁器+127mm钻杆
本次通井分段循环下钻，分段循环井段：2000米、3000米、井底。循环时间：开泵正常后排量1.9m3/min循环周期为两个循环周，在2000米循环时可适量降低钻井液粘度、切力以清洗井眼。
五．分段钻井液处理措施
（601～1435m）钙处理钻井液
这一阶段的主要任务是严格控制钻井液固相含量，保持低粘切低固相性能，配合高钻头压降，实现最大限度的快速钻进及井眼清洁。
1、在循环罐内将一开钻井液加部分清水稀释，并加入2t CaCl2。使用低压循环,开启除砂器和两台离心机，循环处理循环罐内的钻井液,当钻井液性能达标后(ρ<1.08g/cm3，FV<29s),方可二开钻进。
2、降低排量(1.7m3/min)吊打钻进出表层套管50m，然后提至正常排量。
3、钻进中不断补充氯化钙溶液，保持强的抑制性，增强固相的絮凝效果，加速固相聚沉，使钻井液尽快达到低粘切、低固相性能状态(钻井液性能：ρ1.08-1.10g/cm3 FV 28-30s)。
(1435-2500m)氯化钙聚合物钻井液
1、1500m左右开始减少氯化钙的加入量，使用好离心机的同时可适当加入部分清水控制粘切，降低固相含量和膨润土含量。
2、补充聚丙烯酰胺含量达到0.5%，AP-1含量达到0.3%，保持体系的强抑制性(钻井液性能：密度1.08-1.10g/cm3粘度28-32s) 。
(2500-3000m)复合盐钻井液
这一阶段的主要任务是实现复合盐钻井液体系转型，适度控制滤失、进一步提高体系抑制能力，继续突出井眼清洁及快速钻进。
1、钻至2500m，先用稠般土浆10方清扫井眼一次。
2、钻进期间严格控制循环量，2500m开始替入储备复合盐体系井浆100m3。替入老浆后逐步提高体系抑制能力，并加入NaCl。
3、转型后使用护胶剂再次对钻井液巩固处理，钻井液性能：ρ:1.12～1.15, FV:33～36s, FL≤6ml。
4、复合盐钻井液的维护与处理。开启离心机控制固相含量，保持聚合物含量，润滑剂的含量2%以上，盐含量保持控制Cl-含量6-7万，流型调节以铵盐为主。
5、钻井液性能: ρ:1.15～1.20, FV:34～36s, FL ≤6ml, PV:12～18mPa.s, YP:4～6Pa, G:1～2/4～6Pa
配方：基浆+0.5%PAM+15-20%NaCL +2-3%抗高温抗盐防塌类降滤失剂+（2-3）%WNP-1 +2%CaCO3+1%铵盐（其他：SF-1、NaOH、润滑剂）
(3000-完钻)复合盐封堵钻井液
这一阶段的主要任务是确保沙三下及沙四上井壁稳定、防油气侵，以及井眼清洁防托压。
1、3000m混入般土浆8-10方，提高钻井液中优质般土含量，提高钻井液的造壁封堵性能。
2、加入封堵材料（3200m后加入2%高酸溶磺化沥青、3%不同目数的超细碳酸钙等），封堵泥页岩孔隙及裂缝。
3、正常钻进过程中，SF-4与PAM以配成胶液(每班200kg左右)，细水长流维护钻井液性能，避免钻井液性能大幅变化后集中添加处理剂。
4、3300m后失水控制小于4ml。
5、3500m加入1.5-2%SMP、0.3-0.5%DSP-2，控制钻井液的高温高压失水，混入般土浆10方，加入0.5% SF-4，调整钻井液粘切，提高抗温、抗污染能力。
6、钻井液性能
3000-3300mρ:1.20～1.25， FV:35～40s, FL→4ml, PV:12～18mPa.s, YP:6～10Pa, G:1～2/4～8Pa
3300-3700mρ:1.25～1.30， FV:38～42s, FL<4ml, PV:15～20mPa.s, YP:5～8Pa, G:1～2/6～10Pa
3700-完钻ρ:1.25～1.30, FV:50～60s,FL<4ml, HTHPFL<15ml, PV:18～25mPa.s, YP:6～10Pa, G:3～5/12～15Pa
配方：基浆+0.5%PAM+15-20%NaCL +2-3%抗高温抗盐防塌类降滤失剂+（2-3）%WNP-1 +2%CaCO3+1%磺酸盐共聚物+3%改性沥青(或磺化沥青) +3%磺甲基酚醛树脂（其他：SF-1、SF-4、NaOH、润滑剂）
7、起钻应根据地层水的污染情况，可以将钻井液密度加重至1.35左右。
8、脱压的问题：转为复合盐后泥饼质量不好，可混老浆、般土浆，可加入KFT、超钙、润滑剂起到一定的效果。
9、流型的控制：钻井液中提前加入0.5%SF-1、0.5%SF-4，防止油气污染。
完井阶段钻井液处理
这一阶段的主要任务是确保测井、下套、固井及固井质量测井顺利。
1、钻完设计井深后，应充分循环钻井液（2～3）周，搞短起下（10～15）柱并充分循环测后效，判断钻井液密度是否合适。以重塞的形式控制钻井液密度，压稳油气层。
2、电测下套前，专用封井浆
封井段（2200-井底）；用“井浆+1.5%SMP+2%润滑剂+1.5%塑料小球”封井，切力：5-8/20-25 Pa。
3、固井阶段，一是固井前适当降低粘切，调整好钻井液流变参数洗井，提高固井质量；二是防止固井质量测井遇阻。
六、现场应用情况
采用本技术措施后，莱78区块电测成功率达到100%，钻井速度有了较大提高。莱78-斜5井完钻井深3870米，钻完井周期18天22小时，钻井周期12天3小时，从二开到完钻仅用9天，平均机械钻速达到30m/h，日最高进尺1100米，创区域新指标。对比上口同台井莱78-斜6井，钻井周期提速5天16小时，钻完井周期提速8天14小时。本技术措施适合在莱78区块推广应用。