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【摘要】伊拉克艾哈代布油田地层岩性复杂，大段膏盐层与泥灰岩地层坍塌压力高、井壁稳定性差，阻卡、泥包等钻井复杂情况影响速度。为了解决大段石膏层、盐层侵入与泥岩分散造浆与缩径问题，从影响井壁稳定因素入手开展了钻井液体系优选与工艺技术优化；井壁稳定效果显著，创造了安全的井眼环境。
【关键词】艾哈代布 岩性复杂 井壁稳定 聚磺钻井液体系 效果显著
艾哈代布油田位于伊拉克中南部瓦西特省，该油田第三系Lower fars地层1100m～1500m以硬石膏岩层、塑性较强灰质泥岩为主，下部至2500m存在大段水敏性泥岩地层；从前期完成的AD008、AD010H井实钻情况看，二开以后井段缩径、泥包、托压、起下钻阻卡等井壁稳定问题突出，严重影响了施工质量和钻进效率，由此问题还提出了增加一层技术套管下至1100m左右的考虑。为此，以井壁稳定工作为中心的钻井液工艺突破成为了油田开发初期的首要问题。
1 井壁失稳原因分析
1.1 地质因素
油田地层岩性大致为，1100m以上为大套泥岩夹薄砂岩，偶夹石膏及灰岩；1100m-1500m为硬石膏与灰质泥岩互层，夹少量白云岩及灰岩；1500m-1750m为白云岩、灰岩与灰质泥岩；1750m-2050m为燧石结核灰岩；2050m以下为大套灰岩偶夹泥岩。
根据前期完成井实钻资料，AD-008井曾钻遇纯石膏层累计达128m（单层最大厚度大于10m），可能盐层6.35m，其膏泥岩混层夹层总计达500m左右；由此产生的井壁稳定问题主要表现为：
（1）部分地层岩性以泥岩、泥灰岩、页岩、页岩互层为主，易出现水化膨胀、缩径、井壁垮塌等问题。钻井液粘切控制较困难，膨润土含量、固相含量高，使流变性变差，维护处理难度大。
（2）上部第三系地层中有大段的石膏层、膏泥岩互层，钻井液钙侵后，会造成粘切升高、失水增大、泥饼虚厚等问题，钻井液性能失控，易造成井下复杂或事故。
（3）Lower Fars地层含有石膏、盐岩，对淡水体系钻井液性能影响较大，特别是失水控制困难。
1.2 钻井液工艺因素
（1）地层坍塌压力预测结果表明，该油田第三系坍塌压力为1.20 g/cm3-1.30g/ cm3，上白垩系坍塌压力为1.20 g/cm3-1.28 g/ cm3。上部第三系地层坍塌压力较高，采取了较高密度钻井液来平衡坍塌压力时，高密度钻井液会造成压差过大，使进入地层的自由水量增多，易引起泥岩掉块和坍塌。
（2）根据已完钻的AD008井、AD010井现场实际应用情况来看，AD008井、AD010井全井使用两性离子聚合物钻井液，体系偏重于环保，选用泥浆材料抗钙或抗盐能力不够，实施过程中泥浆性能波动大，且井壁稳定状况不好。在钻遇石膏层和盐水层时受钙和盐污染严重，泥浆性能粘切升高、失水增大、流动性变差，且不易控制；钻井液原有的特性均发挥不了，曾一度使井下出现坍塌、泥包、缩径、起鉆遇卡、下钻遇阻、划眼等复杂情况。
（3）由于钻井液体系在复杂层段的不适应，导致其性能尤其是钻井液滤失量和泥饼质量很难控制；室内评价结果也表明，前期选用的两性离子聚合物体系抗盐、抗石膏侵能力较差，其粘切、失水及流变性能变化较大，泥饼虚厚，粘度可达上百余秒甚至滴流。滤失量大，会增加进入地层的滤液量和侵入深度，导致膨胀压增大；泥饼质量差，则不能有效阻止滤液进入地层，特别是当抑制性较差时，体系无法起到稳定井壁的作用。
2 钻井液体系优选
（1）二开1000m以上井段使用两性离子聚合物钻井液体系，利用聚合物包被剂PLUS-L的抑制作用及具有较好抑制作用的中分子聚合物SP-8控制水敏性泥岩地层水化膨胀、缩径、垮塌及造浆，实现井眼稳定与泥浆性能稳定。
（2）二开1000m左右转化成聚磺钻井液体系，优选聚合物包被剂PLUS-L的抑制作用，以及具有较好抑制作用的中小分子聚合物SP-8及NPAN协同控制水敏性泥岩地层水化膨胀、缩径、垮塌及造浆，实现井眼稳定与泥浆性能稳定；
利用抗盐抗钙效果好的聚合物包被剂PLUS-L、聚合物降滤失剂SP-8及磺化类F-SOLTEX、SPNH、SMP-1等的协同作用，解决大段石膏层、盐层与盐水层的泥浆性能污染问题。
（3）三开，对于水平井造斜段、水平段采用聚磺混油钻井液体系，混原油10%左右或加润滑剂5%以上，确保泥浆体系的抑制与抗污染能力的同时努力降低摩阻，减少扶正器与PDC钻头泥包，以利于提高斜井段钻井速度。
3 钻井液工艺技术措施
3.1 二开井段
（1）井深1000m前：按处理后的一开井浆+0.6-0.8%PLUS-L+0.6-0.8%SP-8+1-2%RH-3将聚合物胶液均匀混入二开基浆中；钻进中使用PLUS-L与SP-8胶液维护，若包被剂浓度偏低，可在泥浆循环周上直接加入PLUS-L乳液。泥浆性能控制原则：密度1.08-1.10g/cm3、漏斗粘度40-60s、失水量低于5mL、pH 7-8。密度低于1.08g/cm3时，要注意防止上部地层发生盐水侵。
（2）二开开始时振动筛装40目筛布，井深1000m以后应将振动筛布逐步更换成60目或80目，除砂器下面的振动筛原则上装200目筛布。振动筛与除砂器或除泥器运转时率必须达到100%，控制含砂量小于0.5%。
（3）所有聚合物都必须以胶液形式加入，禁止干加，通过聚合物分子链充分伸展，提高包被钻屑、抑制泥岩水化分散能力。当振动筛过流量允许时，PLUS-L乳液可在循环周上均匀缓慢加入，以确保快速钻进过程中的包被剂浓度达到要求，使泥浆具有较强的抑制性，防止水敏性泥岩井段水化膨胀、缩径。
（4）井深1000m后：开始转化泥浆，按井浆+0.8%PLUS-L+0.7%SP-8+2%RH-3+3%F-SOLTEX+2%SPNH+1%SMP-1+0.3%NaOH+重晶石粉配制，直接加入磺化类处理剂或混入高浓度磺化类处理剂胶液（磺化类胶液浓度可大于20%），按配方加够以提高泥浆抗污染能力。 （5）钻井液密度提高至1.25g/cm3，控制初切值在1.5Pa以上，防止加重材料沉淀。聚合物包被剂、聚合物降滤失剂、磺化类处理剂胶液尽可能分开配制，聚合物包被剂浓度1%左右，聚合物降失水剂胶液浓度5%左右，磺化类处理剂胶液浓度20%左右；
（6）盐膏层钻进中及时加入烧碱溶液，始终维持泥浆pH值为9-9.5之间；充分利用钻进石膏层时侵入的钙离子增强体系的抑制能力，一般情况下不加入纯碱除钙。
3.2 三开井段
（1）三开井段侧重提高液体润滑剂与包被剂浓度，加入固体润滑剂，混油泥浆含油量控制至在8%左右，确保泥浆性能均匀稳定。处理后泥浆+0.8-1%PLUS-L+0.6-0.8%SP-8+5%RH-3/（10-15%原油+0.3%乳化剂）+3-5%F-SOLTEX+2%SPNH+1%SMP-1（粉）+2%固体润滑剂（RH-2）+0.3%NaOH。
（2）保持体系中聚合物包被剂浓度在1%左右，确保泥岩钻屑返出时仍然有较好的成型度，以克服滑动钻进时泥包现象的出现。
（3）当环空返速较低时，控制动塑比值大于0.3；努力提高静切力之初切力，并努力降低终切与初切之比值，保持良好的触变性能。切力偏低时也可加入适量XC来提高体系悬浮性。三维定向井进入大斜度井段后Ф3读数须保持在5以上。
（4）控制较低的滤失量（小于3mL、三维定向井大斜度井段小于2mL），使泥饼致密、薄而韧，努力实现低摩阻。强化泥浆固相控制，控制含砂量至0.3%以下。
（5）进入大斜度以后，及时掌握钻进过程中的扭矩变化情况，有无托压现象，关注钻具摩阻情况，当摩阻急剧升高时，应通过进一步改善泥饼质量、增加润滑剂含量、调整流变性，及时改善泥浆的润滑性和携岩能力，以减缓岩屑床厚度等综合措施，努力使摩阻处于正常范围。
4 应用效果
经优化钻井液体系及工艺措施，在复杂层段后期实施井总体性能明显优于初期使用的两性离子聚合物钻井液体系，完全满足钻井工程要求。主要表现在：
4.1 解决了泥浆性能稳定问题
通过采用聚磺泥浆体系，解决了上部大段水敏性泥岩分散造浆与缩径问题，充分显现出超大分子聚合物包被剂乳液PLUS-L的极强包被效果，在泥岩地层钻进中，由振动筛面观察返出岩屑成型度非常好，完全保持了PDC钻头切屑出的扁长方体形状，不糊筛布，用手抓捏泥岩钻屑不粘手，泥浆的抑制性能达到比较理想状态。由于泥浆抑制性好，减少了体系中亚微米颗粒，有利于提高机械钻速。
4.2 解决了大段石膏层、盐层与盐水层的泥浆性能污染问题。
利用抗盐抗钙效果特好的聚合物包被剂PLUS-L、聚合物降滤失剂SP-8及磺化类的F-SOLTEX、SPNH、SMP-1等的协同作用，钻进300多米的盐膏夹层，泥浆相关性能稳定，尽管部分井段泥浆中Cl-浓度达到800000mg/L以上、Ca+2达到6000mg/L左右，但API滤失量始终稳定在3mL左右，漏斗粘度稳定在50-60s范围之内，且维护处理比较简单。
4.3 井壁稳定状况明显改善，阻卡划眼现象得到有效控制
AD-008井阻卡时间55.25h，后期实施的6口直井平均阻卡时间36.79h；AD010H阻卡时间251.25h，后期实施的水平井平均阻卡时间17.18h，尤其是造斜段与水平段基本无严重超拉与下钻遇阻，大大降低了阻卡时间。同时，井眼状况得到明显好转。AD-008、AD-010H失稳段井径扩大率最高13.27%、缩径率2.91%，优化钻井液工艺后上部失稳地层井径扩大率最高5.82%、缩径率0.44%。
4.4 创造了较为安全的井眼环境
优选聚磺泥浆体系以后，电测与下套管施工顺利，水平井造斜段与水平段井壁稳定、泥浆润滑性好、井眼畅通。
5 结论与认识
（1）聚磺钻井液体系，钻井液性能稳定，易于维护处理，抗温、抗盐、抗钙和抗钻屑的污染能力均较强，能够满足施工要求。
（2）聚磺钻井液工艺技术有效地解决了长段泥岩段、硬质石膏段地层因井壁失稳出现的井下复杂问题。钻井过程中井壁稳定、井径规则，泥包、托压、起下钻阻卡等现象得到有效控制。
（3）井壁稳定问题的解决，使得进一步控制钻井液密度实现近平衡钻井成为可能，有利于油层保护工作的开展。
（4）聚磺钻井液体系在复杂层段良好的抑制性表现，解除了因井壁稳定问题须下入技术套管封固的考虑；实践证明，聚磺钻井液体系能够满足石膏层井段和下部井段在同一井段内安全钻井施工，为井身结构的优化提供了宽广的空间。
参考文献
[1] 鄢捷年.钻井液工艺学[M] 北京：石油大学出版社，2000
[2] 徐同台.井壁稳定技术研究现状及发展方向[J].钻井液与完井液，1997，139（4）：36-43
[3] 钟安福，余广兴，蒋积王.井壁稳定技术在胜利大王北油田深井钻井中的应用.西部探矿工程，2010，11（6）：71-74
【关键词】艾哈代布 岩性复杂 井壁稳定 聚磺钻井液体系 效果显著
艾哈代布油田位于伊拉克中南部瓦西特省，该油田第三系Lower fars地层1100m～1500m以硬石膏岩层、塑性较强灰质泥岩为主，下部至2500m存在大段水敏性泥岩地层；从前期完成的AD008、AD010H井实钻情况看，二开以后井段缩径、泥包、托压、起下钻阻卡等井壁稳定问题突出，严重影响了施工质量和钻进效率，由此问题还提出了增加一层技术套管下至1100m左右的考虑。为此，以井壁稳定工作为中心的钻井液工艺突破成为了油田开发初期的首要问题。
1 井壁失稳原因分析
1.1 地质因素
油田地层岩性大致为，1100m以上为大套泥岩夹薄砂岩，偶夹石膏及灰岩；1100m-1500m为硬石膏与灰质泥岩互层，夹少量白云岩及灰岩；1500m-1750m为白云岩、灰岩与灰质泥岩；1750m-2050m为燧石结核灰岩；2050m以下为大套灰岩偶夹泥岩。
根据前期完成井实钻资料，AD-008井曾钻遇纯石膏层累计达128m（单层最大厚度大于10m），可能盐层6.35m，其膏泥岩混层夹层总计达500m左右；由此产生的井壁稳定问题主要表现为：
（1）部分地层岩性以泥岩、泥灰岩、页岩、页岩互层为主，易出现水化膨胀、缩径、井壁垮塌等问题。钻井液粘切控制较困难，膨润土含量、固相含量高，使流变性变差，维护处理难度大。
（2）上部第三系地层中有大段的石膏层、膏泥岩互层，钻井液钙侵后，会造成粘切升高、失水增大、泥饼虚厚等问题，钻井液性能失控，易造成井下复杂或事故。
（3）Lower Fars地层含有石膏、盐岩，对淡水体系钻井液性能影响较大，特别是失水控制困难。
1.2 钻井液工艺因素
（1）地层坍塌压力预测结果表明，该油田第三系坍塌压力为1.20 g/cm3-1.30g/ cm3，上白垩系坍塌压力为1.20 g/cm3-1.28 g/ cm3。上部第三系地层坍塌压力较高，采取了较高密度钻井液来平衡坍塌压力时，高密度钻井液会造成压差过大，使进入地层的自由水量增多，易引起泥岩掉块和坍塌。
（2）根据已完钻的AD008井、AD010井现场实际应用情况来看，AD008井、AD010井全井使用两性离子聚合物钻井液，体系偏重于环保，选用泥浆材料抗钙或抗盐能力不够，实施过程中泥浆性能波动大，且井壁稳定状况不好。在钻遇石膏层和盐水层时受钙和盐污染严重，泥浆性能粘切升高、失水增大、流动性变差，且不易控制；钻井液原有的特性均发挥不了，曾一度使井下出现坍塌、泥包、缩径、起鉆遇卡、下钻遇阻、划眼等复杂情况。
（3）由于钻井液体系在复杂层段的不适应，导致其性能尤其是钻井液滤失量和泥饼质量很难控制；室内评价结果也表明，前期选用的两性离子聚合物体系抗盐、抗石膏侵能力较差，其粘切、失水及流变性能变化较大，泥饼虚厚，粘度可达上百余秒甚至滴流。滤失量大，会增加进入地层的滤液量和侵入深度，导致膨胀压增大；泥饼质量差，则不能有效阻止滤液进入地层，特别是当抑制性较差时，体系无法起到稳定井壁的作用。
2 钻井液体系优选
（1）二开1000m以上井段使用两性离子聚合物钻井液体系，利用聚合物包被剂PLUS-L的抑制作用及具有较好抑制作用的中分子聚合物SP-8控制水敏性泥岩地层水化膨胀、缩径、垮塌及造浆，实现井眼稳定与泥浆性能稳定。
（2）二开1000m左右转化成聚磺钻井液体系，优选聚合物包被剂PLUS-L的抑制作用，以及具有较好抑制作用的中小分子聚合物SP-8及NPAN协同控制水敏性泥岩地层水化膨胀、缩径、垮塌及造浆，实现井眼稳定与泥浆性能稳定；
利用抗盐抗钙效果好的聚合物包被剂PLUS-L、聚合物降滤失剂SP-8及磺化类F-SOLTEX、SPNH、SMP-1等的协同作用，解决大段石膏层、盐层与盐水层的泥浆性能污染问题。
（3）三开，对于水平井造斜段、水平段采用聚磺混油钻井液体系，混原油10%左右或加润滑剂5%以上，确保泥浆体系的抑制与抗污染能力的同时努力降低摩阻，减少扶正器与PDC钻头泥包，以利于提高斜井段钻井速度。
3 钻井液工艺技术措施
3.1 二开井段
（1）井深1000m前：按处理后的一开井浆+0.6-0.8%PLUS-L+0.6-0.8%SP-8+1-2%RH-3将聚合物胶液均匀混入二开基浆中；钻进中使用PLUS-L与SP-8胶液维护，若包被剂浓度偏低，可在泥浆循环周上直接加入PLUS-L乳液。泥浆性能控制原则：密度1.08-1.10g/cm3、漏斗粘度40-60s、失水量低于5mL、pH 7-8。密度低于1.08g/cm3时，要注意防止上部地层发生盐水侵。
（2）二开开始时振动筛装40目筛布，井深1000m以后应将振动筛布逐步更换成60目或80目，除砂器下面的振动筛原则上装200目筛布。振动筛与除砂器或除泥器运转时率必须达到100%，控制含砂量小于0.5%。
（3）所有聚合物都必须以胶液形式加入，禁止干加，通过聚合物分子链充分伸展，提高包被钻屑、抑制泥岩水化分散能力。当振动筛过流量允许时，PLUS-L乳液可在循环周上均匀缓慢加入，以确保快速钻进过程中的包被剂浓度达到要求，使泥浆具有较强的抑制性，防止水敏性泥岩井段水化膨胀、缩径。
（4）井深1000m后：开始转化泥浆，按井浆+0.8%PLUS-L+0.7%SP-8+2%RH-3+3%F-SOLTEX+2%SPNH+1%SMP-1+0.3%NaOH+重晶石粉配制，直接加入磺化类处理剂或混入高浓度磺化类处理剂胶液（磺化类胶液浓度可大于20%），按配方加够以提高泥浆抗污染能力。 （5）钻井液密度提高至1.25g/cm3，控制初切值在1.5Pa以上，防止加重材料沉淀。聚合物包被剂、聚合物降滤失剂、磺化类处理剂胶液尽可能分开配制，聚合物包被剂浓度1%左右，聚合物降失水剂胶液浓度5%左右，磺化类处理剂胶液浓度20%左右；
（6）盐膏层钻进中及时加入烧碱溶液，始终维持泥浆pH值为9-9.5之间；充分利用钻进石膏层时侵入的钙离子增强体系的抑制能力，一般情况下不加入纯碱除钙。
3.2 三开井段
（1）三开井段侧重提高液体润滑剂与包被剂浓度，加入固体润滑剂，混油泥浆含油量控制至在8%左右，确保泥浆性能均匀稳定。处理后泥浆+0.8-1%PLUS-L+0.6-0.8%SP-8+5%RH-3/（10-15%原油+0.3%乳化剂）+3-5%F-SOLTEX+2%SPNH+1%SMP-1（粉）+2%固体润滑剂（RH-2）+0.3%NaOH。
（2）保持体系中聚合物包被剂浓度在1%左右，确保泥岩钻屑返出时仍然有较好的成型度，以克服滑动钻进时泥包现象的出现。
（3）当环空返速较低时，控制动塑比值大于0.3；努力提高静切力之初切力，并努力降低终切与初切之比值，保持良好的触变性能。切力偏低时也可加入适量XC来提高体系悬浮性。三维定向井进入大斜度井段后Ф3读数须保持在5以上。
（4）控制较低的滤失量（小于3mL、三维定向井大斜度井段小于2mL），使泥饼致密、薄而韧，努力实现低摩阻。强化泥浆固相控制，控制含砂量至0.3%以下。
（5）进入大斜度以后，及时掌握钻进过程中的扭矩变化情况，有无托压现象，关注钻具摩阻情况，当摩阻急剧升高时，应通过进一步改善泥饼质量、增加润滑剂含量、调整流变性，及时改善泥浆的润滑性和携岩能力，以减缓岩屑床厚度等综合措施，努力使摩阻处于正常范围。
4 应用效果
经优化钻井液体系及工艺措施，在复杂层段后期实施井总体性能明显优于初期使用的两性离子聚合物钻井液体系，完全满足钻井工程要求。主要表现在：
4.1 解决了泥浆性能稳定问题
通过采用聚磺泥浆体系，解决了上部大段水敏性泥岩分散造浆与缩径问题，充分显现出超大分子聚合物包被剂乳液PLUS-L的极强包被效果，在泥岩地层钻进中，由振动筛面观察返出岩屑成型度非常好，完全保持了PDC钻头切屑出的扁长方体形状，不糊筛布，用手抓捏泥岩钻屑不粘手，泥浆的抑制性能达到比较理想状态。由于泥浆抑制性好，减少了体系中亚微米颗粒，有利于提高机械钻速。
4.2 解决了大段石膏层、盐层与盐水层的泥浆性能污染问题。
利用抗盐抗钙效果特好的聚合物包被剂PLUS-L、聚合物降滤失剂SP-8及磺化类的F-SOLTEX、SPNH、SMP-1等的协同作用，钻进300多米的盐膏夹层，泥浆相关性能稳定，尽管部分井段泥浆中Cl-浓度达到800000mg/L以上、Ca+2达到6000mg/L左右，但API滤失量始终稳定在3mL左右，漏斗粘度稳定在50-60s范围之内，且维护处理比较简单。
4.3 井壁稳定状况明显改善，阻卡划眼现象得到有效控制
AD-008井阻卡时间55.25h，后期实施的6口直井平均阻卡时间36.79h；AD010H阻卡时间251.25h，后期实施的水平井平均阻卡时间17.18h，尤其是造斜段与水平段基本无严重超拉与下钻遇阻，大大降低了阻卡时间。同时，井眼状况得到明显好转。AD-008、AD-010H失稳段井径扩大率最高13.27%、缩径率2.91%，优化钻井液工艺后上部失稳地层井径扩大率最高5.82%、缩径率0.44%。
4.4 创造了较为安全的井眼环境
优选聚磺泥浆体系以后，电测与下套管施工顺利，水平井造斜段与水平段井壁稳定、泥浆润滑性好、井眼畅通。
5 结论与认识
（1）聚磺钻井液体系，钻井液性能稳定，易于维护处理，抗温、抗盐、抗钙和抗钻屑的污染能力均较强，能够满足施工要求。
（2）聚磺钻井液工艺技术有效地解决了长段泥岩段、硬质石膏段地层因井壁失稳出现的井下复杂问题。钻井过程中井壁稳定、井径规则，泥包、托压、起下钻阻卡等现象得到有效控制。
（3）井壁稳定问题的解决，使得进一步控制钻井液密度实现近平衡钻井成为可能，有利于油层保护工作的开展。
（4）聚磺钻井液体系在复杂层段良好的抑制性表现，解除了因井壁稳定问题须下入技术套管封固的考虑；实践证明，聚磺钻井液体系能够满足石膏层井段和下部井段在同一井段内安全钻井施工，为井身结构的优化提供了宽广的空间。
参考文献
[1] 鄢捷年.钻井液工艺学[M] 北京：石油大学出版社，2000
[2] 徐同台.井壁稳定技术研究现状及发展方向[J].钻井液与完井液，1997，139（4）：36-43
[3] 钟安福，余广兴，蒋积王.井壁稳定技术在胜利大王北油田深井钻井中的应用.西部探矿工程，2010，11（6）：71-74