川西高庙111水平井水基钻井液技术

王忠瑾，司西强，陆为纲，孙书芳，王继海，任忠新，王华梁

1.中国石化中原石油工程有限公司 钻井工程技术研究院，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原石油工程有限公司 钻井二公司，河南 濮阳 457001

高庙111水平井是西南油气分公司在四川盆地川西坳陷新场构造带高庙子构造布置的一口套管开窗侧钻三维水平井。高庙111井二开尾管完井，已完成压裂改造，求产期间产气3 456.77 m3，根据钻探任务进度安排，基于现有地质认识和工程工艺技术对高庙111井进行开窗侧钻，侧钻点1 700 m，设计垂深2 599 m、斜深3 782 m，实际完钻井深3 540 m(水平段636.72 m)，实际侧钻井段1 700～3 540 m，裸眼段长达1 840 m，整个裸眼段包含了遂宁组、上沙溪庙组和下沙溪庙组等多套易坍塌掉块层位，井壁失稳风险大。在邻井施工过程中，遂宁组和沙溪庙组泥岩及泥沙互层频繁发生井壁失稳坍塌掉块，形成“大肚子”井眼，后期施工砂子难以及时带出，形成砂床，导致起下钻遇阻，频繁划眼，电测下套管困难，甚至对钻井安全、固井质量及后期的储层评价和开发产生了较大的影响。针对上述问题，在现场氯化钾聚合物钻井液体系基础上，引入泥页岩抑制剂支化聚醚胺[1]，提高沥青类封堵剂含量加强钻井液封堵性能，形成一种强抑制的封堵防塌钻井液体系，并在高庙111水平井进行了应用，有效解决了邻井普遍存在的井壁失稳难题。

1 地质工程概况

1.1 地质岩性描述

高庙111水平井从1 700 m开窗侧钻，钻遇遂宁组、上沙溪庙组和下沙溪庙组，实钻岩性分层描述如表1所示。

表1 高庙111井岩性分层描述

1.2 工程概况

本井是利用高庙111井进行的开窗侧钻水平井，开窗工艺采用斜向器+铣锥开窗方式，开窗确定方位要求采用陀螺测量。结合高庙111井实钻井身结构，水平段采用Φ215.9 mm钻头开窗侧钻。为提高侧钻可靠性，开窗前在封隔器以上2 350～1 941.63 m井段挤打水泥塞封堵原井眼139.7 mm套管内井段，在244.5 mm套管内1 941.63～1 600 m井段打悬挂器位置水泥塞及侧钻水泥塞，采用憋压候凝方式，在水泥塞承重试压合格后、做井筒准备工作，下扫塞钻具扫塞至开窗点以下(预留斜向器座挂位置)。刮管通井后下入斜向器至井深约1 700 m，定位后进行铣锥钻具进行开窗、修窗及试钻进5 m，然后下入常规钻具组合盲打±15 m，井筒处理合格后再换正常钻进钻具进行造斜作业。高庙111水平井井身结构如图1所示。

图1 井身结构设计示意图

2 主要技术难点

2.1 地层压力系数高

本井地层压力系数达1.8，设计钻井液密度达2.05 g/cm3，根据高庙区块邻井实钻情况，实钻钻井液密度达2.10～2.15 g/cm3。高密度钻井液固相含量高，既要求处理剂加入钻井液中具有较低的高温高压滤失量以及较好的抗污染能力，又要求钻井液具有较好的流变性及沉降稳定性，加之钻井过程中劣质钻屑积累导致钻井液固相控制更加困难，易造成钻井液黏度、切力大幅上涨且不稳定，流型调节难度大。

2.2 地层造浆严重

钻遇遂宁组和上沙溪庙组，根据邻井高沙311HF井、高庙32-1井等井的现场施工情况看，该区块地层以泥岩发育为主，地层造浆严重，易造成钻井液搬含上涨而导致钻井液黏切上涨难以控制，造成后期维护处理频繁，工作量大，泥浆成本偏高。地层易造浆特性要求钻井液具有较强的抑制性能。

2.3 地层岩性交错，井壁稳定要求高

本井从遂宁组开始造斜，钻穿上沙溪庙组，在下沙溪庙组着陆。钻遇地层主要为棕红色(粉砂质)泥岩夹浅灰、(泥质)粉砂岩，浅灰色细粒岩屑砂岩，紫棕色泥岩与浅灰、浅绿灰色细粒岩屑砂岩，粉砂岩不等厚互层等，岩性变换交错。地层中的泥岩易吸水膨胀剥落掉块，对钻井液的防塌能力提出了更高的要求。邻井高沙311HF下钻至井深1 973 m开始遇阻，循环划眼时返出大量泥饼和掉块；钻进至井深2 300 m时循环起钻至井深2 180 m遇阻倒划眼；一开中完通井下钻在井段2 030～2 300 m遇阻。下钻至2 840 m(下沙溪庙组)、起钻至2 890 m分别遇阻。高庙33-4HF井钻至2 300～2 800 m处，出现较为严重的井塌现象，从振动筛返出的掉块最大达100 mm×90 mm×30 mm。

2.4 裸眼段长，井眼轨迹差，对润滑性要求高

本井为一口开窗侧钻三维水平井，为了避开原井眼，设计井眼轨迹复杂，本井AB靶连线方位198.83°，侧钻点1 700 m，位移9.32 m；轨迹需要先向310°方向增斜，在井深1 920 m处井斜增至28.57°，走侧向位移61.30 m；再在井深2 160 m将井斜降至17°，方位252°；然后在井深2 390 m再将井斜增至28.57°，方位降至198.83°调整至对靶点方位，走侧向位移82.58 m。定向段反复增、降井斜，绕障扭方位，轨迹复杂，这就要求钻井液具有更好的泥饼质量及润滑性能，能有效降低摩阻与扭矩，满足造斜段和水平段的安全施工。

3 钻井液技术对策

现场钻井液配方：2%～3%预水化膨润土浆+1%～2%降滤失剂(Lv-CMC和HP)+0.5%～1%铵盐+0.2%～0.5%固相化学清洁剂ZSC201+1%～2%树脂褐煤HA+1%～1.2%磺化沥青FT-1+3%～4%氯化钾+烧碱+重晶石(根据实际情况添加)。根据现场钻井液配方来看，钻井液具有一定的抑制防塌能力，但是针对高庙子区块的复杂情况，钻井液难以控制泥岩的水化分散，不足以保障井壁稳定。针对这种情况，在现场钻井液中引入一种新型泥页岩强抑制剂支化聚醚胺PEA-1产品，加量为0.3%～0.5%，将氯化钾及铵盐加量适当提高，加强钻井液抑制防塌性能，并且提高磺化沥青加量并复配膏状乳化沥青增强钻井液封堵性能。

3.1 钻井液抑制性

在现场氯化钾聚合物钻井液体系中加入0.3%～0.5%支化聚醚胺PEA-1产品，提高钻井液抑制性能。支化聚醚胺PEA-1是由中原石油工程公司钻井工程技术研究院原创研发的一种新型胺基抑制剂，该产品含有多个胺基吸附基团，抑制黏土水化分散效果突出，它能够随滤液进入近井壁地带，拉紧黏土晶层间距，防止井壁坍塌；在较低加量条件下具有极强的相对抑制率，同等加量条件下比市售聚胺基抑制剂相对抑制率高。支化聚醚胺PEA-1在200 ℃下相对抑制率如图2所示。

图2 不同产品的相对抑制率对比

由图2可知：在0.3%加量条件下，市售聚胺基抑制剂相对抑制率为85.58%，而支化聚醚胺PEA-1相对抑制率高达99.28%，相同条件下PEA-1能够起到更好的抑制防塌作用。适当提高氯化钾及铵盐含量，减少PEA-1消耗，在维持钻井液具有较强抑制性能的同时降低成本。

3.2 钻井液封堵性

调研了邻井的钻井施工情况，多数井在上沙溪庙组和下沙溪庙组交接地层，岩性变化大，加之下沙溪庙组结构疏松，发生泥岩吸水膨胀、剥落掉块形成“大肚子”井眼，造成遇阻和卡钻等井下复杂事故。在加强钻井液抑制性能的同时，必须加强钻井液的封堵性能。室内优选出膏状乳化沥青，在钻至下沙溪庙前100 m，使用乳化沥青及磺化沥青对地层进行封堵，加量均在2%～3%。此外，根据施工过程中钻井液的MBT数值，可以适当补充预水化的优质膨润土浆，采用Bettersize2000激光粒度仪测试预水化的4%膨润土浆黏土颗粒D50值为5.429 μm，具有很好的封堵特性，与乳化沥青和磺化沥青配合使用，能够很好地提高钻井液的封堵能力和滤饼质量。

3.3 钻井液润滑性

高庙111水平井设计裸眼段长达2 082 m，加之井眼轨迹设计复杂，对钻井液润滑性能要求高。本井拟采取两方面措施来降低摩阻和扭矩。一方面补充2%～4%液体润滑剂增加钻井液润滑性能，另一方面通过加入乳化沥青、磺化沥青、小分子降滤失剂和石墨等处理剂来提高滤饼质量，使形成的滤饼薄而韧且致密。

4 现场应用

4.1 钻井液维护措施

1)在现场钻井液中加入支化聚醚胺PEA-1前先做小型实验，确定PEA-1与现场钻井液的配伍性能以及加量，现场钻井液加入PEA-1前后性能如表2所示。

表2 小型实验及现场钻井液加入PEA-1前后性能

由表2可以看出：支化聚醚胺PEA-1加量为0.3%～1.0%时，小型实验对现场钻井液流变性能及滤失量基本无影响，现场加入时按照循环周加入0.3%的PEA-1产品，加入前后实测钻井液性能无变化，支化聚醚胺与现场钻井液适应性较好。

2)钻井液密度。根据导眼井高庙111井实钻经验及井下实际情况，适当提高钻井液密度。

3)钻井液流变性能。①采用密度4.2 g/cm3的优质重晶石作为加重剂，减少人为引入劣质固相进入钻井液；②引入泥页岩强抑制剂支化聚醚胺PEA-1，有效抑制泥岩钻屑水化分散，使搬土含量控制在20～30 g/L；③及时补充氯化钾、铵盐、树脂和小分子聚合物等配制的加重胶液，利于控制钻井液流型，增强钻井液抑制性的同时减少支化聚醚胺的消耗；④在遂宁组和上沙溪庙组适当提高ZSC-201含量，该处理剂具有较好的抑制增效作用。在有效加量范围内对钻井液滤失量和流变性等影响小，能有效抑制泥页岩的水化膨胀分散，清除钻井液中的有害固相，减少钻井液中的亚微米粒子含量，保证钻井液清洁[2-5]。⑤及时掏沉沙罐，振动筛采用孔径小于0.076 mm的筛网，合理使用高低速离心机，除去钻井液中的有害固相，保证钻井液清洁。

4)钻井液润滑性能。①本井在造斜段加入3%～4%改性油酸酯类润滑剂；②提高钻井液润滑性不仅可以通过加入润滑剂来提高，提高滤饼质量也是降低定向、起下钻摩阻的一种有效手段。本井在施工过程中加入乳化沥青、磺化沥青、石墨和树脂等处理剂来提高滤饼质量。

5)钻井液封堵性能。上部遂宁组泥岩段地层钻进期间，适当加入磺化沥青FT-1和超细钙等加强钻井液封堵性能即可，减少钻井液消耗；钻至上沙溪庙组，补充1%～1.5%乳化沥青等加强钻井液封堵性能；钻至下沙溪庙组前50～100 m，提高乳化沥青和磺化沥青FT-1含量，进一步提高钻井液封堵性能，保障交接层面泥沙互层的井壁稳定。

6)短起下。上部泥岩地层，每钻进150～200 m，进行一次短起下，及时破坏井壁上的软泥饼，防止缩径；下部泥沙互层、砂层，每钻进100～150 m进行一次短起下，及时清理井壁的细砂，降低摩阻和扭矩，防止憋钻、卡钻。

4.2 应用效果

1)井壁稳定。本井的强抑制防塌钻井液体系具有良好的抑制钻屑水化分散的能力，振动筛返出的沙溪庙组钻屑完整(图3)。在钻进过程中，遂宁组、上沙溪庙组及下沙溪庙组井壁稳定，未见任何掉块；而原高庙111井眼钻至遂宁组和上沙溪庙组，井壁失稳，从振动筛返出大量掉块(最大110 mm×50 mm×10 mm)，见图4。调研邻井钻进过程中均呈现不同程度的井壁失稳，失稳周期一般在3～20 d；本井自2020年9月25日23:00进行开窗作业，9月27日进行侧钻水平段定向施工，钻井液浸泡地层长达78 d，未出现井壁失稳现象，初步解决了前期井出现的井壁失稳问题。

2)钻井液性能稳定。本井钻井液抑制性强，具有很强的固相容纳能力，在钻进过程中，钻遇遂宁组大段泥岩及沙溪庙组泥沙互层，虽然侵入钻井液中的泥岩较多，但是钻井液的流变性及失水等性能保持稳定，表明提高钻井液抑制性能后，有助于钻井液性能的稳定。提高钻井液封堵性后，有利于形成薄而致密的滤饼，减少滤液侵入地层，减弱钻井液的压力传递，可保障沙溪庙组泥沙互层的井壁稳定。分段钻井液性能见表3。由表3可知：正常钻进过程中，钻井液黏度保持在55～70 s，在保障钻井液具有良好携砂能力下，保持钻井液对井壁的冲刷清洁作用，能及时有效清除附着在井壁上的细砂，降低钻进过程及起下钻过程中的摩阻和扭矩。

图3 沙溪庙组返出的钻屑

图4 高庙111井遂宁组掉块

表3 高庙111水平井分段钻井液性能

5 认识及建议

1)调研了川西高庙子、中江等区块钻井液应用施工情况，发现在定向段和水平段长，钻遇遂宁组、上沙溪庙组和下沙溪庙组，岩性频繁交错变换，易吸水膨胀剥落掉块造成井眼垮塌，应进一步强化钻井液抑制防塌及封堵性能。

2)在现场氯化钾聚合物钻井液基础上引入泥页岩强抑制剂支化聚醚胺形成一种强抑制防塌钻井液，现场应用结果表明，钻井液抑制性能明显增强，有效抑制了泥岩的分散，保障了井壁稳定。

3)基于井眼轨迹设计复杂，给水平段施工带来极大困难，尤其是钻进过程中扭矩大，起下钻上提下放摩阻大，需要反复划眼。施工周期无限延长，井眼坍塌风险增大，并且易造成卡钻及落鱼事故，建议根据实际情况优化井眼轨迹设计。