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【摘 要】 银参4井是中石化在银川盆地布置的一口重点参数探井，设计井深4300m，钻井液密度1.60g/cm3，实际完钻井深4124.23m，钻井液密度1.45g/cm3。本井地质条件及其复杂，上部地层岩性疏松、含砾石；下部地层以泥岩为主，盐、膏互层多，裂缝发育完全，地层承压能力低，井塌、井漏、井斜失控频发，在无可借鉴资料的条件下，于井深3588m进行钻井液体系转换，采用欠饱和盐水钻井液体系，顺利完成口井施工，为同类地质条件的钻井工程提供了好的技术参考。
【关键词】 坍塌 强抑制 盐膏层 盐层 欠饱和盐水 封堵 井漏 承压堵漏
1 前言
银参4井位于银川平原北部，海拔1100-1200m。属于银川盆地东部断阶带平罗南反向断块构造高部位。主要为了解银川盆地地层层序及清水营组烃源岩发育情况，评价银川盆地勘探潜力，深化银川盆地成藏条件研究，为下步勘探部署提供基础资料。
本井于2012年3月2日一开，采用直螺杆+塔式钻具组合，完钻井深541m，机械钻速为39.09m/h，下入339.7mm表层套管537.03m。3月10日二开，采用5刀翼PDC+203mm直螺杆+塔式钻具组合，机械钻速为26.55m/h，完钻井深2491.17m，下入244.5mm技术套管2490.82m。3月29日三开，完钻井深4124.23m，井深4123m，钻遇片麻岩，取芯落实岩性，提前完钻。钻井周期124d17h，建井周期149d4h。
针对本井段地层特点，提高钻井速度，二开采用大循环清水钻进，钻进中及时补充浓度为0.3%～0.5%的PAM聚合物胶液，严格控制造浆，防止“糊”井眼，起下钻井眼不通畅，且及时补充足大量清水。在井深1200m改小循环钻进施工，采用强抑制低固相聚胺防塌钻井液体系，有效抑制泥岩分散、造浆，维持井眼稳定。钻井液配方：基浆+0.5%PAM+0.5%AP-1+2%WNP-1+2%KFT-II。
2.3 三开井段处理难点及配方体系
本井段是钻井液处理难点，地层极为复杂。地层含大段盐膏，钻遇70m纯盐层，123m盐膏层；高浓度地层流体，[HCO3-]含量为10391mg/l，[CO3-]含量为786mg/l，[Cl-]含量7799mg/l；大段脆性泥岩，200m破碎带地层，坍塌掉块多；岩性以红色泥岩居多，易缩径；裂缝发育完全，且复杂，纵向、横向都有，地层承压能力低。
采用高性能铝胺基钻井液体系，钻井液配方：基浆+0.5%PAM +0.5%AP-1+3%铝基聚合物+3%ZX-8+2%磺酸盐共聚物。地层硬而脆，水敏性强，极易破碎，提高钻井液防塌能力是本井段处理重点。
在井深2600-2708m地层流体侵入，发生三次钻井液严重污染。井深3543m钻遇盐膏层，并在井深3582-3588m取6m纯盐晶体，因此经研究，决定改用欠饱和盐水钻井液体系[3]，钻井液配方：基浆+17%NaCl+0.5%PAM+0.5%AP-1+1%WNP-1+3%P-2+3%超钙+3%铝基聚合物+3%ZX-8+2%磺酸盐共聚物。
整个施工过程中，保持稳定的CL-含量，出现粘土效应时，以护胶为主，控制降粘剂的加入量。泥饼质量差时，可选择加入少量KFT改善泥饼质量。
（1）利用除砂器、离心机清除低密度固相、膨润土，降低膨润土含量至35--40g/l；（2）使用清水、高效硅氟降粘剂调整钻井液粘度至40--45s；（3）补充PAM、AP-1胶液，使其有效含量达0.5%；（4）加入WNP-1、P-2护胶处理，加量均为2%左右；（5）大排量循环2周，使药品充分水化，测量全套性能，粘度40—45s。中压失水<5ml，若失水大用磺酸盐共聚物调节。密度维持不变，保证足够的力学支撑。
（1）在技套口转换：通过小型实验，确定粘切峰值盐加量，在超越峰值时，加快、加大盐加入量，降低峰值影响；若加盐过程中出现粘切过高时，可以加入护胶剂对流型进行调节，也可通过离心机清除部分膨润土，原则上少用降粘剂；[CL-]含量达到150000mg/l后，循环2周，测量钻井液全套性能，使粘度在40—50s，密度1.30—1.35 g/cm3，中压失水<5ml，pH值≤8，若各性能不达要求时，需进一步调整。 （2）2900m、3400m转换：下钻至该井段，开泵顶通循环，将淡水钻井液替出，观察好出浆口，淡水浆返出时，降低泵排量顶替。若污染严重，可适当放掉部分钻井液，同时利用离心机进行处理，补充护胶剂，加盐；若污染影响不大，直接补充护胶剂，加盐。
（3）下钻至井底，循环调整，测量全套性能，根据需要，补充各类处理剂，使钻井液性能达到要求。粘度50s左右，密度1.30--1.35 g/cm3，中压失水<5ml，高温高压失水<12ml，pH值≤8，初切2--5Pa，终切10-15 Pa。
（4）转换过程中，加强活动钻具，严防发生卡钻事故。同时注意泵排量是否合适，避免井漏。
参考文献：
于承明.银参4井工程设计.山东东营：胜利油田钻井院设计所，2012.
王树勇.胜利油田钻井液处理技术[M].山东东营：石油大学出版社，2009.
[3]鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：石油大学出版社，2001.
【关键词】 坍塌 强抑制 盐膏层 盐层 欠饱和盐水 封堵 井漏 承压堵漏
1 前言
银参4井位于银川平原北部，海拔1100-1200m。属于银川盆地东部断阶带平罗南反向断块构造高部位。主要为了解银川盆地地层层序及清水营组烃源岩发育情况，评价银川盆地勘探潜力，深化银川盆地成藏条件研究，为下步勘探部署提供基础资料。
本井于2012年3月2日一开，采用直螺杆+塔式钻具组合，完钻井深541m，机械钻速为39.09m/h，下入339.7mm表层套管537.03m。3月10日二开，采用5刀翼PDC+203mm直螺杆+塔式钻具组合，机械钻速为26.55m/h，完钻井深2491.17m，下入244.5mm技术套管2490.82m。3月29日三开，完钻井深4124.23m，井深4123m，钻遇片麻岩，取芯落实岩性，提前完钻。钻井周期124d17h，建井周期149d4h。
2 钻井液分段处理难点及配方体系
2.1 一开井段处理难点及配方体系
地层为黄土层为主，易垮塌、井漏。采用预水化膨润土浆-聚合物钻井液体系，钻井液配方：清水+6%土粉+纯碱。处理过程中注意，使钻井液具有较强的携带和悬浮能力，满足大井眼钻进需要，完钻后充分循环钻井液，将钻井液漏斗粘度提高至40s左右，保证下表层套管、固井顺利。2.2 二开井段处理难点及配方体系
本井段干河沟组含大量砂砾岩，岩性松散、胶结性差，易发生井漏、坍塌；红柳沟组、清水营组含大量棕红色泥岩，水敏性强，易水化分散、造浆严重，而且随着井深增加，易产生坍塌掉块。针对本井段地层特点，提高钻井速度，二开采用大循环清水钻进，钻进中及时补充浓度为0.3%～0.5%的PAM聚合物胶液，严格控制造浆，防止“糊”井眼，起下钻井眼不通畅，且及时补充足大量清水。在井深1200m改小循环钻进施工，采用强抑制低固相聚胺防塌钻井液体系，有效抑制泥岩分散、造浆，维持井眼稳定。钻井液配方：基浆+0.5%PAM+0.5%AP-1+2%WNP-1+2%KFT-II。
2.3 三开井段处理难点及配方体系
源于：毕业生论文www.udooo.com
本井段是钻井液处理难点，地层极为复杂。地层含大段盐膏，钻遇70m纯盐层，123m盐膏层；高浓度地层流体，[HCO3-]含量为10391mg/l，[CO3-]含量为786mg/l，[Cl-]含量7799mg/l；大段脆性泥岩，200m破碎带地层，坍塌掉块多；岩性以红色泥岩居多，易缩径；裂缝发育完全，且复杂，纵向、横向都有，地层承压能力低。
采用高性能铝胺基钻井液体系，钻井液配方：基浆+0.5%PAM +0.5%AP-1+3%铝基聚合物+3%ZX-8+2%磺酸盐共聚物。地层硬而脆，水敏性强，极易破碎，提高钻井液防塌能力是本井段处理重点。
在井深2600-2708m地层流体侵入，发生三次钻井液严重污染。井深3543m钻遇盐膏层，并在井深3582-3588m取6m纯盐晶体，因此经研究，决定改用欠饱和盐水钻井液体系[3]，钻井液配方：基浆+17%NaCl+0.5%PAM+0.5%AP-1+1%WNP-1+3%P-2+3%超钙+3%铝基聚合物+3%ZX-8+2%磺酸盐共聚物。
3 欠饱和盐水钻井液应用与维护处理
3.1 欠饱和盐水钻井液体系处理方法
（1）将CL-含量保持在150000-170000mg/l；（2）有效膨润土含量保持35-40g/l；（3）钻井液pH值≤8；（4）以PAM、AP-1为主要抑制剂，加量0.5%左右；（5）以ZX-8、乳化石蜡、超细碳酸钙（大于2800目）为封堵剂，ZX-8加量3%，乳化石蜡加量大于1.5%，超细碳酸钙加量3%；（6）以WNP-1、P-2为护胶剂，WNP-1加量2%，P-2加量3%；（7）以磺酸盐共聚物为降滤失剂，加量3%；（8）以高效硅氟降粘剂为流型调节剂。整个施工过程中，保持稳定的CL-含量，出现粘土效应时，以护胶为主，控制降粘剂的加入量。泥饼质量差时，可选择加入少量KFT改善泥饼质量。
3.2 基浆调整处理
原钻井液粘度72s，密度1.32g/cm3，中压滤失量4.6ml，pH值9，膨润土含量50g/l。简化钻具结构，将钻头下入技套口位置，开泵循环，逐步调整钻井液性能。（1）利用除砂器、离心机清除低密度固相、膨润土，降低膨润土含量至35--40g/l；（2）使用清水、高效硅氟降粘剂调整钻井液粘度至40--45s；（3）补充PAM、AP-1胶液，使其有效含量达0.5%；（4）加入WNP-1、P-2护胶处理，加量均为2%左右；（5）大排量循环2周，使药品充分水化，测量全套性能，粘度40—45s。中压失水<5ml，若失水大用磺酸盐共聚物调节。密度维持不变，保证足够的力学支撑。
3.3 欠饱和盐水钻井液转换施工
全井分3次转换，分别在技套口、2900m、3400m施工。（1）在技套口转换：通过小型实验，确定粘切峰值盐加量，在超越峰值时，加快、加大盐加入量，降低峰值影响；若加盐过程中出现粘切过高时，可以加入护胶剂对流型进行调节，也可通过离心机清除部分膨润土，原则上少用降粘剂；[CL-]含量达到150000mg/l后，循环2周，测量钻井液全套性能，使粘度在40—50s，密度1.30—1.35 g/cm3，中压失水<5ml，pH值≤8，若各性能不达要求时，需进一步调整。 （2）2900m、3400m转换：下钻至该井段，开泵顶通循环，将淡水钻井液替出，观察好出浆口，淡水浆返出时，降低泵排量顶替。若污染严重，可适当放掉部分钻井液，同时利用离心机进行处理，补充护胶剂，加盐；若污染影响不大，直接补充护胶剂，加盐。
（3）下钻至井底，循环调整，测量全套性能，根据需要，补充各类处理剂，使钻井液性能达到要求。粘度50s左右，密度1.30--1.35 g/cm3，中压失水<5ml，高温高压失水<12ml，pH值≤8，初切2--5Pa，终切10-15 Pa。
（4）转换过程中，加强活动钻具，严防发生卡钻事故。同时注意泵排量是否合适，避免井漏。
3.4 欠饱和盐水钻井液日常维护
（1）含盐量：坚持每班测量2次Cl-，维持Cl-浓度150000--170000mg/l，否则补充NaCl；（2）失水：欠饱和盐水钻井液API失水可适当放宽，使其<5ml，失水增大，需要降失水时可用DSP-III、WNP-1等，正常情况下，按80--120kg/100m补充；（3）粘度：在保证携岩的情况下，维持在50--60s，井下施工不正常时，提粘至70--100s；（4）密度：密度维持在1.35—1.40 g/cm3，提供足够力学支撑；（5）MBT值：定期检测MBT，使其维持在30-45g/l，若有效膨润土含量低，钻井液悬浮性差、切力低，将补充水化好、护好胶的膨润土浆。MBT值尽可能维持在40g/l左右，否则钻井液密度高时，粘切难以调控；（6）pH值：pH值≤8，维护体系弱碱条件下性能稳定，避免粘土高碱敏分散；（7）摩阻系数：每班测定不少于2次，摩阻若大，在钻井液中加入非极性防卡润滑剂，改善泥饼质量，降低摩阻；（8）其他性能：监测初、终切力值，检验钻井液沉降稳定性，若稳定性差，则需提高钻井液切力值，保证其性能。3.5 井漏处理
由井深3835.48m至4124.43m，地层裂缝发育完全，且纵向发育。钻进中发生多次井漏，累计漏失钻井液419.6m3，期间进行9次承压堵漏，耗时675h。本井的“井漏”与“井塌”矛盾突出，上部井眼破碎带坍塌应力在1.40g/cm3，钻井液密度不能降低太多，但密度高不利于堵漏施工，且堵漏过程中风险大。我们每次井漏前，先分析裂缝性质，再选择相匹配的堵漏材料，最后制定详细的堵漏方案进行堵漏施工。堵漏材料主要包括随钻承压堵漏剂、单相封闭剂、复合堵漏剂、400目超钙、延迟膨胀堵漏剂、酸溶膨胀堵漏剂等。本井分别在3853m、3915m、4016m使用延迟膨胀堵漏剂进行3次承压堵漏，配制30m3堵漏浆：基浆+10%随钻+10%核桃粉+10%超钙+5%单封+2%酸溶膨胀堵漏剂+10%延迟膨胀堵漏剂，3次承压效果明显，都能将地层承压能力提高1.50g/cm3以上。4 结论与认识
欠饱和盐水钻井液应用过程中应注重以下方面：（1）在盐水条件下，粘土颗粒钝化，活度降低。引入胺基聚醇来增强体系的抑制能力；（2）改变传统盐水钻井液高pH值环境，采用弱碱环境；（3）从处理剂选择上，减少分散型处理剂引入，控制其加入量；（4）采用刚性离子超细碳酸钙封堵与细微乳化石蜡胶粒填充，很好解决泥岩裂缝坍塌掉块问题；（5）使用非极性防卡润滑剂，有效降低摩阻系数，改善泥饼质量，避免高密度、长裸眼、多裂缝复杂井卡钻事故发生；（6）本井钻穿70m纯盐层、123m盐膏层，10次取芯，9次堵漏施工皆顺利，井下安全，未漏取资料。参考文献：
于承明.银参4井工程设计.山东东营：胜利油田钻井院设计所，2012.
王树勇.胜利油田钻井液处理技术[M].山东东营：石油大学出版社，2009.
[3]鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：石油大学出版社，2001.