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摘要：针对桩123区块上部地层泥岩造浆严重，且埋藏深度大，钻井液流型胜难于控制引发的技术难题，制定出强抑制性钻井液技术方案。通过桩123丛式井组6口井强抑制性钻井液技术应用，解决了造浆严重的技术难题。钻井后期采用原有和白油润滑剂复合润滑，并及时转化成强抑制性抗高温防塌润滑钻井液体系，使得钻井施工安全顺利高效。
关键词：泥岩造浆 强抑制性 复合润滑 防塌
一、前言
桩123平台位于桩西堤坝以外1.5千米，正是桩西地区滩海人工岛一个实例，人工岛上已有同台完成井10口。为扩大桩123区块开发面积，规划动用含油面积0.85平方千米，下达了6口井钻探任务。
二、桩123丛式井组钻井施工的几个技术难点
1、桩123区块上部地层埋藏厚度大，明化镇组、馆陶组、东营组三个层位厚度分别为990米、830米、1000米，累计厚度2820米。地层岩性多为造浆严重的泥岩为主。
2、钻探定向井造浆地层厚度相应增加。定向井钻进过程中钻具躺在下井壁上转动，使钻屑被研磨的更细，更易造浆。
3、造浆严重时，钻井液流型差，泥糊井壁形成小井眼，造成起下钻困难。
4、钻井液流型差形成钻井液滞流层厚度增加，假泥饼也厚；使得钻具包角变大，摩阻上升。表现为滑动定向钻进时严重托压，粘附卡钻的危险很大。
5、下部地层（东营组中下部、沙河街组）易坍塌掉块，对钻井施工作业和完井作业都不利。
三、强抑制性钻井液方案设计
分析桩123丛式井组钻井施工的五个技术难点，突出表现为地层造浆严重带来的一系列问题，由此看来增强钻井液抑制性、抑制造浆非常重要。借鉴以往定向井的钻井实践经验，通过细致的分析研究，对原来使用的聚合物防塌钻井液体系进行了改进，完善了体系配方，制定了以下“强抑制性钻井液方案”。
1、提高钻井液中PAM的含量，由原来的0.3%上升到0.5%；为增强钻井液中聚合物的包被效果，再增加0.3%的有机高分子包被剂。
2、振动筛使用线性两联筛，筛布目数由原来的80目，改用100目。
3、更换新离心机，处理量由原来的60方/小时提升到80方/小时；再增加一台60方离心机，以备急用。
4、钻井液中使用铵盐类和硅氟类降粘剂，不再使用分散剂。调整钻井液流型达到设计要求。
5、钻井液的PH≯9，避免因PH值过高，引起粘土分散。
6、前期使用原油降低摩阻；钻井后期，使用原油和液体润滑剂复合润滑来降低钻具摩阻，满足滑动钻进的需要，避免粘卡事故，确保钻井安全。
7、钻至东营组中下部加足抗高温材料，转化成强抑制性抗高温防塌润滑钻井液体系，降低HTHPWL=12ml（130℃），以控制沙河街组坍塌掉块。
四、现场应用
上述技术方案，在桩123丛式井组施工中都得到了很好的应用。自2012年7月25日钻机迁入桩123平台，12月17日全部完成6口丛式井组的钻探任务，连续施工145天，累计钻井进尺21238米，平均井深3539.67米，平均机械钻速25.25m/h，平均机械月速4673米/台月，刷新地区多项钻井指标。钻井施工过程中应用强抑制性钻井液技术，克服了上部地层造浆严重，下部地层坍塌掉块，定向井摩阻扭矩大等多项技术难题，使得整个钻井施工安全顺利、快速高效，圆满地完成了滚动开发桩斜123区沙二段油层的钻井任务。
下面以桩123-斜5井为例，统计的钻井液性能和钻井液材料用量。
五、结论
1.强抑制性钻井液技术应用于桩西地区定向井施工，钻井液流型容易控制。解决了因钻井液流型差引发的一系列问题。
2.PAM和高分子量的包被剂复配使用，钻屑能从筛面上很容易滑落，不泥糊筛布，强抑制包被效果好。
3.钻井后期使用原油与润滑剂复合润滑能够有效地将摩阻控制在合理范围内。
4.东营组中下部转化成强抑制性抗高温润滑防塌钻井液体系，防塌效果明显施工中没有发生井塌现象，完井电测井径曲线表明井径扩大率为5-8%
参考文献
[1]李克向.国外大位移井钻井技术.北京：石油工业出版社.1998
[2]李克向，周熠辉，苏义脑，等.国外大位移钻井技术.北京：石油工业出版社.1998
[3]王卫彬等.桩139平台丛式井组钻井技术.新疆：西部探矿工程.2006
关键词：泥岩造浆 强抑制性 复合润滑 防塌
一、前言
桩123平台位于桩西堤坝以外1.5千米，正是桩西地区滩海人工岛一个实例，人工岛上已有同台完成井10口。为扩大桩123区块开发面积，规划动用含油面积0.85平方千米，下达了6口井钻探任务。
二、桩123丛式井组钻井施工的几个技术难点
1、桩123区块上部地层埋藏厚度大，明化镇组、馆陶组、东营组三个层位厚度分别为990米、830米、1000米，累计厚度2820米。地层岩性多为造浆严重的泥岩为主。
2、钻探定向井造浆地层厚度相应增加。定向井钻进过程中钻具躺在下井壁上转动，使钻屑被研磨的更细，更易造浆。
3、造浆严重时，钻井液流型差，泥糊井壁形成小井眼，造成起下钻困难。
4、钻井液流型差形成钻井液滞流层厚度增加，假泥饼也厚；使得钻具包角变大，摩阻上升。表现为滑动定向钻进时严重托压，粘附卡钻的危险很大。
5、下部地层（东营组中下部、沙河街组）易坍塌掉块，对钻井施工作业和完井作业都不利。
三、强抑制性钻井液方案设计
分析桩123丛式井组钻井施工的五个技术难点，突出表现为地层造浆严重带来的一系列问题，由此看来增强钻井液抑制性、抑制造浆非常重要。借鉴以往定向井的钻井实践经验，通过细致的分析研究，对原来使用的聚合物防塌钻井液体系进行了改进，完善了体系配方，制定了以下“强抑制性钻井液方案”。
1、提高钻井液中PAM的含量，由原来的0.3%上升到0.5%；为增强钻井液中聚合物的包被效果，再增加0.3%的有机高分子包被剂。
2、振动筛使用线性两联筛，筛布目数由原来的80目，改用100目。
3、更换新离心机，处理量由原来的60方/小时提升到80方/小时；再增加一台60方离心机，以备急用。
4、钻井液中使用铵盐类和硅氟类降粘剂，不再使用分散剂。调整钻井液流型达到设计要求。
5、钻井液的PH≯9，避免因PH值过高，引起粘土分散。
6、前期使用原油降低摩阻；钻井后期，使用原油和液体润滑剂复合润滑来降低钻具摩阻，满足滑动钻进的需要，避免粘卡事故，确保钻井安全。
7、钻至东营组中下部加足抗高温材料，转化成强抑制性抗高温防塌润滑钻井液体系，降低HTHPWL=12ml（130℃），以控制沙河街组坍塌掉块。
四、现场应用
上述技术方案，在桩123丛式井组施工中都得到了很好的应用。自2012年7月25日钻机迁入桩123平台，12月17日全部完成6口丛式井组的钻探任务，连续施工145天，累计钻井进尺21238米，平均井深3539.67米，平均机械钻速25.25m/h，平均机械月速4673米/台月，刷新地区多项钻井指标。钻井施工过程中应用强抑制性钻井液技术，克服了上部地层造浆严重，下部地层坍塌掉块，定向井摩阻扭矩大等多项技术难题，使得整个钻井施工安全顺利、快速高效，圆满地完成了滚动开发桩斜123区沙二段油层的钻井任务。
下面以桩123-斜5井为例，统计的钻井液性能和钻井液材料用量。
五、结论
1.强抑制性钻井液技术应用于桩西地区定向井施工，钻井液流型容易控制。解决了因钻井液流型差引发的一系列问题。
2.PAM和高分子量的包被剂复配使用，钻屑能从筛面上很容易滑落，不泥糊筛布，强抑制包被效果好。
3.钻井后期使用原油与润滑剂复合润滑能够有效地将摩阻控制在合理范围内。
4.东营组中下部转化成强抑制性抗高温润滑防塌钻井液体系，防塌效果明显施工中没有发生井塌现象，完井电测井径曲线表明井径扩大率为5-8%
参考文献
[1]李克向.国外大位移井钻井技术.北京：石油工业出版社.1998
[2]李克向，周熠辉，苏义脑，等.国外大位移钻井技术.北京：石油工业出版社.1998
[3]王卫彬等.桩139平台丛式井组钻井技术.新疆：西部探矿工程.2006