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【摘要】本文针对埕北602井各井段施工的地层特点，通过采取相应的钻井液体系以及合适的钻井液参数，解决了施工中出现的井下复杂情况，避免了事故发生，同时有效地保护了油气层，顺利完成了全井的施工。
【关键词】悬浮 携带 防塌 高温稳定 钻井液体系
1 概述
埕北602井位于埕岛西部断裂带，埕宁隆起埕北低凸起，地层至上而下依次沉积平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、中生界、古生界，是胜利油田勘探项目部在东营埕岛区块部署的一口重点深探井。该井完钻井深4178米，钻井周期62.97天。
2 工程简况
隔水：采用660.4mm钻头+914.4mm扩大器钻至84.69m，下入（850+762mm）隔水管至84.69m。
一开：采用444.5mm钻头钻至451m，下入339.7mm套管至449.57m。
二开：采用311.2mm钻头钻至2400m，下入244.5mm技术套管至2399.9m。
三开：采用2 1 5 . 9 m m钻头钻至4080.32m，，挂177.8mm尾管至（4079.2-2243.68m）井段。
四开：采用152.4mm钻头钻至4178m完钻，裸眼完井。
3 施工难点及技术对策
（1）明化镇、馆陶组砂岩地层胶结差，泥岩地层水敏性强，易出现井壁失稳现象，且井眼尺寸大，钻井液的携带和悬浮是关键。
（2）中生界地层沉积厚度大，地层以红色泥岩为主，造浆严重，控制流变性困难，同时防塌也是重点。
（3）四开为小井眼且使用无固相钻井液，无固相钻井液满足施工要求其具有良好的携砂能力。
针对埕岛区块地层特点，钻井液必须满足以下要求：
（1）有良好的携砂和悬浮能力。
（2）有很强的抑制能力和抗高温能力。
（3）有良好的润滑防卡和防塌能力以及较好的流变性能。
4 现场钻井液分段维护
4.1 一开（0m-451m）采用低固相海水聚合物钻井液体系
该井段为泥岩及松散砂层，地层易坍塌，为确保井壁稳定及大井眼携砂，采用预水化膨润土配浆开钻，调整流变参数，保证低粘、低切、低固含量钻进，钻井液粘度为30～35s，密度为1.08～1.10 g/cm3，钻进中采用0.2～0.5%聚合物溶液维护，使用好固控设备，搞好钻井液净化。打完进尺后采取短起下钻措施，大排量循环，充分洗井以保证井眼清洁，起钻前封入60s的稠钻井液至井底顺利下入φ339.7mm表层套管449.57m，固井施工顺利。
4.2 二开（451m-2400m）东营组以前采用低固相海水聚合物钻井液体系，东营组以后采用聚磺防塌钻井液体系
该井段主要钻遇明化镇组、馆陶组、东营组地层。施工难点是井眼尺寸大（钻头直径311.2mm），裸眼段长（近1900米），为确保安全钻进，开钻前将一开钻井液进行预处理，使用聚合物胶液将钻井液性能调整到，密度：1.08g/cm3，粘度：32-35S左右。钻进排量控制在55l/s左右，馆陶组上段钻进采用0.3～0.5%HXB-1包被剂胶液维护，钻井液主要作用是抑制地层过强的粘土水化。使用好四级固控设备，及时清除钻井液中有害固相，保持钻井液井眼清洁能力。进入馆下段应提高钻井液的粘度，控制失水，满足携岩和防塌要求，胶液维护浓度为：海水+0.3-0.5% HXB-1包被剂+1%环保降失水剂+0.1-0.2%流型调节剂。钻井液性能为：比重：1.10-1.15g/cm3，粘度：35-45s，滤失量逐渐降低至5ml，塑性粘度：10-15mpas，动切力：4-6Pa、保持良好的流变性满足携砂和洗井的要求。进入东营组地层钻井液维护重点主要是确保东营组地层井壁稳定，做好泥浆体系的转化，加入足量的抗高温降虑失剂和井壁稳定剂，满足低失水和防塌要求。钻进中采用海水+0.3-0.5%抑制剂+0.2-0.5%流型调节剂+3%抗高温降失水+1-2%低荧光井壁稳定剂胶液维护，适当提高钻井液的比重至1.20g/cm3，适当提高钻井液粘度50s左右，适当降低泵排量至50l/s，减轻钻井液上返对井壁的冲刷。钻进至2400米二开完钻，完钻时的钻井液性能：密度1.20g/cm3，粘度54s，塑性粘度21mPa.s，动切力10.5Pa，失水4ml，泥饼0.3mm，切力3/6Pa，含砂0.2%，PH=8。为确保电测顺利，防止沉沙遇阻，同时也为了地质接图需要打了10米244.5mm的沉沙口袋，电测顺利，下套管、固井施工顺利。
4.3 三开井段（2400m-4080.32m）采用聚磺防塌钻井液体系
三开使用聚磺防塌钻井液体系，降滤失剂主要使用磺化树脂类。2411-2870米井段多为砾岩或含砾砂岩与灰色泥岩交错沉积，泥岩地层造浆一般，钻井液维护胶液采用1.0-1.5%NAT-20高分子降滤失剂+3-5%磺甲基酚醛树脂+0.3-0.4%IND-30包被剂，钻井液性能稳定。2870-3780米主要沉积的紫红色泥岩，也就是俗话说的“红层”，该段红泥岩沉积厚度大，且造浆非常严重，钻井液性能极易受粘土侵而大幅度变化。在3480米以前钻井液维护一直沿用海水+5%磺甲基酚醛树脂+0.3-0.4%IND-30包被剂，每天胶液使用量20方，即一天补充1000kg的磺甲基酚醛树脂，50-75kg的IND-30包被剂，白沥青NFA-25和井壁稳定剂HQ-1通过粉剂加入，含量维持在2-3%，随着进入“红层”段地层的增加，特别是3200米以后，由于地层自身造浆严重，钻井液抑制造浆能力不足，钻屑在上返过程中很大一部分分散进入钻井液体系，表现为钻井液比重上升，粘度、切力大幅度上升，继续这样的维护肯定不能满足钻井液性能稳定的要求，而且会给后期钻井液处理带来更大的难度。针对现场存在的问题，在3480米以后改变钻井液处理和维护方法，首先胶液采用海水+2%NAT-20高分子降滤失剂+0.8-1.0%IND-30抑制剂维护，2%的NAT-20溶剂不仅能控制钻井液的低滤失量，还能稀释钻井液改善流动性，保证高浓度IND-30抑制剂补充进入钻井液，抑制地层土相过度分散，其次加大胶液使用量，一天补充胶液量40方（为正常使用量的2倍），加大胶液补充量可以在钻井液体积总量上降低钻井液中的膨润土含量，通过连续3天的处理，钻进到3780米时，钻井液中的膨润土含量达到了合适状态，钻井液抑制粘土污染的能力显著改善。3780米以后地层泥岩造浆较差，钻井液粘度、切力稳中略降，钻井液处理适当加大流型调节剂的使用量，胶液维护采用5%磺甲基酚醛树脂+0.3-0.4%IND-30包被剂+0.3-0.4%流型调节剂，白沥青NFA-25和井壁稳定剂HQ-1通过粉剂加入，含量维持在2-3%，钻井液维护原则：粘度、动切力的构成尽可能由大分子泥浆药品提高，而非过量膨润土所致，这样的钻井液滤液粘度大，同样的滤失量进入地层的阻力就大，从而减少滤液对地层的负面影响，这对于施工时间长的井非常有利。整个三开施工过程井壁稳定，每次起钻悬重正常，下钻井底无掉快。完钻时起钻封井，裸眼井段加入2T磺甲基酚醛树脂、2T白沥青，进一步降低钻井液滤失量，提高防塌剂的含量，电测时钻井液性能：密度1.20g/cm3，粘度62s，塑性粘度27mPa.s，动切力11.5Pa，失水2.0ml，泥饼0.3mm，切力3/8Pa，含砂0.2%，PH=8。电测一次到底，下套管、固井顺利。
4.4 四开（4080.32m-4178m）使用海水无固相钻井液体系
钻穿最后一层水泥塞后，先用海水分段替出套管内的钻井液，逐步降低套管内的液柱压力，直至用海水全部替出套管内的钻井液，确定无异常后，使用海水充分循环洗井，观察海水干净后，再缓慢加入流型调节剂、包被剂、烧碱将钻井液的粘度逐步提到40s左右，完成无固相钻井液的配制。打钻过程保证钻井液粘度不低于40s，确保钻井液的携砂要求，钻进至4178米完钻，考虑到无固相钻井液悬浮能力较弱，钻屑上返速度慢，起钻前使用10-15%搬土浆携带一次，使用效果较好，电测顺利。
5 认识与建议
（1）大尺寸井眼（311.2mm钻头）电测，完钻时往往会遇到泥浆中搬土含量不足、悬浮能力不够的问题，容易造成沉沙遇阻，单靠使用流型调节剂提高泥浆切力，很慢。需提前混入预水化搬土浆，再配合使用流型调节剂，以达到了预想的效果。最好是打一个小井眼沉沙口袋。
（2）钻井液良好的抑制性加上合理的固控设备是控制“红层”造浆，保持钻井液良好流变性的有效措施。
【关键词】悬浮 携带 防塌 高温稳定 钻井液体系
1 概述
埕北602井位于埕岛西部断裂带，埕宁隆起埕北低凸起，地层至上而下依次沉积平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、中生界、古生界，是胜利油田勘探项目部在东营埕岛区块部署的一口重点深探井。该井完钻井深4178米，钻井周期62.97天。
2 工程简况
隔水：采用660.4mm钻头+914.4mm扩大器钻至84.69m，下入（850+762mm）隔水管至84.69m。
一开：采用444.5mm钻头钻至451m，下入339.7mm套管至449.57m。
二开：采用311.2mm钻头钻至2400m，下入244.5mm技术套管至2399.9m。
三开：采用2 1 5 . 9 m m钻头钻至4080.32m，，挂177.8mm尾管至（4079.2-2243.68m）井段。
四开：采用152.4mm钻头钻至4178m完钻，裸眼完井。
3 施工难点及技术对策
（1）明化镇、馆陶组砂岩地层胶结差，泥岩地层水敏性强，易出现井壁失稳现象，且井眼尺寸大，钻井液的携带和悬浮是关键。
（2）中生界地层沉积厚度大，地层以红色泥岩为主，造浆严重，控制流变性困难，同时防塌也是重点。
（3）四开为小井眼且使用无固相钻井液，无固相钻井液满足施工要求其具有良好的携砂能力。
针对埕岛区块地层特点，钻井液必须满足以下要求：
（1）有良好的携砂和悬浮能力。
（2）有很强的抑制能力和抗高温能力。
（3）有良好的润滑防卡和防塌能力以及较好的流变性能。
4 现场钻井液分段维护
4.1 一开（0m-451m）采用低固相海水聚合物钻井液体系
该井段为泥岩及松散砂层，地层易坍塌，为确保井壁稳定及大井眼携砂，采用预水化膨润土配浆开钻，调整流变参数，保证低粘、低切、低固含量钻进，钻井液粘度为30～35s，密度为1.08～1.10 g/cm3，钻进中采用0.2～0.5%聚合物溶液维护，使用好固控设备，搞好钻井液净化。打完进尺后采取短起下钻措施，大排量循环，充分洗井以保证井眼清洁，起钻前封入60s的稠钻井液至井底顺利下入φ339.7mm表层套管449.57m，固井施工顺利。
4.2 二开（451m-2400m）东营组以前采用低固相海水聚合物钻井液体系，东营组以后采用聚磺防塌钻井液体系
该井段主要钻遇明化镇组、馆陶组、东营组地层。施工难点是井眼尺寸大（钻头直径311.2mm），裸眼段长（近1900米），为确保安全钻进，开钻前将一开钻井液进行预处理，使用聚合物胶液将钻井液性能调整到，密度：1.08g/cm3，粘度：32-35S左右。钻进排量控制在55l/s左右，馆陶组上段钻进采用0.3～0.5%HXB-1包被剂胶液维护，钻井液主要作用是抑制地层过强的粘土水化。使用好四级固控设备，及时清除钻井液中有害固相，保持钻井液井眼清洁能力。进入馆下段应提高钻井液的粘度，控制失水，满足携岩和防塌要求，胶液维护浓度为：海水+0.3-0.5% HXB-1包被剂+1%环保降失水剂+0.1-0.2%流型调节剂。钻井液性能为：比重：1.10-1.15g/cm3，粘度：35-45s，滤失量逐渐降低至5ml，塑性粘度：10-15mpas，动切力：4-6Pa、保持良好的流变性满足携砂和洗井的要求。进入东营组地层钻井液维护重点主要是确保东营组地层井壁稳定，做好泥浆体系的转化，加入足量的抗高温降虑失剂和井壁稳定剂，满足低失水和防塌要求。钻进中采用海水+0.3-0.5%抑制剂+0.2-0.5%流型调节剂+3%抗高温降失水+1-2%低荧光井壁稳定剂胶液维护，适当提高钻井液的比重至1.20g/cm3，适当提高钻井液粘度50s左右，适当降低泵排量至50l/s，减轻钻井液上返对井壁的冲刷。钻进至2400米二开完钻，完钻时的钻井液性能：密度1.20g/cm3，粘度54s，塑性粘度21mPa.s，动切力10.5Pa，失水4ml，泥饼0.3mm，切力3/6Pa，含砂0.2%，PH=8。为确保电测顺利，防止沉沙遇阻，同时也为了地质接图需要打了10米244.5mm的沉沙口袋，电测顺利，下套管、固井施工顺利。
4.3 三开井段（2400m-4080.32m）采用聚磺防塌钻井液体系
三开使用聚磺防塌钻井液体系，降滤失剂主要使用磺化树脂类。2411-2870米井段多为砾岩或含砾砂岩与灰色泥岩交错沉积，泥岩地层造浆一般，钻井液维护胶液采用1.0-1.5%NAT-20高分子降滤失剂+3-5%磺甲基酚醛树脂+0.3-0.4%IND-30包被剂，钻井液性能稳定。2870-3780米主要沉积的紫红色泥岩，也就是俗话说的“红层”，该段红泥岩沉积厚度大，且造浆非常严重，钻井液性能极易受粘土侵而大幅度变化。在3480米以前钻井液维护一直沿用海水+5%磺甲基酚醛树脂+0.3-0.4%IND-30包被剂，每天胶液使用量20方，即一天补充1000kg的磺甲基酚醛树脂，50-75kg的IND-30包被剂，白沥青NFA-25和井壁稳定剂HQ-1通过粉剂加入，含量维持在2-3%，随着进入“红层”段地层的增加，特别是3200米以后，由于地层自身造浆严重，钻井液抑制造浆能力不足，钻屑在上返过程中很大一部分分散进入钻井液体系，表现为钻井液比重上升，粘度、切力大幅度上升，继续这样的维护肯定不能满足钻井液性能稳定的要求，而且会给后期钻井液处理带来更大的难度。针对现场存在的问题，在3480米以后改变钻井液处理和维护方法，首先胶液采用海水+2%NAT-20高分子降滤失剂+0.8-1.0%IND-30抑制剂维护，2%的NAT-20溶剂不仅能控制钻井液的低滤失量，还能稀释钻井液改善流动性，保证高浓度IND-30抑制剂补充进入钻井液，抑制地层土相过度分散，其次加大胶液使用量，一天补充胶液量40方（为正常使用量的2倍），加大胶液补充量可以在钻井液体积总量上降低钻井液中的膨润土含量，通过连续3天的处理，钻进到3780米时，钻井液中的膨润土含量达到了合适状态，钻井液抑制粘土污染的能力显著改善。3780米以后地层泥岩造浆较差，钻井液粘度、切力稳中略降，钻井液处理适当加大流型调节剂的使用量，胶液维护采用5%磺甲基酚醛树脂+0.3-0.4%IND-30包被剂+0.3-0.4%流型调节剂，白沥青NFA-25和井壁稳定剂HQ-1通过粉剂加入，含量维持在2-3%，钻井液维护原则：粘度、动切力的构成尽可能由大分子泥浆药品提高，而非过量膨润土所致，这样的钻井液滤液粘度大，同样的滤失量进入地层的阻力就大，从而减少滤液对地层的负面影响，这对于施工时间长的井非常有利。整个三开施工过程井壁稳定，每次起钻悬重正常，下钻井底无掉快。完钻时起钻封井，裸眼井段加入2T磺甲基酚醛树脂、2T白沥青，进一步降低钻井液滤失量，提高防塌剂的含量，电测时钻井液性能：密度1.20g/cm3，粘度62s，塑性粘度27mPa.s，动切力11.5Pa，失水2.0ml，泥饼0.3mm，切力3/8Pa，含砂0.2%，PH=8。电测一次到底，下套管、固井顺利。
4.4 四开（4080.32m-4178m）使用海水无固相钻井液体系
钻穿最后一层水泥塞后，先用海水分段替出套管内的钻井液，逐步降低套管内的液柱压力，直至用海水全部替出套管内的钻井液，确定无异常后，使用海水充分循环洗井，观察海水干净后，再缓慢加入流型调节剂、包被剂、烧碱将钻井液的粘度逐步提到40s左右，完成无固相钻井液的配制。打钻过程保证钻井液粘度不低于40s，确保钻井液的携砂要求，钻进至4178米完钻，考虑到无固相钻井液悬浮能力较弱，钻屑上返速度慢，起钻前使用10-15%搬土浆携带一次，使用效果较好，电测顺利。
5 认识与建议
（1）大尺寸井眼（311.2mm钻头）电测，完钻时往往会遇到泥浆中搬土含量不足、悬浮能力不够的问题，容易造成沉沙遇阻，单靠使用流型调节剂提高泥浆切力，很慢。需提前混入预水化搬土浆，再配合使用流型调节剂，以达到了预想的效果。最好是打一个小井眼沉沙口袋。
（2）钻井液良好的抑制性加上合理的固控设备是控制“红层”造浆，保持钻井液良好流变性的有效措施。