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【基金项目】中国石化集团公司先导项目“江苏油田非常规油气藏钻井液完井液技术”（SG12042）
泥页岩油气藏的开发在我国还处于初步的勘探阶段，特别是对于金湖油区的陆相地层，没有成功的实例可以借鉴。桥7平1井位于金湖县桥河口桥7断块。为江苏油田第一口分段压裂的非常规开发水平井，从地质资料显示，该区块进入阜宁组2400米以后是最容易出现井壁不稳定的井段；同时，工程设计要求三开水平段坐封器的顺利坐封，井径扩大率要求≤5%。为此应用高性能胺基润滑防塌钻井液技术，并根据实钻情况不断从钻井液的润滑防卡、悬浮携岩、井壁稳定，固相控制等方面进行调整，使各井段钻井液性能稳定，来满足钻井工程施工。
泥页岩油气藏是一种非常规的油气藏，是勘探的新领域，具有巨大的开拓性。所谓非常规油气藏就是指不能用常规的方法和技术手段进行勘探开发的另一类资源，其埋藏、储存状态与常规油气资源有较大的差别，开发难度大，在我国还处于初步的勘探阶段。江苏油田本着油气资源接替的战略思维对这一领域进行初步尝试，桥7平1井就是第一口分段压裂的非常规开发水平井，该井位于金湖县桥河口桥7断块，是江苏油田泥页岩油气藏开发的主意区块。
地质工程概况
一开 342.9mm€？08m，下入表层套管 273.1mm€？05.5m；二开直井段使用 241.3mm€？096.18m，斜井段上部 222.2mm€？851.57m，定向井深2096米。下部水平段使用 216mm€？003.11m，最大井斜92€埃型甑绮饪诖褂谩？52.4mm€？015m。一次成功。下入技术套管 177.8mm€？000.04m；三开用 152.4mm€？592m。水平段电测结束后，按设计进行四次通井；2012-3-2钻具顺利下至设计位置，分割器安置成功；顶替钻井液，座封成功。地质分层及岩性描述。
技术难点
钻盐城组、三垛组时，适当提高钻井液的粘切，保证良好的携砂能力，工程上配合采用大排量洗井，确保井眼清洁畅通。
戴南组中上部地层要防泥岩缩径，加足聚合物同时配合胺基抑制剂提高钻井液抑制系，防止泥岩的水化分散。戴南组下部地层与阜宁组地层破碎，构造裂缝发育，要防硬脆性灰黑色泥岩垮塌。
本井为较长水平段、大位移水平井，大斜度和水平段易沉砂，形成岩屑床，增加井下摩阻，产生托压现象。提高钻井液悬浮性能，润滑防卡，降摩阻也是本井段的重点。
水平段钻遇硬脆性泥岩地层，易发生剥落掉块，井壁稳定是关键。预防硬脆性泥页岩裂缝性漏失的发生。
小井眼钻井液环空间隙小，约10%的压耗损失在环空，保持钻井液低的固相含量，良好的流变性能，抑制性，润滑性是预防井漏垮塌以及保证良好携岩防止卡钻的必备条件。
室内试验
注：红棕色软泥岩极易水化分散，聚胺水溶液，100℃€？6h老化
抑制性评价（2）（邵x20岩芯3000-3200m划眼返出，深灰状）
注：100℃€？6h老化，聚胺水溶液
从上面2个表格数据分析，胺基抑制剂最佳加量在0.2-0.5%之间，超过0.5%的加量抑制性提高不明显
聚胺抑制性评价（3）
注：滚动岩心为花X27井垮塌岩心滚动100℃*16h
胺基抑制剂的加量虽然只有防塌剂加量的十分之一，但从垮塌岩芯回收率实验来看，无论一次还是二次回收率均高于以上种类的防塌剂，说明他的加入可以协同提高钻井液的抑制性，从抑制性方面提高井壁稳定性是有效的。
TJX钠土容量限评价
配制1%的聚胺水溶液，分别取等体积的聚胺水溶液，分别加入5%，10%，15%，20%，25%的钠土，水化24h，用六速旋转粘度计测量性能
注：1#：1%聚胺水溶液+5%钠土；2#：1%聚胺水溶液+10%钠土；3#：1%聚胺水溶液+15%钠土；4#：1%聚胺水溶液+20%钠土；5#：1%聚胺水溶液+25%钠土
通过实验对比清水中钠土的容量限13-15%，而1%的聚胺水溶液的钠土容量超过了20%，从而也证明聚胺强的抑制性。
复配回收率实验（聚胺与大分子复配抑制性评价）
从上表数据可以看出，0.2%胺基+0.2%MMCA的组合无论是一次二次岩心回收率，还是页岩膨胀降低率均最好，说明这个组合抑制性可以达到最佳。
从上表数
结论：从邻井的资料调研可以看出，该区块在井深2200-2700米之间是最容易出现井壁不稳定的井段，而通过大量室内实验的评价聚胺可以协同提高钻井液的抑制性，因此桥7平1从2000米以后就使用聚胺来进一步提高钻井液抑制性，以预防井壁不稳定的发生。
分析上表数据，0.5%XSJ-1和0.5%BPS的加入使得钻井液的动塑比都有比较大的提高，但0.5%BPS的加入使得塑性粘度增加的比较多，结构比较强，适合钻进中打稠浆段赛扫井使用，而0.5%XSJ-1适合起钻前作为封闭液，对不稳定地层进行封闭，悬浮岩屑。
此井段钻进中工程配合措施
接单根：每打完一个单根划眼，停泵无阻卡接单根，遇阻、遇卡不能硬压硬拔，要开泵循环活动钻具冲通。
钻进过程中，控制机械钻速，均匀送钻，蹩钻即停，活动钻具划眼；早开泵，晚停泵，减少岩屑下沉。
每钻进50-100m或钻头超过使用24h工程配合短起下一次，下钻到底大排量洗井，有助于破坏岩屑床、清洁井眼。
工程与地质加强结合，及时进行轨迹计算和预测，确保中靶，减小轨迹调整。
使用好四级固控设备，最大限度清除钻屑，控制较低固相含量，含砂量要严格控制小于0.2%。此井段震动筛和双除的筛布全使用140目，强调离心机的使用，特别是后期，混油次数频繁，密度调节也频繁，坚持每班使用离心机4-5h，密度不够再补充重晶石。勤测双除底流密度，以判断其使用效果，此井段除砂器的底流密度3.11-3592m）井眼尺寸： 15
长水平段易形成岩屑床而发生粘附卡钻和托压现象，因此，要确保本井段钻井液的携岩清岩、润滑防卡。
本区E1f2砂岩储层单层厚度较薄，一般在1-3m、个别可达4-6m，可能会钻入紧邻的硬、脆性泥岩层，极易发生垮塌掉块，另外为保证座封器的密封设计要求该井段的平均井径扩大率必须控制在4%以内，所以提高钻井液的封堵、抑制、防塌性能也是本井段安全钻井的关键技术之一。
小井眼钻井液环空间隙小，约10%的压耗损失在环空，保持钻井液低的固相含量，良好的流变性能，抑制性，润滑性是预防井漏垮塌以及保证良好携岩防止卡钻的必备条件。
钻井液处理措施：（正电胶聚胺润滑防塌钻井液体系）
三开于2012年1月28日开钻，使用 152.4mmPDC钻头先打套管附件，由于是小井眼，环空间隙小，压耗损失在环空里的比较多，保持钻井液低的固相含量，良好的流变性能，抑制性，润滑性是预防井漏垮塌以及保证良好携岩防止卡钻的必备条件。
三开前彻底清除锥形管和一号罐里的沉砂，保持钻井液低的固相含量，此井段为保证在油层中穿行，严格控制井斜，并保持井深轨迹的圆滑，以复合钻进为主，每根单根滑动1-2米。
钻井参数：钻压3-4吨，泵压19-22mpa，排量13-1
由于气温骤冷，排量小，井底的温度不能及时带出地面，罐里的钻井液由于温度太低混在钻井液中的原油大量的析出，成团的浮在液面，振动筛筛布完全被析出的沥青覆盖，厚度达到6-10厘米，大部分从振动筛和双除上除掉。使得钻井液中原油含量大大降低，钻井液的润滑性得不到保证，最后经领导批准换机油最为润滑剂，且含油量不得低于12%。（本井段混入原油一次4.9t，累计使用泥浆机油16.2t，优质机油10.88t，固体润滑剂2.5t，RHJ-1
使用好四级固控设备，最大限度清除钻屑，控制较低固相含量，含砂量要严格控制小于0.2%。此井段震动筛和双除的筛布全使用150目，强调离心机的使用，每班坚持使用离心机4-6h，比重降低后用重晶石加恢复，使比重始终保持在
认识与建议
原油含蜡以及沥青质的比较高，气温低时会大量的从钻井液中析出，从固控设备上除掉，影响其使用效果，建议以后的使用中要适当考虑季节的变化，及时调整润滑剂，以保证井下安全。
钻井液密度的确定除参考地层压力系数外，还必须密切监测振动筛的返砂情况，泥岩段如有掉快，及时做调整，避免垮塌的严重。
井壁稳定任将是我们以后重点公关的方向，增强钻井液封堵和抑制性，通过化学物理相结合的方法，进一步提高钻井液防塌性。
非常规水平井的润滑问题，摩阻控制，与润滑剂的含量有一定关系；固相的控制，岩屑床的破坏也是关键。除了与工程配合外还应及时配置稠浆段赛扫井。
致密砂岩的开发钻井液体系的选择为高性能水基钻井液，泥页岩储层建议最好使用油基钻井液。
泥页岩油气藏的开发在我国还处于初步的勘探阶段，特别是对于金湖油区的陆相地层，没有成功的实例可以借鉴。桥7平1井位于金湖县桥河口桥7断块。为江苏油田第一口分段压裂的非常规开发水平井，从地质资料显示，该区块进入阜宁组2400米以后是最容易出现井壁不稳定的井段；同时，工程设计要求三开水平段坐封器的顺利坐封，井径扩大率要求≤5%。为此应用高性能胺基润滑防塌钻井液技术，并根据实钻情况不断从钻井液的润滑防卡、悬浮携岩、井壁稳定，固相控制等方面进行调整，使各井段钻井液性能稳定，来满足钻井工程施工。
泥页岩油气藏是一种非常规的油气藏，是勘探的新领域，具有巨大的开拓性。所谓非常规油气藏就是指不能用常规的方法和技术手段进行勘探开发的另一类资源，其埋藏、储存状态与常规油气资源有较大的差别，开发难度大，在我国还处于初步的勘探阶段。江苏油田本着油气资源接替的战略思维对这一领域进行初步尝试，桥7平1井就是第一口分段压裂的非常规开发水平井，该井位于金湖县桥河口桥7断块，是江苏油田泥页岩油气藏开发的主意区块。
地质工程概况
一开 342.9mm€？08m，下入表层套管 273.1mm€？05.5m；二开直井段使用 241.3mm€？096.18m，斜井段上部 222.2mm€？851.57m，定向井深2096米。下部水平段使用 216mm€？003.11m，最大井斜92€埃型甑绮饪诖褂谩？52.4mm€？015m。一次成功。下入技术套管 177.8mm€？000.04m；三开用 152.4mm€？592m。水平段电测结束后，按设计进行四次通井；2012-3-2钻具顺利下至设计位置，分割器安置成功；顶替钻井液，座封成功。地质分层及岩性描述。
技术难点
钻盐城组、三垛组时，适当提高钻井液的粘切，保证良好的携砂能力，工程上配合采用大排量洗井，确保井眼清洁畅通。
戴南组中上部地层要防泥岩缩径，加足聚合物同时配合胺基抑制剂提高钻井液抑制系，防止泥岩的水化分散。戴南组下部地层与阜宁组地层破碎，构造裂缝发育，要防硬脆性灰黑色泥岩垮塌。
本井为较长水平段、大位移水平井，大斜度和水平段易沉砂，形成岩屑床，增加井下摩阻，产生托压现象。提高钻井液悬浮性能，润滑防卡，降摩阻也是本井段的重点。
水平段钻遇硬脆性泥岩地层，易发生剥落掉块，井壁稳定是关键。预防硬脆性泥页岩裂缝性漏失的发生。
小井眼钻井液环空间隙小，约10%的压耗损失在环空，保持钻井液低的固相含量，良好的流变性能，抑制性，润滑性是预防井漏垮塌以及保证良好携岩防止卡钻的必备条件。
室内试验
(一)聚胺抑制性评价
抑制性评价（1）注：红棕色软泥岩极易水化分散，聚胺水溶液，100℃€？6h老化
抑制性评价（2）（邵x20岩芯3000-3200m划眼返出，深灰状）
注：100℃€？6h老化，聚胺水溶液
从上面2个表格数据分析，胺基抑制剂最佳加量在0.2-0.5%之间，超过0.5%的加量抑制性提高不明显
聚胺抑制性评价（3）
注：滚动岩心为花X27井垮塌岩心滚动100℃*16h
胺基抑制剂的加量虽然只有防塌剂加量的十分之一，但从垮塌岩芯回收率实验来看，无论一次还是二次回收率均高于以上种类的防塌剂，说明他的加入可以协同提高钻井液的抑制性，从抑制性方面提高井壁稳定性是有效的。
TJX钠土容量限评价
配制1%的聚胺水溶液，分别取等体积的聚胺水溶液，分别加入5%，10%，15%，20%，25%的钠土，水化24h，用六速旋转粘度计测量性能
注：1#：1%聚胺水溶液+5%钠土；2#：1%聚胺水溶液+10%钠土；3#：1%聚胺水溶液+15%钠土；4#：1%聚胺水溶液+20%钠土；5#：1%聚胺水溶液+25%钠土
通过实验对比清水中钠土的容量限13-15%，而1%的聚胺水溶液的钠土容量超过了20%，从而也证明聚胺强的抑制性。
复配回收率实验（聚胺与大分子复配抑制性评价）
从上表数据可以看出，0.2%胺基+0.2%MMCA的组合无论是一次二次岩心回收率，还是页岩膨胀降低率均最好，说明这个组合抑制性可以达到最佳。
(二)大分子聚合物的优选
注：三垛组岩心（富民）50g三垛组岩芯100℃ 16h从上表数
源于：论文如何写www.udooo.com
据可以看出，0.2%MMCA的一次二次软泥岩回收率均最好，所以本井选择MMCA为主抑制剂。结论：从邻井的资料调研可以看出，该区块在井深2200-2700米之间是最容易出现井壁不稳定的井段，而通过大量室内实验的评价聚胺可以协同提高钻井液的抑制性，因此桥7平1从2000米以后就使用聚胺来进一步提高钻井液抑制性，以预防井壁不稳定的发生。
(三)防塌剂的优选
该区块在井深2200-2700米之间是最容易出现井壁不稳定的井段，所以从戴南组底部就要做防塌预处理，所以有针对性的进行了防塌剂的优选，通过垮塌岩芯回收率实验2%FT-1+2%KLG的组合效果比较明显。聚合醇防塌剂封堵微裂缝，FT-1磺化沥青类封堵大的裂缝，改善泥饼质量。(四)悬浮性能调节剂的优选
配方：1#：井浆；2#：井浆+0.5%XSJ-1；3#：井浆+0.5%BPS分析上表数据，0.5%XSJ-1和0.5%BPS的加入使得钻井液的动塑比都有比较大的提高，但0.5%BPS的加入使得塑性粘度增加的比较多，结构比较强，适合钻进中打稠浆段赛扫井使用，而0.5%XSJ-1适合起钻前作为封闭液，对不稳定地层进行封闭，悬浮岩屑。
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根据设计逐步将钻井液密度提高到1.25g/cm3，钻至井深2684m起下钻，在2670m处下钻遇阻，接方钻杆冲划到底，从振动筛返出的砂子看有深灰色硬脆性泥岩的薄片掉块，在随后的钻进中逐渐将钻井液密度提高到1.26-1.27-1.28g/cm3。此井段钻进中工程配合措施
接单根：每打完一个单根划眼，停泵无阻卡接单根，遇阻、遇卡不能硬压硬拔，要开泵循环活动钻具冲通。
钻进过程中，控制机械钻速，均匀送钻，蹩钻即停，活动钻具划眼；早开泵，晚停泵，减少岩屑下沉。
每钻进50-100m或钻头超过使用24h工程配合短起下一次，下钻到底大排量洗井，有助于破坏岩屑床、清洁井眼。
工程与地质加强结合，及时进行轨迹计算和预测，确保中靶，减小轨迹调整。
使用好四级固控设备，最大限度清除钻屑，控制较低固相含量，含砂量要严格控制小于0.2%。此井段震动筛和双除的筛布全使用140目，强调离心机的使用，特别是后期，混油次数频繁，密度调节也频繁，坚持每班使用离心机4-5h，密度不够再补充重晶石。勤测双除底流密度，以判断其使用效果，此井段除砂器的底流密度
1.30-36g/cm3，除砂器的底流密度36-42g/cm3，离心机的底流密
三开水平井段（3003.11-3592m）井眼尺寸： 152.4mm；
技术要点：
长水平段易形成岩屑床而发生粘附卡钻和托压现象，因此，要确保本井段钻井液的携岩清岩、润滑防卡。本区E1f2砂岩储层单层厚度较薄，一般在1-3m、个别可达4-6m，可能会钻入紧邻的硬、脆性泥岩层，极易发生垮塌掉块，另外为保证座封器的密封设计要求该井段的平均井径扩大率必须控制在4%以内，所以提高钻井液的封堵、抑制、防塌性能也是本井段安全钻井的关键技术之一。
小井眼钻井液环空间隙小，约10%的压耗损失在环空，保持钻井液低的固相含量，良好的流变性能，抑制性，润滑性是预防井漏垮塌以及保证良好携岩防止卡钻的必备条件。
钻井液处理措施：（正电胶聚胺润滑防塌钻井液体系）
三开于2012年1月28日开钻，使用 152.4mmPDC钻头先打套管附件，由于是小井眼，环空间隙小，压耗损失在环空里的比较多，保持钻井液低的固相含量，良好的流变性能，抑制性，润滑性是预防井漏垮塌以及保证良好携岩防止卡钻的必备条件。
三开前彻底清除锥形管和一号罐里的沉砂，保持钻井液低的固相含量，此井段为保证在油层中穿行，严格控制井斜，并保持井深轨迹的圆滑，以复合钻进为主，每根单根滑动1-2米。
钻井参数：钻压3-4吨，泵压19-22mpa，排量13-1
3.4l/s，井底循环温度72€啊？
日常维护以混合胶液（MMCA：NH4-HPAN：BPS：KLG=1：4：4：4，8m3的罐1袋MMCA，4-6袋铵盐，2桶BPS：2桶KLG）等浓度维护。为实现三开水平段平均井径扩大率小于等于4%，钻井液密度保持在1.26g/cm3，钻进中及时补充QS-4和FT-1，配合适量液体防塌剂KLG，超低渗透处理剂LXJ-Ⅰ等封堵防塌材料，预防泥岩夹层的剥落掉块，垮塌，造成井径的扩大。由于气温骤冷，排量小，井底的温度不能及时带出地面，罐里的钻井液由于温度太低混在钻井液中的原油大量的析出，成团的浮在液面，振动筛筛布完全被析出的沥青覆盖，厚度达到6-10厘米，大部分从振动筛和双除上除掉。使得钻井液中原油含量大大降低，钻井液的润滑性得不到保证，最后经领导批准换机油最为润滑剂，且含油量不得低于12%。（本井段混入原油一次4.9t，累计使用泥浆机油16.2t，优质机油10.88t，固体润滑剂2.5t，RHJ-1
1.4t）后期水平段含油量超过15%。
为保证钻井液良好的携砂效果，混合胶中持续的补充黑色正电胶BPS，保持钻井液的动塑比大于0.4，切力保持在3/10。每钻进50米，通过配置10-12m3，含量达到0.4%摘自：硕士论文开题报告www.udooo.com
XSJ稠浆，清扫井筒，带出沉砂。每钻进50m或钻头超过使用24h工程配合短起下一次，下钻到底后大排量洗井，有助于破坏岩屑床、清洁井眼。使用好四级固控设备，最大限度清除钻屑，控制较低固相含量，含砂量要严格控制小于0.2%。此井段震动筛和双除的筛布全使用150目，强调离心机的使用，每班坚持使用离心机4-6h，比重降低后用重晶石加恢复，使比重始终保持在
1.26g/cm3左右。
工程上一直强调各工种之间的沟通与配合，衔接；严格司钻操作，防粘钻具在井内的静止时间不得超过3min，循环严谨定点循环，循环钻具的活动范围要大于6米；正电胶钻井液静止时间长后结构比较强，起下钻或短起下到底前两根单根单反尔开泵，开通后在双凡尔循环；严禁在套管鞋处开泵，转动螺杆，防止水泥环掉落；下钻遇阻不超过50～100kN，连续下三柱钻具井口不返浆，必须起钻至正常井段接方钻杆开泵循环或顶通，起钻必须连续向井内灌注钻井液，保持液柱压力。认识与建议
原油含蜡以及沥青质的比较高，气温低时会大量的从钻井液中析出，从固控设备上除掉，影响其使用效果，建议以后的使用中要适当考虑季节的变化，及时调整润滑剂，以保证井下安全。
钻井液密度的确定除参考地层压力系数外，还必须密切监测振动筛的返砂情况，泥岩段如有掉快，及时做调整，避免垮塌的严重。
井壁稳定任将是我们以后重点公关的方向，增强钻井液封堵和抑制性，通过化学物理相结合的方法，进一步提高钻井液防塌性。
非常规水平井的润滑问题，摩阻控制，与润滑剂的含量有一定关系；固相的控制，岩屑床的破坏也是关键。除了与工程配合外还应及时配置稠浆段赛扫井。
致密砂岩的开发钻井液体系的选择为高性能水基钻井液，泥页岩储层建议最好使用油基钻井液。