青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术.pdf

DOI:10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.002青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术张民立1，袁贵德2，庄伟1，王威1，刘武1，郭超1，明洪涛1，杨鹏梅1（1.天津市重点企业实验室渤海钻探钻井液技术服务公司,天津300280；2.中国石油青海油田公司,甘肃敦煌736200）张民立，袁贵德，庄伟，等.青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术 J.钻井液与完井液，2024，41（1）：31-38.ZHANGMinli,YUANGuide,ZHUANGWei,etal.ApplicationofdrillingfluidtechnologyindrillingalonghorizontalsectionwellinblockFengxiinQinghaiJ.Drilling Fluid&Completion Fluid，2024,41（1）：31-38.摘要青海油田为实现稀井高产开发技术方案，在柴达木盆地大风山地区风西构造部署五口长裸眼水平井，并同时应用水基、油基钻井液进行施工对比，总结完善风西长裸眼长水平段水平井钻完井工艺技术模板。以优质复合盐水基钻井液在风西H1-5 井的现场应用实例进行总结，并对相关钻井工艺技术应用、工程参数控制、流变性与携带等进行分析。风西H1-5 井完钻井深为 5478m，水平段长 2541m，创青海油田水平段最长、油层钻遇率最高（100%）、水平井单趟进尺最多（1566m）、水平段短程起下钻井段最长（达 1000m）、首次采用漂浮下套管技术等多项施工新纪录，该井的成功钻探对于超长水平段水平井的钻完井工艺在青海油田应用具有里程碑意义。与应用油基钻井液施工的邻井就钻井周期进行了对标分析，该优质复合盐水基钻井液施工井均优于油基钻井液施工井，对今后钻探长裸眼、长水平段水平井钻井液体系优选有较好的指导借鉴。关键词长水平段水平井；水基钻井液；井壁稳定；井眼清洁；润滑性中图分类号：TE254.3文献标识码：A文章编号：1001-5620（2024）01-0031-08ApplicationofDrillingFluidTechnologyinDrillingaLongHorizontalSectionWellinBlockFengxiinQinghaiZHANGMinli1,YUANGuide2,ZHUANGWei1,WANGWei1,LIUWu1,GUOChao1,MINGHongtao1,YANGPengmei1(1.Tianjin Key Enterprise LaboratoryBohai Drilling Mud Technical Services,Tianjin 300280;2.China National Petroleum Qinghai Oilfield Company,Dunhuang,Gansu 736200)AbstractToobtainhighproductionratewithlessoilandgaswells,TheQinghaioilfielddecidedtodrillfivelongopenholehorizontalwellsintheFengxistructurewhichislocatedintheDafengshanareainQaidamBasin.Water-basedandoil-baseddrillingfluidsweretobeusedtodrillthesewells,andtheresultsbecomparedtoimproveandperfectthetechnicalprototypeforfuturedrillingandcompletionoflongopenholeandlonghorizontalsectionhorizontalwellsinthesamearea.Thispapersummarizesthefieldengineeringofahigh-qualitycompoundsaltwaterdrillingfluidonthewellFengxiIH1-5andanalysesarebrieflyconductedontheapplication,controloftheengineeringparameters,rheologyandsandcarryingcapacityofthedrillingfluid.ThewellFengxiIH1-5,whichis5,487mindepth,hasalengthofhorizontalsectionof2,541m,thelongesthorizontalsectionintheQinghaioilfield.Thiswellhasbrokenseveralrecordsinthisoilfield,suchaspenetratingthehighestpercentageofpayzones(100%),thelongestfootage(1,566m)drilledinasinglebitrun,thelongesthorizontalsection(1,000m)inwhichshorttripswereperformed,aswellasthefirstapplicationofcasingfloatationtechnologyincasingrunningetc.ThesuccessofthedrillingoperationhasmilestonesignificanceinapplyingtheultralonghorizontalsectionwelldrillingtechnologyintheQinghaioilfield.Comparedwiththedrillingoperationoftheoffsetwellsdrilledwithoil-baseddrillingfluids,theuseofthishigh-qualitycompoundsaltwaterdrillingfluidhasgainedbetterresultsindrillingthantheoil-baseddrillingfluidspreviouslyusedinotherwells.Thesuccessgainedinapplyingthewater-baseddrillingfluidhasprovidedagoodguidanceforoptimizingthepropertiesofwater-baseddrillingfluidsforhorizontalwellswithlong第一作者简介：张民立，教授级高级工程师，中油集团技术专家，享受国务院政府特殊津贴，自 1986 年至今一直从事钻井液、完井液、修井液现场技术应用及科研工作。电话[phone]；E-mail:tlm_zmL。第41卷第1期钻井液与完井液Vol.41No.12024年1月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJan.2024openholeandlonghorizontalsections.KeywordsLonghorizontalsectionwell;Water-baseddrillingfluid;Boreholewallstabilization;Wellborecleaning;Lubricity1地质及工程简况风西构造是柴达木盆地西部坳陷区大风山构造带上的一个三级潜伏构造，该构造北邻尖顶山油田，西为南翼山油田。地面地形较平坦，为盐碱壳地，平均海拔为 2750m。构造整体从浅到深均表现为两断夹一隆的特征。构造走向与风西、风南断层以及区域构造的走向一致，均为北西西向展布12。大风山地区 N21岩性整体较细，以砂泥互层、灰质泥岩沉积为主，作为盖层的泥岩、灰质泥岩普遍发育，厚度一般在 15m，直接覆盖于储层之上，分布面积广，可作为良好的区域盖层。目的层岩性主要以藻灰岩、灰云岩及纹层灰岩为主，多种岩性共存，过渡岩性岩屑区分不明显，层内物性非均质性较强。风西地区藻灰岩储层平均孔隙度为6.9%，平均渗透率为 1.353mD。风西地区位于第三系生烃凹陷，N21发育藻灰岩有效储层，与纵向平面普遍发育的泥岩盖层交互沉积，生、储、盖配置关系好3，是风西地区的主要勘探目的层。风西H1-5 井自上而下钻遇新近系七个泉组(Q1+2)、狮子沟组(N23)、上油砂山组（N22）、上油砂 山 组（N21），完 钻 井 深 为 5478 m，垂 深2802.55 m，水 平 段 长 2541 m，最 大 井 斜 为89.06，井底位移 2882.41m。一开使用444.5mm 钻头钻至井深 407m，下入339.7mm 表层套管至井深 406.1m；二开使用311.2mm 钻头钻至井深 2900m，下入244.5mm 技术套管至井深2898.76m；三开使用215.9mm 钻头钻至井深5478m，下入139.7mm 尾管至 5473m 完井。完钻后经过双扶、三扶通井，循环 5 个迟到时间以上确保井眼清洁，全裸眼注入润滑封闭浆，最大限度降低滤失量和摩阻。采取旋转+漂浮下套管技术，模拟计算漂浮长度 2600m，不同摩阻系数下，漂浮下套管较常规下套管下至井底摩阻分别减小了186.8 kN（0.25/0.40）、210.1 kN（0.25/0.45）、256.8kN（0.25/0.55），说明漂浮下套管将大幅降低水平段下行摩阻，有助于套管下入。从模拟数据及下套管实际情况分析，非漂浮下套管工艺也可以满足青海风西完井下套管施工要求，有多套技术方案备选。2钻井液施工技术难点1）风西地区地表为盐壳，Q1+2地层含盐，遇水易溶蚀分散、塌陷及窜漏；钻进过程中易发生井漏或形成“大肚子”井眼，钻井液需做好防塌陷及窜漏工作。2）N22-N21地层含水层，易发生盐水侵，存在溢流风险。地层成岩性不好，胶结差，大段软泥岩地层易导致起下钻及钻进中发生钻具剐蹭、挤压井壁现象，出现成团“大泥巴”，严重时堵塞出口管、高架槽。邻井风西H2-5 井在上部地层快速钻进及短程起下钻到底循环期间，出现 2 次“大泥巴”堵出口槽情况，钻井液的流变性与抑制性控制为该井段的钻井液维护重点，保证大排量、充分使用固控设备清洁钻井液也至关重要。3）油层薄，准确预测目的层深度难度大，是该井钻探的主要地质风险。风西构造地面地势平坦，地层分布相对稳定，构造内无断层。根据邻井实钻资料，该区地层倾角平面上变化较大，风平1 井 Q1+2地 层 倾 角 1 18、N23-N22地 层 倾 角010，风 5 井地层倾角一般为 46，最大18，地层倾向较杂乱，因此该井地层倾角及目的层深度的预测可能存在误差，导致轨迹调整难度增大，定向钻井时对钻井液的抑制润滑性要求极高。4）目的层内长水平段钻进易发生井溢，井控风险大。风西构造部分已完钻井在 N21的-油组获得工业油流或低产油流，邻井风 3 井在井深27542758m 钻遇油气显示，油花占 10%，棕褐色星点状气泡占 50%且已连片，液面上涨 2cm，钻井液密度 1.33g/cm3；风西H2-5 井 2964.053356m 钻遇油气显示，全烃最高 100%，槽面见油花及针孔状气泡，将钻井液密度从 1.42 提高到1.65g/cm3。5）超长水平段，卡钻、卡套管风险高。该井水平段长 2541m，岩性为泥岩、砂岩、藻灰岩和灰云岩，岩性整体欠压实，比较软，岩石硬度在24，易吸水膨胀形造成缩径；井眼清洁难度大，岩屑堆积易形成砂桥及岩屑床；钻井时间长，频繁起下钻易形成键槽；井壁摩阻大，下套管难度大。32钻井液与完井液2024年1月井底温度高达 140145（导向仪器显示循环温度为 125128），目的层钻井液维护的技术关键为控制高温高压滤失量和固相含量低以及良好的流变性、强抑制及润滑防塌性能。3钻井液技术思路3.1技术思路浅表地层易窜漏，一开钻进过程中重点做好防漏、防塌工作。钻井液保证高黏度、高切力。二开重点做好防溢、防漏、防卡工作，纵向上发育大量泥岩，泥岩地层易吸水膨胀，使用强抑制性钻井液体系，控制低黏度、低切力，进入造斜段前控制滤失量不大于 4mL，增强钻井液造壁能力，保证滤饼“薄、密、韧”。三开及水平段地层岩石硬度为 24，地层比较软，不同于目前国内其他油田的水平井，加之地层温度高、密度窗口窄，井壁稳定、岩屑床等问题突出，所以对钻井液要求较高。抑制防塌剂加量为 3%5%，抑制润滑剂加量为2%4%，复合有机盐加量为 30%60%，引入纳米封堵材料，配套应用“随钻封堵提高地层承压能力”工艺技术，高温高压摩阻系数不大于 0.06，滤失量为 13mL，150 高温高压滤失量不大于 7mL，形成优质泥饼，切力控制为（25）/（49）Pa/Pa，根据钻井泵压、扭矩、返砂等情况进行短程起下钻，清洁井眼，避免形成岩屑床。重视一级、四级固控设备的使用，振动筛布应用 200 目以上，定期使用离心机，最大限度清除劣质固相。3.2钻井液配方优选优选优质复合盐水基钻井液体系,具体配方如下，该体系抑制和流变性良好、润滑及封堵能力突出，可以实现低 ECD 值，解决高密度钻井液“固相与流变性、滤失量与流变性、抑制与分散”三大矛盾，以及窄密度窗口“溢-漏”同层技术难题，保证长水平段井壁稳定、井眼润滑和清洁，同时对储层具有良好的保护作用，是长水平段水平井安全、优快钻井的关键45，且能实现无污染排放。二开（1#）H2O+(0.3%0.5%)Na2CO3+（3%5%）抗 温 抗 盐 提 切 剂-改 性 硅 酸 盐 BZ-TQJ+(0.3%0.5%)抗盐大分子聚合物BZ-BYJ-1+（0.5%1%）抗 150 高 温 抗 盐 降 滤 失 剂 BZ-KLS-1+（2%4%）抑制润滑剂-固体聚合醇 BZ-YRH+（3%5%）抑制防塌剂-白沥青 BZ-YFT+(10%50%)复 合 有 机 盐 BZ-YJZ-1+(2%3%)超 细 钙YX(800 目/1250 目)+(2%4%)随钻封堵剂-改性聚氨酯纤维 ZK-SMF+（1%2%）封堵剂-纳米缩酮乳液 NAX-50+CaCO3+重晶石三开（2#）H2O+(0.3%0.5%)Na2CO3+（3%5%）BZ-TQJ+(0.1%0.3%)BZ-BYJ-1+（0.5%1%）BZ-KLS-1+（2%3%）抗 180 抗盐降滤失剂BZ-KLS-2+（2%4%）BZ-YRH+（3%5%）BZ-YFT+(30%60%)BZ-YJZ+(2%4%)YX+(2%3%)ZK-SFM+（1%2%）NAX-50+CaCO3+重晶石如表 1 所示，在风西H1-5 井应用，该钻井液具有良好的流变性和抗温性能，有利于防止泥页岩水化，清洁井眼和保持井壁稳定。表1风西H1-5 井复合盐水基钻井液的性能井段T热滚/gcm-3FV/sPV/mPasYP/PaGel/Pa/PaFLAPI/mLFLHTHP/mL二开1001.45461641/1.52.411.6三开1351.65785417.52.5/61.67.2水平段1501.707556152.0/5.51.45.84现场应用1）二开井段。地层以泥岩、砂质泥岩为主，可钻性好，钻井液体系转换之前做好室内小型实验，一次性转化成优质复合有机盐钻井液。上部快钻地层以高浓度大分子聚合物为主，辅以抗盐降滤失剂、润滑剂，保持钻井液黏度为 3245s，确保钻井液具有良好的抑制性、携带性能，在机泵能力不足的情况下，适当控速钻进，避免环空岩屑浓度过高形成大的泥团，配合短程起下钻清洁井眼，修整井壁，预防阻卡、泥团堵等复杂情况发生。保持钻井液强抑制性，加足包被剂，配合一定浓度的复合有机盐降低钻井液滤液水的活度，实现包被-抑制相得益彰，实现钻井液中微米、亚微米固相颗粒浓度最低，甚至不存在，既利于实现钻井液的低黏度、低切力，充分发挥钻头水马力，改善井底流场，提高钻井机速，又可以提高固控设备使用效第41卷第1期张民立等：青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术33率，更好地清除有害固相，这一点非常重要。搞好一级固控净化，在过筛许可的情况下，振动筛尽量采用高目筛布（200/240 目）。合理使用离心机，最大限度清除钻井液中的有害劣质固相，控制钻井液较低的固相含量。钻进时以胶液方式，而且尽量以补充“原浆法”维护、补充消耗量，保持钻井液各项性能指标的稳定。采用 BZ-BYJ、BZ-YFT、BZ-YRH、剂 BZ-KLS、BZ-YJZ 等处理剂配成胶液，采用细水长流方式补充维护，保证性能和井壁稳定6。定向造斜前调整好钻井液性能，加大防塌剂和复合有机盐的加量，保持体系中较高的有机盐含量以降低滤液活度，抑制钻屑不水化、不分散，同时改善润滑性能。加足 BZ-YRH、BZ-YFT，同时补充（2%3%）YX 及随钻封堵材料、（1%2%）纳米乳液增强封堵，改善泥饼，充分利用BZ-YRH 的“浊点”、“OM”键的吸附、镶嵌特性以及 BZ-YFT 多软化点的封堵效应，实现“刚-塑”粒子的“架-糊”结合，形成薄、韧、致密的泥饼，控制低滤失量，提供良好的润滑性能。根据氯根、滤失量等性能指标变化情况，及时准确判断是否存在盐膏污染、盐水侵，调整钻井液密度。合理控制密度值，盐水一定压着注入，不能溢出，根据井控要求，控制钻井过程中全烃值范围、起下钻的后效值，保证钻井液性能稳定及井控、井下作业的安全。风西H1-5 井二开现场实钻钻井液性能见表 2。表2风西H1-5 井二开现场实钻钻井液性能表井段/m/（gcm-3）FV/sPV/mPasYP/PaGel/（Pa/Pa）FLAPI/mL FLHTHP/mLKfMBT/（gL-1）45125581.201.33334611124.05.5（0.51）/（28）8.06.2 14.213.6 0.060.052526255829001.401.45375812425.511.0（25）/（28）4.63.2 13.610.6 0.040.0326242）三开井段。用二开钻井液钻塞，提前加入纯碱、护胶剂预处理，用高浓度胶液配合离心机降低钻井液密度，按设计要求加入足量 YX，调整性能至设计范围内钻入地层。日常维护以补充“原浆”胶液为主，依据井下情况及时补充BZ-BYJ-1 和BZ-KLS-1、BZ-KLS-2、复合有机盐等处理剂，保持其有效含量，抑制钻屑膨胀、分散。加足 BZ-YFT、NAX-50、BZ-YRH，提高钻井液的抑制性、滤失造壁性。施工中，根据气测全烃值、后效情况及时调整钻井液密度，目的层油气活跃，密度控制遵循“压而不死，活而不喷”、并满足井控要求的原则，尽量实现近平衡钻井，以期对储层的良好保护，同时降低压差卡钻的风险。保持提切剂加量为 3%5%，切力为（25）/（29）Pa/Pa，根据返砂情况，适当调整黏度、切力。根据泵压、扭矩、返砂等情况进行短程起下钻，清洁井眼，避免形成岩屑床。短程起下钻时间和井段可根据实钻情况灵活调整。在钻进作业中若发现携砂不良，可采用适当缩短短程起下钻井段长度，提高排量、转速及循环时间等措施处理。严格控制滤失量，水平段内控制滤失量不大于 3.0mL，135150 高温高压滤失量不大于 8.0mL，摩擦系数不大于 0.06（现场滑块摩阻仪测量）。同时补充（2%4%）YX（800 目/250 目）+（2%3%）ZK-SFM+（1%2%）NAX-50，增强封堵，改善泥饼，最大限度保护储层。钻具在井下应保持旋转或上下活动，接单根前，应充分循环清除钻屑。长水平段水平井短起、长起钻前，循环清砂非常重要，关于循环时间，通过现场经验总结，以千米井深循环一个迟到时间比较合理，同时前三柱采取倒划眼方式起钻。由于存在窄密度窗口，同时油气后效严重（基本钻进 50%70%，停泵 100%），为解决这一矛盾，采取起钻至直井段再次循环，并泵入 60m3密度 1.95g/cm3重浆帽，提高液柱压力，平衡循环压耗，减缓油气上窜速度，保证起下钻的井控安全。加重同时复配加入定量的润滑材料，防止井下复杂的发生。搞好四级固控净化，在过筛许可的情况下，振动筛尽量使用 240 目以上筛布，用好一级固控，避免劣质固相重复切削、分散。合理使用离心机，最大限度清除钻井液中的有害劣质固相，控制钻井液较低的固相含量，保持性能稳定。钻至设计井深后，充分循环短程起下钻，然后双扶、三扶通井，下钻到底循环正常后顶驱转速保持 110120r/min，采取最大排量循环 5 个迟到时间，直到振动筛无钻屑返出，注入润滑封闭浆（0.5%1%）石墨+（0.3%0.6%）玻璃微珠+（1%34钻井液与完井液2024年1月2%）BZ-YFT+（1%2%）BZ-YRH（石墨、小球可以不加），起钻进技术套管注入重帽浆平衡压耗（注入密度 1.95g/cm3钻井液 60m3，再注入密度 2.10g/cm3钻井液 10m3压水眼。保证长时间电测、下套管作业的井控安全。风西H1-5 井三开现场实钻钻井液性能见表 3。表3风西H1-5 井三开现场实钻钻井液性能井段/m/（gcm-3）FV/sPV/mPasYP/PaGel/（Pa/Pa）FLAPI/mL FLHTHP/mLKfMBT/（gL-1）29003468 1.451.55 5457425311.014.5（24）/（24.5）3.61.68.5110.020.03252634684223 1.421.59 5777536414.520.5(24.5）/（27）1.61.1680.040.07262742235478 1.601.70 5882646014.524.5（27）/（410）1.11.0560.040.072626注：水平段测试FLHTHP在135测定。5关于安全钻井工艺方面的几个问题一口井的顺利施工、事故复杂的避免与控制是个系统工程，涉及地层岩性、压力系统、井眼轨迹控制、钻具结构、钻井液性能、工程参数、操作规范、定向工具性能等方面。下面就钻具结构、参数控制与操作，钻井液流变性、携带与岩屑床，水基钻井液润滑性等进行分析，以期在今后分析井下事故复杂情况时给予借鉴和启发。5.1关于钻具结构、参数控制及操作规范关于长水平段水平井钻具结构，钻具结构组合、参数控制及操作规范执行，对于井下事故复杂的预防与消减关系密切，尤其对于井眼轨迹控制、携岩与岩屑床清除、降低扭矩与阻力，有着密切关系。现在长水平段水平井钻具结构比较多的安装使用清砂接头，清砂接头安装位置及数量没有严格规定，安装距离一般自钻头以上 120150m 左右安装一个，安装数量一般是 3、5、7 个不等，根据水平段长度及钻具结构优选。清砂接头是近几年推行的一种辅助钻井清砂工具，关于清砂接头的使用，也有不同看法，有的认为清砂接头在井下高液柱压力下清砂效果如何不好评价，同时由于其外径较大，也有认为清砂接头的使用，导致环空间隙变小，反而会增加环空流动阻力，起到了阻流环的作用，另外还增加了接触点，增加了钻具旋转的阻力与扭矩，有利有弊。但是，从原理和现场使用情况分析，应该是有效果的。统筹兼顾，在优选清砂接头时，要注意外径尺寸、安放位置及数量的选择，不 能 太 大，一 般 是 215.9 mm 井 眼 选 择 直 径165178mm 的比较合理；数量不能太多，一般35 个比较科学；安装间距 150200m 左右一个比较常用。笔者认为决定长水平段水平井安全钻进的几个因素及排序是：井壁稳定，岩屑床，润滑性能。而且只有井壁稳定、岩屑床问题解决了，润滑才是关键。井壁稳定、润滑性能与钻井液关系密切，而岩屑床的形成与消除工程参数是决定因素，钻井液性能作用次之。工程参数主要是排量和转速。215.9mm 井眼排量一般不低于 32L/s。关于转速，理论模拟及实践证明，较好地避免岩屑床形成的转速是：钻具结构带螺杆，顶驱转速要不低于90r/min，至少不低于 80r/min；钻具结构不带螺杆，顶驱转速不低于 110r/min，至少不低于 90r/min。这一点非常重要。所谓“一台电脑解决页岩气水平井复杂问题”，其实讲的是钻进过程中实时对钻井参数，主要是排量、转速、扭矩等参数的实时监控，并提出调整建议，低于参数设定下限值不许继续施工，避免了事故复杂的发生。实践证明，仅靠钻井液的流变及携带性能，无法破坏和清除岩屑床，只有井壁稳定与岩屑床问题解决了，润滑才起保障作用，这就是页岩气等应用油基钻井液施工井也经常卡钻，每年因卡钻埋掉多套旋转导向工具的原因。水平井阻力与扭矩的形成，钻井液润滑不是主要问题，井壁失稳、厚的岩屑床才是问题关键。可以结合油基钻井液的组分分析，油基钻井液一旦形成岩屑床，相较水基钻井液更难清除，而且油基钻井液卡钻后，后期处理手段也是有限的。结合相似相容原理，提出了“低活度强抑制、低固相含量”优质复合有机盐钻井液在页岩气应用优于油基钻井液的观点。第41卷第1期张民立等：青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术35关于操作规范，主要是短、长起下钻前的钻井液循环时间及操作。经验证明，起钻前的循环时间要结合当时井深、井斜角大小综合考虑，实践经验是：在长水平段水平井，假如井深 4000m，循环时间要不低于 4 个迟到时间；井深 5000m，不低于 5 个迟到时间；以此类推。用迟到时间，而不是循环周作为循环依据是科学合理的。关于操作，根据起钻的附加拉力与扭矩大小，采取倒划眼，正划眼也是必要配套措施。一般要求是前三柱采取倒划眼起钻方式，附加拉力、扭矩正常后直起。风平 1H1-5 水平段钻进钻具结构如下。215.9mmPDC 钻头+178mm 旋转导向+LWD随钻测井仪器+127mm 无磁加重钻杆 1 根+172mm 浮阀-127mm 加重钻杆 16 根+178mm随 钻 震 击 器+127 mm 加 重 钻 杆 2 根+411NC52 母接头+127mm 钻杆 2 柱+178mm 清砂接头+127 mm 钻 杆 4 柱+178 mm 清 砂 接 头+127 mm 钻 杆 4 柱+178 mm 清 砂 接 头+127mm 钻杆风平 1H1-5 水平段完井通井钻具结构如下。215.9 mm 牙 轮 钻 头+430410 双 母 接 头+172mm 浮阀+4114A10 接头+65mmLDC1 根+212 mm 螺 扶+165 mmLDC1根+4A11410 接头+212mm 螺扶+4114A10 接头+165mmLDC1根+4A11410 接头+127mmHWDP10 根+165mm 随钻震击器+127mmHWDP8 根+411NC52母接头+127mm 钻杆2 柱+178mm 清砂接头+127mm 钻杆 4 柱+178mm 清砂接头+127mm 钻杆 4 柱+178mm 清砂接头+127mm 钻杆5.2关于流变性与携带及岩屑床清理现在普遍认为，在直井、小斜度井带砂评价主要是参考动切力、塑性黏度及动塑比值，这点没有什么异议。但是对于大斜度井、水平井的携带问题有不同观点，想当年在塔里木接触水平井技术服务初期，由于没有这方面的施工经验，钻井、钻井液指令由定向井工程师下达，基本要求就是高黏度、高切力，215.9mm 井眼要求黏度不低于 100s，现在认为不利于水马力发挥、井眼清洁及岩屑床的清除，尤其是机泵能力较差的情况下，更是恶性循环，因为大斜度及水平井的携带与黏度、动塑比不是正比关系，甚至没有作用，只能增加循环压耗7。尤其是国外专家的关于 3、6转理论，6值不低于井眼直径的 11.5 倍等等，通过我们多年的钻井实践，这个理论也不完全正确，至于认识分歧的影响因素解释，我认为可能有两方面导致：一是与钻井液体系、组分等有关系；二是与钻井液性能的测量仪器适配性有关系。关于这一点，多年前一位国外专家的可视化模拟试验的结论，更是应该给我们诸多启发与深思。该专家通过透明管体做了大量的关于不同性质的流体、在恒定的排量下、在不同的井斜角井眼中的携带清洁模拟试验，得出的结论是：在大斜度，或者水平井中，清水是最好的井眼清洁液。这一点与笔者多年、多口井的应用实践结论也是一致的：低黏度、切力更利于携带与井眼清洁。但这个结论与部分传统理论认识有悖。1999 年在塔里木第一次应用“强抑制、低固相复合有机盐钻井液”体系，钻进过程中一直保持低黏度、低切力，钻至完钻井深 5950m（裸眼段长4950m），切力为 0.5/1.5Pa/Pa。当时为了保证井下安全，要求必须调整钻井液性能，提高黏度、切力。因为是第一口科学实验井，又因为在钻井过程中机速很快，带砂良好，起下钻均顺利，为验证其独特性能，没有调整，结果电测、下套管均一次成功，井径扩大率低于 6%，固井施工顺利，固井质量优良。但是这个结论，与多年在钻井液界流行的大斜度、水平井要高黏度、高切力，尤其是 6不低于多少等等结论差异很大，是需要继续探讨的问题。到底是低黏度、低切力好，还是高黏度、高切力好，应该不是非黑即白的问题，不是正确与错误的问题，这个问题的复杂性可能在于与钻井液体系、组分的不同有关，还应该与钻井排量、转速的大小、定向仪器等钻井方面的理念的转变有关。5.3关于钻井液的润滑性谈到钻井液的润滑性能，多数认为油基钻井液肯定优于水基钻井液。的确，传统聚合物、聚磺，尤其是高密度无机盐水基聚磺钻井液，在润滑方面与油基钻井液相比有其不足。但是，根据近几年所做的室内润滑性评价数据，以及实际应用效果对标分析结果看，复合有机盐水基钻井液体系在润滑方面不亚于油基钻井液，所以，笔者认为润滑性水基不如油基这个观点是不全面的。关于这方面的分析，笔者认为可能与不同钻井36钻井液与完井液2024年1月液体系的润滑机理有关。复合有机盐水基钻井液的润滑机理有其独特性，主要表现在三个方面：一是复合有机盐自身具有很好的润滑性能，这一点国内外均有证明。机理就是大量的有机酸根具有很强的表面活性，吸附在金属或者黏土表面，形成牢固的吸附膜，发挥良好的润滑作用；二是聚合醇的“O-M”键润滑原理。其微观机理是：钻具组合金属管串中电子的运动比较活跃，部分电子脱离金属原子形成自由电子，使部分金属原子形成金属离子，这样金属离子中就有了空原子轨道。聚合醇分子的氧原子有孤对电子，该孤对电子进入金属原子的空原子轨道，形成紧密的氧金属配位键（OM）8；三是相对低的固相含量。与油基钻井液对比，如同样把钻井液密度加重调整至 2.0g/cm3左右，复合有机盐水基钻井液需要重晶石 1.33t/m3左右（基液密度一般控制为 1.30g/cm3）；油基钻井液加重需要重晶石 2.0t/m3左右（基液密度一般在 0.95g/cm3左右）。可知，加重至相同密度，复合有机盐水基钻井液需要的重晶石量，远远低于油基钻井液，而且密度越高，重晶石数量相差越明显，固相含量降低 30%以上，这对泥饼质量，润滑性能影响较大912。关于复合有机盐润滑性，钻进期间几个有惊无险的施工细节，也证明了复合有机盐钻井液的良好润滑性能。如风平 1H2-5 井：一是在钻井过程中，由于设备故障，全井场停电，在不能循环钻井液，不能活动钻具的情况下钻具分别静止 33、45min，设备修好后不黏、不卡；二是在完井下套管期间，同样由于设备故障，套管在水平段静止 810min（13h 左右）不黏、不卡；三是实现水平段钻进 1000m（水平段自 15002541m 完钻）不搞短程起下钻作业，井下一切正常，是业界长水平段较高纪录。充分体现了复合有机盐水基钻井液的井眼清洁、润滑防卡等优良性能。6复合有机盐水基与油基钻井液应用对标分析我们对青海风西油田这两年用复合有机盐水基钻井液及油基钻井液施工的五口水平井就钻井周期进行了对标分析，结果是两口复合有机盐水基钻井液施工的井在平均井深深 571m，平均水平段长长 827m 的情况下，平均钻井周期反而短 9d 左右（见表 4），从一方面至少说明复合有机盐水基在满足优快钻井方面，不亚于油基钻井液。表4风西油基、水基钻井液指标对标分析井号钻井液井深/m水平段长/m钻井周期/d水平段钻井周期/d1水基钻井液5500253762242水基钻井液5478254177243油基钻井液50832100（441）69224油基钻井液47181563（978）78165油基钻井液49541474（1067）88247总结与认识1.“优质复合有机盐水基钻井液在青海油田风西长水平段水平井的成功应用，并创青海油田水平井水平段最长（2541m）、油层钻遇率最高（100%）、水平井单趟进尺最多（1566m）、短程起下钻段长 1000 米、首次采用漂浮下套管顺利到位等多项施工纪录。证明优质水基钻井液完全可以满足应用旋转导向系统，钻探长水平段水平井的技术需求。结合岩性硬度仅 2-4 的地层条件，应该可以满足国内其他油田的水平井的安全施工要求，应用前景广阔。2.“优质复合有机盐水基钻井液与油基钻井液同台竞技，对标分析结果说明，复合有机盐优质水基钻井液完全可以替代油基钻井液在长裸眼、长水平段水平井应用。不但可以较好地解决环保难题，同时还可以降低钻井液成本，改善固井质量，改善酸化压裂作业等施工效果。应该对我们钻井液工作者优选体系应用方面拓宽了思路与方向。3.“随钻封堵提高地层承压能力技术”及纳米、刚性、塑性多颗粒级别复合材料配套应用，很好地解决了窄密度窗口溢-漏矛盾，大大提高了大套碎屑岩非惰性、渗透性、孔隙性地层及“千层饼”地层的堵漏效率及效果，同时提高了钻井时效，降低了钻井液消耗量。对提高和改变我们对漏失性质判断与堵漏方法的选择具有较好的启发和借鉴意义，值得推广应用。4.一口井的钻探成功是个复杂的系统工程，钻井液的性能指标控制、钻井工程参数的优选与起下第41卷第1期张民立等：青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术37钻操作规范、井眼轨迹与造斜率大小的控制等缺一不可。参考文献张永庶，韩秦鹏.风西地区沉积储层特征 J.青海石油，2013，21（3）：12-16.ZHANG Yongshu,HAN Qinpeng.Characteristics ofsedimentary reservoirs in Fengxi areaJ.Qinghai oilMarch,2013,21（3）：12-16.1韩闯，李纲，别康，等.二维核磁共振 T1-T2谱在风西复杂碳酸盐岩储层流体识别中的应用 J.测井技术，2021，45（1）：56-61.HANChuang,LIGang,BIEKang,etal.Applicationofinnovative T1-T2 fluid typing method in complexcarbonate reservoir of Fengxi blockJ.Well LoggingTechnology,2021,45（1）：56-61.2刘玉成，许小燕.大风山油田沉积相研究 J.石化技术，2016，23（4）：58-58.LIUYucheng,XUXiaoyan.StudyonsedimentaryfaciesinDafengshanoilfieldJ.Petrochemical IndustryTechnology,2016,23（4）：58-58.3张民立，王灿，王信，等.抗 240 高温的高密度复合有机盐钻井液及其制备方法：CN201610766919.0P.2016-08-30.ZHANGMinli,WANGcan,WANGXin,etal.NationalInvention patent,high-density composite organic saltdrillingfluidresistantto240hightemperatureanditspreparationmethod:CN201610766919.0P.2016-08-30.4王信，张民立，庄伟，等.高密度水基钻井液在小井眼水 平 井 中 的 应 用 J.钻 井 液 与 完 井 液，2019，36（1）：65-69.WANG Xin,ZHANG Minli,ZHUANG Wei,et al.Application of high density water base drilling fluidsysteminhorizontalslimholedrillingJ.Drillin