摘要：川东北东部河坝气田具有产层压力系数高、天然气中含硫化氢浓度高、嘉陵江组含大段石膏，高低压并存等难题。针对该地区的特点，本文以河飞302井的钻井液作为研究对象，实钻中采用两性离子聚合物钻井液体系，有效的解决了高密度钻井液在高温、超深井中的热稳定性、润滑性、防H2s污染、防盐膏侵等难题。
论文关键词：强抑制,润滑性,岩屑床,两性离子-聚磺钻井液

　　1 地质工程概况

　　河飞302井是川东北河坝气田密度最高、井斜最大的第一口以飞仙关为目的层的大斜度定向井，位于四川盆地河坝场构造主体部位。该井三叠系近2000m裸眼地层钻进中，具有多压力系统并存、岩性复杂、盐膏侵、井壁不稳定、钻井速度低、大位移等特点，钻井液性能调整控制窗口窄。井深为6262.00m,垂深：5363.54 m，水平位移1390.71 m，稳斜段长1162 m，最大井斜角：72.3°。目的层是飞仙关组三段。

　　2 钻井液的主要难点

　　2.1 高温稳定性问题

　　由于深井的井底温度较高，钻井液中的高分子聚合物，在高温环境下容易减弱或失去作用，造成钻井液体系不稳定而使井下复杂事故的发生。

　　2.2 防漏、堵漏问题

　　深井钻井，祼眼井段长，在三开钻进过程中高低压并存，为了满足一次井控的需要，使用较高的钻井液密度时必须对上部低压层进行承压堵漏，以提高低压层的承压能力，从而满足于钻开高压产层的要求。

　　2.3润滑防卡问题

　　深井由于裸眼段长，同一井筒中存在多套压力层系，低压层相对压差大，给防粘卡带来很大困难。大斜度定向井中由于稳斜段长，长井段钻具与井壁接触，带砂困难易在定向段形成岩屑床等原因，粘附防卡问题则更为严竣。。

　　使用固液混合润滑防卡技术，可以兼顾滑动摩擦和滚动摩擦，从而提高润滑效率。首先通过降低滤失量、形成好的滤饼，然后结合液体RT-001、汽机油、固体润滑剂等降低摩阻，完井作业配合塑料小球、玻璃小球解决电测、下套管摩阻大的问题。

　　2.4 保护储层问题

　　深井钻速慢，钻井液与油气层接触时间长，大斜度定向井油气层揭露面积更大、时间更长；另外，打开气层同时存在喷、漏风险，在防喷、防漏的同时如何减小对油气层的污染是一个难题。

　　使用超低渗透、广谱屏蔽暂堵钻井液对储层进行保护，超低渗透油气层保护技术利用特殊聚合物处理剂在井壁岩石表面浓集形成胶束，依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其可变形性，能封堵岩石表面较大范围的孔喉，在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵薄层，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，在井壁的外围形成保护层，钻井液及其滤液完全隔离，不会渗透到地层中，可以实现接近零滤失钻井，降低钻井液滤液对油气层的污染。

　　2.5大斜度井岩屑床的问题

　　大斜度井携岩问题一直是困扰大斜度井施工的一个难题，在深大斜度井施工中，由于存在高温、高压、钻屑运移时间长、井段长等诸多影响因素，这一问题就变得更加复杂。经过探索在施工中主要采取以下方法解决：

　　（1）实现紊流携岩

　　紊流携岩是被公认最有效的携岩方法，但受钻井机械和地层条件的限制较多，近年来随钻井机械性能的改善，在部分地层条件允许的水平井施工中采用紊流携岩技术成为可能。

　　(2)及时进行短起下钻破坏岩屑床。短起钻时起至井斜30度以下，下钻到底采用高粘切钻井液进行循环带砂，将破坏掉的岩屑带出井口。

　　3 钻井液技术思路

　　（1）选用两性聚磺钻井液体系解决深井高温引起的钻井液稠化，保持良好的热稳定性和流动性。

　　（2）提高钻井液抗盐膏污染能力。

　　（3）提高钻井液的润滑防卡性，优化流变性和失水造壁性。

　　（4）防止在定向井段中岩屑床的形成。

　　（5）在钻开高压产层前对上部井段进行承压堵漏，提高地层承压能力，满足钻井要求。

　　4 现场实际运用效果

　　HF302井于井深：4378.18m下入旋转导向工具进行定向钻进，定向钻进至井深：4908.44m上提钻井液密度，在出口返出密度：1.85g/cm3时出现井漏。起钻后组合光钻杆共进行三次堵漏，将地层承压能力提至2.17g/cm3后上提钻井液密度2.0g/cm3下入旋转导向工具继续定向钻进。旋转导向钻进至井深：5651.13m按甲方要求起钻换光钻杆下钻进行承压堵漏，最终将靶点位置承压能力提至2.35g/cm3，达到钻开产层要求。上提钻井液密度至2.20g/cm3继续稳斜钻进，在钻进中分别在井深：5898.90m、5909.75m发生失返性漏失，经两次承压堵漏后继续钻进至井深：6262m完钻。

　　井段：4331～6262m，采用两性离子聚磺润滑钻井液体系，该体系是两性离子聚磺防塌体系的基础上加入6-8%的润滑剂和6-8%的机油，以改善钻井液的润滑性，从而降低定向井起下钻的摩阻系数。

　　其配方是： 4%膨润土+0.5～0.8%KOH+0.2～0.3%LV-CMC+1～1.5%DR-Ⅱ+3～4%SMP-2+2～3%SPNH+2～3%RLC104+3～5%RLC105+3～5%MPA+6～8%RLC-3+2～3%RSTF+6~8%汽油机油+加重剂。

　　在施工过程中主要采取以下技术措施保证钻井液良好的抗高温热稳定性、抗盐膏污染能力、抗硫化氢污染能力及润滑防卡性能。

　　1、本段钻遇嘉陵江组、飞仙关组含有大段岩盐、石膏岩，严格按照配方施工，加大SMP-2、SPNH、RLC105、RSTF、TX等处理剂的用量，pH值保持10～11，避免膏盐污染及塑性缩径。

　　2、使用抗盐、抗钙、抗高温的优质原材料，加入足量的MPA、RLC-104、超细碳酸钙等抑制防塌封堵剂，提高地层承压能力。钻进过程中，维持合理的动塑比，定期短起下钻，以确保钻井液具有良好的悬浮和携屑能力，防止岩屑床的沉降。

　　3、本井进入造斜井段（H4378m）以后，加大润滑剂用量，同时加入3-5％左右的汽油机油，以加强钻井液的润滑性，减小井下摩阻。如起下钻困难，可根据井内实际情况加入2%的乳化固体润滑剂RLC-102作封闭，降低摩阻。

　　4、本段设计最高密度2.38g/cm3，井温较高，地层有大段岩盐、石膏岩，造斜段井斜达71.39°,钻井液应具有在高密度条件下抗盐、抗钙、抗高温,保持良好的流变性和润滑性。同时做好产层H2S、油气浸的预处理。

　　5、本井承压能力较低，在高密度条件下经常发生井漏，堵漏成功后，对钻井液污染比较重，尽量在替浆后的1～2天内把井浆的流变性调整好，维持主要处理剂浓度，对井壁进行反复的“拉、划”，以修复井壁。

　　6、钻井液体系中加入KCl、PH值控制剂采用KOH，为钻井液滤液提供更多的K+，有效的增强钻井液对井壁的抑制性，达到防塌效果。

　　7、搞好固控工作，使用振动筛、除砂器、除泥器、离心机四级固控除砂，以使钻井液含砂量、固相含量控制在合理范围内，同时结合“筛、除、淘、沉、捞、离”搞好钻井液的净化工作。

　　8、钻井液维护：每次大型处理钻井液前作好小型实验，然后再进行处理，做到有目的有根据，药剂尽量配制成胶液，采取细水长流、整周加入的方式进行处理，每循环周密度增加幅度≤0.03 g/cm3 ，由于钻井液中含油量较高达到6-8%，调整钻井液性能时，所加药剂对钻井液反应较慢，所以平时必须作好钻井液的预处理。

　　运用效果：HF302井在施工过程中最高钻井液密度：2.20g/cm,稳斜段长1162 m，最大井斜角：72.3°,井底最高温度:135°,在钻井过程中比较正常，未出现一次井下粘卡事故，起下钻无挂卡，完钻后用钻具送测井电缆顺利到底，通井后下套管顺利，钻井液表现出了良好的热稳定性能与润滑性能、携砂性能及防塌性能。

　　结论：（1）河飞302井是河坝区块密度最高，水平位移最长、井最深的一口大斜度定向井，该井四开高密度条件下安全、顺利的进行定向、稳斜直至中靶完钻，克服了大斜度定向井施工过程中易发生压差粘附卡钻、钻井液携砂困难易形成岩屑床、高密度钻井液维护处理困难等施工难题，说明两性聚磺钻井液具有较强的高温稳定性、抗膏盐能力强、润滑性能及防塌性能等优良特点，是复杂深井、大斜度定向井首选的钻井液体系之一。