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摘 要：沙特区块存在流沙层、石膏层、完全漏失层、易塌易卡的泥岩层、高压盐水层、含硫化氢层、高温高压气层，因此对钻井液的要求高。根据地层情况在上部大井眼流沙层施工中，使用高浓度膨润土一聚合物钻井液；在软泥岩、砂泥岩、石膏层施工中，使用高膨润土含量的KC1-PHPA不分散钻井液；在白云岩完全漏失层施工中，采用清水盲钻技术；在深部地层使用无膨润土相KC1抗温钻井液；使用含有随钻堵漏剂的堵漏浆进行随钻堵漏，保证了该区块强渗漏性砂岩地层的正常钻进。现场应用结果表明，该套钻井液体系具有性能稳定、抑制性强、润滑性能好的特点，携岩洗井效果好，可有效防止钻井液对疏松地层井壁的冲刷，维护井眼稳定，并具有良好的防塌效果，抗盐、抗钙、抗硫化氢污染能力强，保证了深部复杂地层的快速钻进，满足了沙特B区块复杂地层钻井的要求，有效提高了钻井速度。
关键词：水基钻井液；井眼稳定；抗污染；井眼净化；沙特B区块
沙特王地区地层复杂，钻井周期长，勘探开发难度大，没有取得实质性进展。随着近年油价上涨和钻井技术的进步，对该区块进行风险勘探开发。B区块表层复杂，采用大量技术套管封固复杂地层，以保证顺利钻达目的层。
1 钻井液技术难点
1）上部地层。沙特B区块井深0～200 m为流沙层，井深200- 600 m 为严重水敏性的砂泥岩层，井深600～800 m为纯石膏层，井深800～1100 m为裂缝发育的灰岩、白云岩地层，井深1100～1 500m为水敏性强的淤泥层和易坍塌掉块的硬脆性泥岩层。施工中均发生表层套管遇阻、遇卡的情况。在流沙层钻进时，井壁极易坍塌，导致下表层套管困难和卡套管事故不断。严重水敏性的砂泥岩地层极易发生钻头泥包，影响钻井速度及井下安全。在较纯石膏层钻进时，钻井液不同程度地出现石膏污染，引起钻井液流变性变差，滤失量变大，泥饼质量变差等复杂情况。所有的井在上部白云岩地层都发生过井漏，漏失段长达300 m，漏失速度从渗漏到有进无出，使用随钻堵漏、桥塞堵漏、静堵、水泥堵漏等方法均无效。
2）下部地层。沙特区块下部地层容易发生缩径、垮塌、卡钻事故，Wasia、Aruma、Buwaib层位含有较多硬脆性泥页岩且裂隙发育，水分子进入裂隙后，在水化膨胀应力作用下，很容易诱发井壁失稳。在Wasia、Shuaib等地层含H S气体。在钻井过程中钻井液会受到H2s的气侵。Sudair、Unazah地层含高压盐水层，易污染钻井液。Qusaiba、Sahra地层含有高压天然气，容易产生溢流、井涌等复杂情况。该区块主要目的层为致密碎屑岩气层，其最高地温梯度为3.18°C/100 m，该储层埋深大于5000m，井底温度高达180～190℃。
2 优化钻井液配方
1）一开和二开采用MI—GEL钻井液，并在二开井段使用LUB167作润滑剂，不控制该体系的黏度、滤失量等性能指标。配方如下： 膨润土+0.2 降滤失剂PAC（R）+0.1纯碱+0.1 烧碱 ；2） 三开用聚合物低固相钻井液，其密度为1.03g/cm3。滤失量为10 mL、黏度为60～69 S、塑性黏度为5～9 mPa·s、动切力为13～17 Pa，配方如下。井浆+4 增黏剂MI—GEL+0.2 PAC（R）+0.2 9/6增黏剂XC—Polymer+2 降滤失剂Polysal+2 抑制剂Asphasol3）四开用抑制防塌性能良好的无膨润土相KC1聚合物钻井液。用XC—Polymer、Polysal、PAC（R）控制钻井液滤失量；用防塌剂Soltex、Asphasol等优化泥饼质量，提高钻井液的封堵防塌能力；用KC1抑制地层造浆，用PAC（R）、XC-Polymer调节钻井液流变性，严格控制膨润土含量。使用固控设备尽量降低钻井液中有害固相含量，维护钻井液性能稳定，保持钻井液密度为1.02～1.33 mPa·s。，黏度为46～65 s，API滤失量为5 mL，塑性黏度为15～40mPa·S，动切力为842 Pa，配方如下。0.3 XC～Polymer+ 5 KC1+ 0.4 9/6 PAC（R）+2 Polysal+2 9/6Asphasol4）五开、六开使用无膨润土相KC1抗高温钻井液，使用XP一2O调节流变性，KC1抑制地层造浆，用重晶石对钻井液进行加重。严格控制钻井液膨润土含量，利用固控设备尽量降低钻井液中有害固相含量，优化钻井液性能，保持钻井液密度为1.6～1.88 g/cm3。黏度为46～60 mPa·S，滤失量为4 mL，塑性黏度为15～40 mPa·S，动切力为8～20 Pa。
3 钻井液技术
聚合物低固相钻井液在4口井施工中，其性能基本能满足钻进要求，保证了连续施工，特别是在完全漏失层和下部高温高压地层中施工正常。
3.1 三开
该井段是完全漏失层，使用聚合物低固相钻井液。在井深672.39～1 266.44 m 白云岩地层钻进时，钻井液完全漏失，每天漏失200m。钻井液。采用清水盲钻，环空注入钻井液帽稳定井壁，接单根前使用7.95 m。稠浆携砂洗井，多次短程起下钻通井使井壁畅通等技术措施，保证了完全漏失层的连续施工。配制密度为1.2g/cm3。黏度大于100 mPa·S，含有Asphasol的稠浆洗井，防止下部Aruma泥岩缩径、坍塌，顺利下人473 mm套管。
3.2 四开、五开（1 200～4 220 m井段）
在1 529～2 430 m井段将钻井液密度从1.08提高为1.28 mPa·S。压稳了含硫化氢地层；将密度提高为1.43 g/cm3。防止了Sudalr地层坍塌；将密度提高为1.54 g/cm3。压稳了Unazah地层高压盐水层；使用纯碱清除石膏污染，使用碳酸锌清除硫化氢等技术措施，保证了在钻进过程中的钻井液性能稳定。通过及时维护和处理钻井液，保持其性能稳定，满足了井下安全，钻进、取心正常，测井、下入 339 mm和 244 mm套管顺利。FRAS一1井四开1 450～2 385 m井段为严重漏失层，在砂岩地层钻进时，配制的新浆中含有LCM（中细云母）、细粒核桃壳、随钻堵漏剂C-Seal，降低了钻井液漏失量。在钻井液中加入降黏聚阳离子纤维素PAC—UL、Asphasol、Supreme和KOH，改善了泥饼质量，降低滤失量为5～7 mL，解决了砂岩地层缩径。
4 钻井液技术改进
一开套管在41 m被卡；二开钻至井深415 m 时，钻头完全泥包， 762 mm套管不能通过井深113 m。MI—GEL钻井液在上部地层钻进过程中及钻井液性能控制方面存在如下问题。
4.1 抑制性差.使用PAC、改性淀粉、XC聚合物，由于分子量太低，分子结构不适合于对泥岩地层进行强抑制。
4.2 滤失量偏高.下套管前钻井液滤失量为22 mL，造成泥岩水化膨胀使钻头泥包、砂岩段形成虚厚泥饼，起下钻遇阻。原因是配制钻井液时，膨润土预水化时间不够，过早加入聚合物，导致膨润土不能继续水化，滤失量根本无法控制。
4.3 黏度和切力太低.由于钻井液黏度和切力太低，对井壁冲刷严重，易造成流沙层井塌及砂泥岩互层段形成糖葫芦井眼。提高钻井液黏度时，过分依赖聚合物。现场实验表明，在钻井液中膨润土含量低的情况下，聚合物对提高漏斗黏度有效，但对提高切力及携砂能力效果较差。根据该区上部地层特点及钻井液存在的不足，改换了钻井液体系。在流沙层钻进时采用了膨润土一聚合物体系，保持膨润土含量大于9，黏度大于100 mPa·S，防止了流沙层坍塌；在砂泥岩、软泥岩段采用了KCI—PHPA不分散钻井液体系，严格控制钻井液滤失量小于12 mL，保持膨润土含量大于6，PHPA聚合物含量大于0.3，防止砂、泥岩地层缩径；保持黏度大于100 mPa·S、润滑剂LUB167含量为2 ，保证井眼畅通。高浓度（>10 ）膨润土浆必须采用淡水配制，预水化时间应超过16 h。
参考文献
[1]秦疆，杨顺辉，宋战培，张果.沙特B区块高温高压深气井配套钻井技术[J]. 石油钻探技术. 2010（05）
[2]路保平，苏勤.中国石化海外油气勘探开发的工程技术难题与对策[J]. 石油钻探技术. 2010（05）
关键词：水基钻井液；井眼稳定；抗污染；井眼净化；沙特B区块
沙特王地区地层复杂，钻井周期长，勘探开发难度大，没有取得实质性进展。随着近年油价上涨和钻井技术的进步，对该区块进行风险勘探开发。B区块表层复杂，采用大量技术套管封固复杂地层，以保证顺利钻达目的层。
1 钻井液技术难点
1）上部地层。沙特B区块井深0～200 m为流沙层，井深200- 600 m 为严重水敏性的砂泥岩层，井深600～800 m为纯石膏层，井深800～1100 m为裂缝发育的灰岩、白云岩地层，井深1100～1 500m为水敏性强的淤泥层和易坍塌掉块的硬脆性泥岩层。施工中均发生表层套管遇阻、遇卡的情况。在流沙层钻进时，井壁极易坍塌，导致下表层套管困难和卡套管事故不断。严重水敏性的砂泥岩地层极易发生钻头泥包，影响钻井速度及井下安全。在较纯石膏层钻进时，钻井液不同程度地出现石膏污染，引起钻井液流变性变差，滤失量变大，泥饼质量变差等复杂情况。所有的井在上部白云岩地层都发生过井漏，漏失段长达300 m，漏失速度从渗漏到有进无出，使用随钻堵漏、桥塞堵漏、静堵、水泥堵漏等方法均无效。
2）下部地层。沙特区块下部地层容易发生缩径、垮塌、卡钻事故，Wasia、Aruma、Buwaib层位含有较多硬脆性泥页岩且裂隙发育，水分子进入裂隙后，在水化膨胀应力作用下，很容易诱发井壁失稳。在Wasia、Shuaib等地层含H S气体。在钻井过程中钻井液会受到H2s的气侵。Sudair、Unazah地层含高压盐水层，易污染钻井液。Qusaiba、Sahra地层含有高压天然气，容易产生溢流、井涌等复杂情况。该区块主要目的层为致密碎屑岩气层，其最高地温梯度为3.18°C/100 m，该储层埋深大于5000m，井底温度高达180～190℃。
2 优化钻井液配方
1）一开和二开采用MI—GEL钻井液，并在二开井段使用LUB167作润滑剂，不控制该体系的黏度、滤失量等性能指标。配方如下： 膨润土+0.2 降滤失剂PAC（R）+0.1纯碱+0.1 烧碱 ；2） 三开用聚合物低固相钻井液，其密度为1.03g/cm3。滤失量为10 mL、黏度为60～69 S、塑性黏度为5～9 mPa·s、动切力为13～17 Pa，配方如下。井浆+4 增黏剂MI—GEL+0.2 PAC（R）+0.2 9/6增黏剂XC—Polymer+2 降滤失剂Polysal+2 抑制剂Asphasol3）四开用抑制防塌性能良好的无膨润土相KC1聚合物钻井液。用XC—Polymer、Polysal、PAC（R）控制钻井液滤失量；用防塌剂Soltex、Asphasol等优化泥饼质量，提高钻井液的封堵防塌能力；用KC1抑制地层造浆，用PAC（R）、XC-Polymer调节钻井液流变性，严格控制膨润土含量。使用固控设备尽量降低钻井液中有害固相含量，维护钻井液性能稳定，保持钻井液密度为1.02～1.33 mPa·s。，黏度为46～65 s，API滤失量为5 mL，塑性黏度为15～40mPa·S，动切力为842 Pa，配方如下。0.3 XC～Polymer+ 5 KC1+ 0.4 9/6 PAC（R）+2 Polysal+2 9/6Asphasol4）五开、六开使用无膨润土相KC1抗高温钻井液，使用XP一2O调节流变性，KC1抑制地层造浆，用重晶石对钻井液进行加重。严格控制钻井液膨润土含量，利用固控设备尽量降低钻井液中有害固相含量，优化钻井液性能，保持钻井液密度为1.6～1.88 g/cm3。黏度为46～60 mPa·S，滤失量为4 mL，塑性黏度为15～40 mPa·S，动切力为8～20 Pa。
3 钻井液技术
聚合物低固相钻井液在4口井施工中，其性能基本能满足钻进要求，保证了连续施工，特别是在完全漏失层和下部高温高压地层中施工正常。
3.1 三开
该井段是完全漏失层，使用聚合物低固相钻井液。在井深672.39～1 266.44 m 白云岩地层钻进时，钻井液完全漏失，每天漏失200m。钻井液。采用清水盲钻，环空注入钻井液帽稳定井壁，接单根前使用7.95 m。稠浆携砂洗井，多次短程起下钻通井使井壁畅通等技术措施，保证了完全漏失层的连续施工。配制密度为1.2g/cm3。黏度大于100 mPa·S，含有Asphasol的稠浆洗井，防止下部Aruma泥岩缩径、坍塌，顺利下人473 mm套管。
3.2 四开、五开（1 200～4 220 m井段）
在1 529～2 430 m井段将钻井液密度从1.08提高为1.28 mPa·S。压稳了含硫化氢地层；将密度提高为1.43 g/cm3。防止了Sudalr地层坍塌；将密度提高为1.54 g/cm3。压稳了Unazah地层高压盐水层；使用纯碱清除石膏污染，使用碳酸锌清除硫化氢等技术措施，保证了在钻进过程中的钻井液性能稳定。通过及时维护和处理钻井液，保持其性能稳定，满足了井下安全，钻进、取心正常，测井、下入 339 mm和 244 mm套管顺利。FRAS一1井四开1 450～2 385 m井段为严重漏失层，在砂岩地层钻进时，配制的新浆中含有LCM（中细云母）、细粒核桃壳、随钻堵漏剂C-Seal，降低了钻井液漏失量。在钻井液中加入降黏聚阳离子纤维素PAC—UL、Asphasol、Supreme和KOH，改善了泥饼质量，降低滤失量为5～7 mL，解决了砂岩地层缩径。
4 钻井液技术改进
一开套管在41 m被卡；二开钻至井深415 m 时，钻头完全泥包， 762 mm套管不能通过井深113 m。MI—GEL钻井液在上部地层钻进过程中及钻井液性能控制方面存在如下问题。
4.1 抑制性差.使用PAC、改性淀粉、XC聚合物，由于分子量太低，分子结构不适合于对泥岩地层进行强抑制。
4.2 滤失量偏高.下套管前钻井液滤失量为22 mL，造成泥岩水化膨胀使钻头泥包、砂岩段形成虚厚泥饼，起下钻遇阻。原因是配制钻井液时，膨润土预水化时间不够，过早加入聚合物，导致膨润土不能继续水化，滤失量根本无法控制。
4.3 黏度和切力太低.由于钻井液黏度和切力太低，对井壁冲刷严重，易造成流沙层井塌及砂泥岩互层段形成糖葫芦井眼。提高钻井液黏度时，过分依赖聚合物。现场实验表明，在钻井液中膨润土含量低的情况下，聚合物对提高漏斗黏度有效，但对提高切力及携砂能力效果较差。根据该区上部地层特点及钻井液存在的不足，改换了钻井液体系。在流沙层钻进时采用了膨润土一聚合物体系，保持膨润土含量大于9，黏度大于100 mPa·S，防止了流沙层坍塌；在砂泥岩、软泥岩段采用了KCI—PHPA不分散钻井液体系，严格控制钻井液滤失量小于12 mL，保持膨润土含量大于6，PHPA聚合物含量大于0.3，防止砂、泥岩地层缩径；保持黏度大于100 mPa·S、润滑剂LUB167含量为2 ，保证井眼畅通。高浓度（>10 ）膨润土浆必须采用淡水配制，预水化时间应超过16 h。
参考文献
[1]秦疆，杨顺辉，宋战培，张果.沙特B区块高温高压深气井配套钻井技术[J]. 石油钻探技术. 2010（05）
[2]路保平，苏勤.中国石化海外油气勘探开发的工程技术难题与对策[J]. 石油钻探技术. 2010（05）