H2 井是部署在WX 勘查区的一口重点探井，井型为定向井，最大井斜37.78°，实际井深4 148m，设计建井周期56.25 d，实际建井周期52.37 d，取全取准了各项资料，高效、优质地完成该口井的施工任务。在本井中涠二段和流二段泥页岩具微裂缝和层理发育，硬脆性，水敏性强，水化后易失稳、崩散剥落垮塌，使用氯化钾聚合醇强抑制封堵钻井液体系改善和延缓涠二段和流二段泥页岩微裂缝发育所导致的井壁缩径、垮塌，保证了钻井顺利进行，特别是本井311.2 mm 井段裸眼长，水平位移大，要控制钻井液的悬浮携带性，及时将钻屑循环出井眼，减少井内钻屑浓度，同时要提高泥饼质量，利用液体润滑剂和固体润滑剂提高钻井液的润滑性，尤其是在四开井段，要防止压差卡钻事故的发生。

H2 井是部署在北部湾盆地WX 勘查区的一口重点探井，该区域自上而下钻遇新近系为浅海相粗碎屑沉积，目的层古近系渐新统涠洲组整体以砂泥岩互层为主，夹煤层；始新统流沙港组以灰色、褐色泥页岩为主，夹浅灰色粉砂岩、细砂岩。根据邻井资料分析，存在易垮塌地层且有异常高压区域。

根据邻井资料显示在上部地层出现起下钻遇阻、划眼的原因，主要是由于上部地层的泥岩水化膨胀产生缩径、大段砂岩渗透性好形成虚厚泥饼。该区块一些井施工中，上部地层都用海水般土浆钻进（其实是用海水钻进，配合般土浆清扫井眼），由于海水般土浆漏斗黏度在30 s左右，对井壁冲刷很大，基本上不会形成泥饼，而且可能造成砂子没有被完全带出来。在替入PLUS/KCl体系泥浆后，由于新浆材料浓度偏低，失水大，没被带出的砂子可能会在上部井壁上沉积下来，从而在上部高渗地层形成厚泥饼； 另一方面，新浆的高滤失性会造成涠一段泥岩吸水膨胀，这样就造成一定程度缩径。起钻时在新老井眼内都不顺利。

涠洲地区复杂层段涠洲组二段及流沙港二段硬脆性泥页岩以伊利石、伊蒙混层、高岭土和绿泥石为主的易剥落掉块的硬脆性泥页岩，属于不稳定的泥页岩。通过研究发现，涠二段、流二段地层的坍塌主要是由于地层的特性所决定的。涠二段、流二段地层泥页岩中存在发育的层理和微裂缝，水基钻井液滤液沿微裂缝侵入地层，引起地层黏土矿物水化膨胀。由于地层黏土矿物是以伊蒙混层、伊利石和高岭石为主无序叠置，水化膨胀特征不同，所产生的膨胀压力也不同，造成了黏土矿物层间的受力不均，进而导致地层页岩沿结合胶结力最薄弱的层理和微裂缝间剥落。一般情况下，涠二段、流二段地层的坍塌时间在钻开后的一周左右。

涠二段、流二段泥页岩地层地应力较大，这也是易垮塌的原因之一。为了平衡应力，多采取提高钻井液密度的方法来对付，但附加的压差反过来又使层理、缝隙开启，加速了滤液的侵入和压力的传导。

本井离断层较近还应考虑断层漏失问题；同时地层压力预测会钻遇异常高压地层；由于施工井的裸眼井段长，水平位移大，而且井斜在37~38°，所以要控制钻井液性能、提高泥饼质量，防止压差卡钻事故的发生；海上油田钻井液与陆地钻井液也有很大差别，环保工作尤为重要，所以要优选无污染、可生物降解、无毒性的处理剂。

H2 井完钻井深为4 148 m，建井周期为52 d。该井井身结构：φ914.4 mm×152 m +φ444.5mm×1 816 m +φ311.15 mm×3 343 m +φ215.9mm×4 148 m。

一开使用海水般土浆钻井液，其配置方式如下。

淡水先加0.2%~0.3% NaOH、Na₂CO₃ 除钙、镁离子，后加10%~15% 土粉，水化8 h，测定漏斗黏度大于100 s即可。

该井段采用海水开路钻井，间隙替入稠浆洗井带砂。钻完井深后，替入10~20 m³ 海水稠钻井液洗井并海水大排量循环，起钻前打入井眼理论容积150% 的淡水稠浆护孔下套管。

（1） 钻井液配方。该井段采用海水聚合物体系。上部主要使用海水PAM 胶液维持钻井液量，漏斗黏度保持在30~35 s之间，失水基本不控制。1 200 m以下的井眼配浆时开始加入降失水剂和提黏剂，以保护井壁和满足携岩性。基本配方如下：

0.2%~0.3%PAM+ 0.3%~0.5%PAC -LV+ 0.2%NaOH+ 2%KCl + 0.2%~0.3%XCHV+0.2%SH201

（2）维护处理。保持固控设备的正常运转，合理使用好除砂除泥器及离心机，控制尽可能低的固相含量。工程上保证足够的排量携带岩屑，冲刷井壁以清除虚泥饼和黏附的岩屑。钻遇泥岩地层较多，造浆强烈，适当加入 SH201 抑制造浆；钻遇砂岩地层较多时，膨润土消耗较大，混入膨润土浆以提高配置好的土浆中膨润土的含量；钻遇下洋组砂岩较多且较疏松，钻井液黏度保持相对较高。本井段完钻前时将失水在8~10 mL，漏斗黏度提高到50~60 s并加入润滑剂，为下套管作准备。在下套管前最后循环钻井液时，起钻前一次替人50 m³稠浆清洗井眼，待稠浆出井后再起钻下套管。

（1）钻井液配方。该井段采用氯化钾聚合醇强抑制封堵钻井液体系。为便于钻井液低密度固相的控制，开钻钻井液全部使用新配制钻井液。开钻钻井液配制采用淡水浆与海水浆比例1∶2 配制而成。淡水浆为9%~10% 土粉；海水浆配方如下：0.3%NaOH + 0.2%Na₂CO₃ + 3%KCl +0.03%PAM+1.5%PAC-LV + 3%DYFT + 0.3%LPF-H+ 0.3%SH201 + 2% 海水降失水剂。

（2）维护处理。维护补充海水浆的推荐配方如下：海水 + 0.3%NaOH + 0.2%Na₂CO₃ + 3%KCl +0.03%PAM + 1.5%PAC-LV + 3%DYFT + 0.3%LPF-H+ 0.3%SH201 + 2% 海水降失水剂 + 2%LSF 在2 500m以后加入3%SMP。在进入有垮塌危险的涠二段地层后，降低钻井液失水至3 mL 以下。同时一次性补充3%~5% 超细碳酸钙（1 500 目、3 000 目各半）、3%SMP、3%LSF（配成胶液一个循环周加入），严格控制高温高压条件下的滤失量（120 ℃、10~12 mL）。完钻后使用塑料小球或玻璃微珠封井电测和下套管。三开各井段钻井液性能见表 1。

表 1(Table 1)

表 1 H2 井三开钻井液综合性能

表 1 H2 井三开钻井液综合性能 井深/m 密度/(g · cm-3) 漏斗黏度/s 塑性黏度/(mPa · s) 动切力/Pa G/G10 API失水/ mL pH值 1 900 1.32 50 30 7 1.5/3 3.5 9 2 000 1.32 48 29 6 42404 3.8 8 2 166 1.33 47 30 13.5 42406 3.5 8 2 568 1.33 48 30 7 42373 4 8 2 895 1.33 50 29 6 42374 3.8 8 2 965 1.33 47 29 10.5 42373 4 8 3 014 1.33 48 30 10 42404 3.8 8 3 119 1.33 48 30 10 1.5/5 3.8 8 3 237 1.34 49 33 11 42405 3.5 9 3 343 1.35 51 33 11 42406 3 9

（1）钻井液配方。该井段采用氯化钾聚合醇强抑制封堵钻井液体系。严格控制钻井液水活度，减少滤液的侵入。增加抗温材料的加量，补充3%~5%超细碳酸钙（1 500 目、3 000 目各半） + 0.2%LSF+3%SMP+3%DYFT+2%LSF+0.3%DSP-2+2% 聚合醇 +2% 海水降失水剂（ 配成胶液一个循环周加入），严格控制高温高压条件下的滤失量（140 ℃，8~10 mL）。本段开钻密度初步定为1.25 g/cm³，打开目的层段之前，钻井中视井下情况调整密度和材料加量。

（2）维护处理。钻遇流二段泥岩和页岩，其泥岩具有微裂缝和层理发育，硬脆性，易引起水化膨胀、分散，极易导致地层缩径、造浆、坍塌严重。因此加入氯化钾抑制黏土水化分散和裂缝间水化膨胀，改善井眼不稳定问题。利用改性沥青处理剂其含有的粒子与地层裂缝较好匹配的特点，在一定的温度下软化并封堵微裂缝，从而达到延缓压力传递的目的，同时可提高泥饼的质量，减少滤失量和改善润滑性。加入聚合醇在其随钻井液滤液侵入微裂缝近井地带时抑制和消弱由于滤液造成的水化膨胀趋势而导致的井壁失稳，同时聚合醇在“浊点”温度以上会与水相产生相分离，极易在钻具、岩屑、井壁上吸附，封堵泥页岩微裂缝和毛细管。在进入垮塌地层之前提高密度，平衡地层应力。同时维持钻井液中液体润滑剂的含量，使用封堵材料降低钻井液滤失量，保持钻井液具有良好的泥饼质量，提高钻井液的润滑性，并加入固体润滑剂预防压差卡钻。四开各井段钻井液性能见表 2。

表 2(Table 2)

表 2 H2 井四开钻井液综合性能

表 2 H2 井四开钻井液综合性能 井深/m 密度/(g · cm-3) 漏斗黏度/s 塑性黏度/(mPa · s) 动切力/Pa G/G10 API失水/mL pH值 3 420 1.25 50 31 13.5 42405 3 8 3 580 1.25 53 32 12 42406 3 8.5 3 690 1.27 48 25 9.5 42405 3 8 3 730 1.32 47 26 11.5 42406 3 8.5 3 910 1.38 51 34 13 42435 3 8.5 4 001 1.38 51 34 13 42435 3 8.5 4 045 1.42 54 38 12 42435 2 8.5 4 073 1.42 54 36 11.5 42435 2 8.5 4 148 1.45 54 37 13.5 42435 2 9

（3）经验总结。四开目的层斜度较大，钻井液携岩、润滑问题突出。四开钻遇涠洲组二段及流沙港组二段硬脆性泥页岩地层微裂缝发育；伊利石、高岭土等非膨胀性黏土矿物含量比较高，地层地应力较大，易发生垮塌。

为解决携岩和润滑问题，在设备允许的情况下，维持较高的排量，以获得高的环空返速。发现有岩屑床存在，立即通过划眼破坏；选用合理流型与钻井液流变参数；严格控制初、终切力差值，尽量避免钻井液触变性过大而带来的各种不利影响，避免起下钻过程产生过高的抽吸和激动压力；起钻前大排量充分循环。根据理论计算和实践经验，至少循环1.5 个循环周时间，保证岩屑被带出井内；利用固控控制好无用固相，获得高质量泥饼；利用液体润滑剂和固体润滑剂提高钻井液的润滑性^[1]。

针对井壁垮塌原因分析，我们从阻缓压力传递、加强抑制水化、合理密度有效应力支撑几方面保证井壁稳定。

（1）加强钻井液对地层的有效封堵。

用各种粒度的超细碳酸钙作为刚性封堵材料，对封堵起到架桥作用；采用纤维类处理剂非渗透、沥青类处理剂DYFT、LSF 作为软化封堵材料，利用其粒度和可变性的特点，和刚性材料超细碳酸钙协同作用，对地层进行有效封堵，形成良好的泥饼，增加其强度，提高与裂缝的联结力；利用聚合醇的浊点效应，当温度超出其浊点后，聚合醇从溶液中析出，形成乳化油滴，在井内压差的作用下被挤入井壁孔隙或裂缝，起封堵作用，同时，聚合醇具有很强的吸附性能，能够与水分子争抢页岩中黏土矿物上的吸附位置，并优先吸附到黏土矿物表面，阻止水分子进入黏土矿物的晶层中，降低了黏土膨胀压；控制钻井液中劣质固相的含量，降低失水，形成良好的泥饼，减少滤液的侵入^[2]。

（2）提高钻井液的抑制能力，减少水化应力。

PAM 吸附钻屑带正电荷的部位后可以起包被作用，从而防止钻屑分散提高固控设备的清除效率，同时可以抑制黏土矿物水化膨胀；KCl 的抑制作用是利用钾离子置换泥岩晶格中的其他离子，降低泥岩的水化膨胀趋势；氯化钾聚合醇协同防塌作用，首先，利用聚合醇的浊点效应，通过聚合醇在钻具、岩屑、井壁上吸附，封堵泥页岩微裂缝和毛细管，阻止钻井液滤液进入地层，抑制泥页岩的水化膨胀和分散，同时其极易渗入黏土粒子晶层并置换水化层从而削弱泥岩水化膨胀和分散^[3-4] ；其次，实验证明当KCl 和聚合醇配合使用时，随着KCl 加量增加，聚合醇的浊点降低，溶解度下降，可使聚合醇在黏土上的吸附量明显增加，当温度高于浊点时，少量KCl 即可大幅度提高聚合醇的吸附量，且吸附平衡时间缩短。此外，KCl 和聚合醇复配使用还可以降低钻屑分散体系的负电性，降低水活度，大幅降低滤液界面张力，抑制页岩的表面水化^[5]。

（3）选择合适的钻井液附加密度，以平衡地层的坍塌应力。

由于涠洲组、流沙港组的地层坍塌应力较大，在有效封堵抑制微裂缝地层的前提下，适当提高钻井液的密度以径向支撑应力来稳定井眼。实践表明，要恢复已垮塌地层的稳定所需的钻井液密度比防止垮塌所用的钻井液密度要大得多。

（1）氯化钾聚合醇强抑制封堵钻井液体系在H2 井的成功应用，充分体现出该体系具有的流变性好、携岩能力强、抑制润滑性突出、防塌效果显著等优点，完全能够满足该区块地层特点的钻进需要，解决技术难题，有效地防止了井下复杂情况的发生，保证了勘探任务在安全、有序的作业环境中完成。

（2）成井之后评价认为，氯化钾聚合醇强抑制封堵钻井液体系能顺利解决大斜度定向井施工中的井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、油气层保护等关键技术问题。因此在WX 区块的定向井作业中具有很广阔的应用前景。

（3）为本区域后续钻探提供可靠经验。沥青与聚合醇的协同作用对微裂隙发育的泥岩地层可以进行有效的封堵。对于防止垮塌，维护井壁至关重要；充分利用固控设备，保证钻井液在油气井段具有低固相、低失水、热稳定性较好、有利于保护井壁等特点；在泥浆液柱压力与地层压力相差比较大时，要引起足够重视，及时组织固体润滑剂防止压差卡钻。