2015年，中石化在涠西区块部署了2口定向井，其中，涠4井获得高产工业油流。针对涠西区块涠二段与流二段复杂井段井壁严重失稳问题，通过调整钻井液配方和性能参数，使2口井钻井施工顺利完成。本文从该区域施工技术难点入手，讨论了氯化钾聚合醇钻井液体系及性能在该区域的应用效果与不足，为后续施工的钻井液使用、维护提供指导。

1 涠西区块钻井液技术难点

中石化涠西区块位于南海北部大陆架西部的北部湾盆地西部，毗邻中海油涠洲区块，涉及万山隆起、涠西南凹陷、涠西南低凸起、海中凹陷和企西隆起五个构造单元，北部湾盆地是中生代区域隆起背景下发育起来的新生代沉积盆地。依据地质研究成果，地层自下而上可划分为三个部分：第一部分为古近系陆相沉积，包括长流组、流沙港组、涠洲组；第二部分为新近系海相沉积，包括下洋组、角尾组、灯楼角组和望楼港组；第三部分为第四系灰黄色砂层及灰色黏土；主要目的层为涠洲组和流沙港组。

从中海油涠洲、乌石区块、中石化徐闻区块等周边区域钻井施工情况来看，该区域主要?94?2016年9月复杂问题为涠二段与流二段的井壁垮塌以及由此引发的卡钻、起下钻遇阻严重等^[1-3]。据不完全统计，中海油涠洲区块由井壁垮塌引起的工程问题占比在60%以上，多次出现埋钻具、井眼报废、侧钻等重大钻井复杂情况或者事故^[1-2]。从机理上看，该区域井壁垮塌主要由地应力差值大、泥页岩微裂缝发育、泥页岩水化等原因引起。该区域使用水基钻井液时，虽然对钻井液体系、井身结构、井眼轨迹控制、钻井参数等多方面进行了优化，在一定程度上解决了井壁垮塌问题，但是近年来，仍频繁出现由井壁垮塌引发的复杂情况或事故，表明未能根本上解决井壁垮塌问题。

目前，涠西区块仅有8口已钻井，其中中石化6口，中海油2口，钻井工作投入较少。2015年以前，中石化在涠西区块实施了4口直井，其钻井液体系包括海水聚合物体系、海水聚磺防塌体系、KCl/聚合醇防塌体系等（表 1），均未能较好解决该区域涠二段到流二段井壁失稳问题（图 1）。从图 1中可以看出，4口井从涠二段到流二段井径扩径较为严重，均出现了扩径率超过30%的井段，这一状况与整个涠洲地区基本规律类似，井径不规则引发起下钻遇阻频发，4口井累计遇阻95次，占所有复杂情况的96%（图 2）。

由于定向井井段井斜角大，且受作业平台（勘探2号）泥浆泵能力限制，除了重点解决井壁失稳问题，还需要特别注意斜井段携岩和润滑问题。

2 复杂井段钻井液技术方案

2015年，中石化在涠西区块部署了2口探井，均为大斜度定向井，最大井斜角为47°，稳斜段穿过从涠二段到流二段的不稳定层段，对钻井液性能提出了更高要求；为了解决涠二段与流二段地层的井壁垮塌问题，对钻井液选型、性能设计及钻井液维护给出了以下基本思路：

（1） 合理设计钻井液密度，提高钻井液对井壁支护能力，降低应力性垮塌风险。

（2） 提升钻井液抑制能力，降低黏土矿物水化活性，降低钻井液滤失量；提高钻井液对微裂缝封堵能力，改变裂缝浸润性，减少滤液进入地层。

（3） 合理调整钻井液黏度、切力，提高携岩能力，必要时采用划眼破坏岩屑床；提高钻井液润滑能力，降低钻具摩阻和扭矩。

依据上述思路，对比涠2井、涠3井与海1井、涠1井钻井液使用情况。选用了防塌效果较好的“氯化钾聚合醇钻井液体系”^[4-5]，该体系钻井液配方如下：0.3%NaOH+0.2%Na₂CO₃+3%~5%KCl+0.3%PAM+1.5%PACLV+3%DYFT（磺化沥青）+0.3%LPF-H（成膜剂）+0.3%SH201+2%~3%LSF（非渗透封堵剂），钻井液性能指标要求见表 2。

钻井液密度需要满足平衡坍塌压力和地层压力要求，以涠4井为例（图 3），涠洲组钻井液密度需要控制在1.25~1.40 g/cm³，流沙港组钻井液密度需要控制在1.30~1.50 g/cm³。

3 复杂井段钻井液施工措施

涠西区块涠二段到流二段对应井段为12-1/4″和8-1/2″井段，这两个井段使用的钻井液参数见表 3，为了达到钻井液性能要求，两个井段钻井液施工措施为：

3.1 12-1/4″井段

（1） 为便于钻井液低密度固相的控制，开钻全部使用新配制钻井液，2500 m以后加入3%SMP，降低高温高压失水。

（2） 进入涠二段时，严格控制钻井液液相活度，减少滤液的侵入；降低钻井液失水至3 mL以下；补充3%~5%超细碳酸钙（1500目、3000目各半）、3%SMP、3%LSF（配成胶液，1个循环周加入），严格控制HTHP（120°，10~12 mL）；无水聚合醇、聚胺抑制剂和纳米乳液的质量分数分别大于3%、0.5%和2%，液体处理剂可按循环周直接加入井浆中。

（3） 接近进入涠二段前将钻井液密度提高到1.25 g/cm³，密切观察振动筛返出岩屑状态，遇到掉块，及时提高密度。

3.2 8-1/2″井段

（1） 严格控制钻井液水活度，减少滤液的侵入，增加抗温材料，补充3%~5%超细碳酸钙（1500目与3000目各占一半）+0.2%LPF-H+3%SMP+3%DYFT+2%LSF+0.5%~0.7%SH201+2%聚合醇+2%海水降失水剂，配成胶液，1个循环周加入，严格控制HTHP（140°，8~10 mL）。

（2） 以适当提高SH201，复配KCl来提高泥浆的抑制能力，提高井眼清洁和稳定井壁能力。

（3） 接近进入流二段前将钻井液密度提高至1.30 g/cm³，密切观察振动筛返出岩屑状态，遇到掉块则及时提高密度。

4 钻井液使用效果钻后评价

海2井、涠4井施工总体情况来看，氯化钾聚合醇钻井液能够基本满足这2口井复杂井段钻井施工对井壁稳定、携岩、润滑等需求，与钻井液相关的钻井复杂情况比先前明显减少，但是仍然存在以下问题需要进一步解决：

（1） 涠二段处在12-1/4"井段，在该井段施工过程中，返出大量泥饼（图 4），经过多次使用稠浆清扫井眼，仍未清扫干净，在井眼大且泥浆泵排量受限情况下，如何提升该井段钻井液的携岩能力亟待解决。

（2） 从12-1/4"井段的井眼状况看，涠洲组特别是涠二段的井眼扩径情况仍然较为严重（图 5、图 6），从振动筛返出的岩屑及泥饼来看，该区域涠洲组同时存在硬脆性和水化膨胀性泥岩，后者吸水膨胀后，导致井眼垮塌，在排量受限情况下，井眼返出大量泥饼状软泥。虽然该井段API失水（常温中压）控制得较低，总体小于3.6mL，但是钻井液在井下实际温度下的失水会比该值高很多，较高失水造成泥岩水化垮塌风险增加。实际钻井过程中，进入深部井段以后，应该注意参照实际温度下的高温高压失水来控制钻井液的滤失性能，而不是单纯地控制API失水。

（3） 8-1/2"井段为硬脆性泥岩与砂岩互层（图 7），出现应力剥落型片状掉块后（图 8），钻井液密度调整较为及时，井径扩大率总体控制尚可，但是钻井液携带岩屑存在迟到时间，即井口观察到掉块时，已经钻过显示的垮塌井段，且钻井液密度按照岩屑反映阶梯状提高，非一步调整到位，导致井径在总体上呈现锯齿状，存在较大台阶，导致起下钻、电缆电测仍然多次遇阻，改用PCL钻杆输送测井仍然遇阻严重；仍需进一步优化钻井液密度的选择和调控策略，减少或者消除井眼锯齿状台阶，降低钻井后续作业的风险。

5 结论

通过分析氯化钾聚合醇钻井液在涠西区块2口定向井的应用情况，可以得出如下结论：

（1） 在适当的现场施工措施保障下，氯化钾聚合醇钻井液能够基本满足涠西区块大斜度定向井井壁稳定、携岩和润滑等钻井需求。

（2） 从井壁稳定情况来看，对比2015年前直井施工情况，12-1/4"井段井眼扩径得到了明显的改观，但是还未能从根本上控制好井壁垮塌问题，井眼呈现出锯齿状阶梯，引发了钻井、测井过程中遇阻较多；从井壁失稳机理来看，该钻井液技术方案在解决泥岩水化上仍然存在欠缺，需要进一步控制钻井液高温高压失水、提高钻井液的抑制性（例如严格控制钻井液液相活度，降低泥岩相对于钻井液液相的“水化势”，有效地防止泥岩水化）。

（3） 应该理清钻井液密度调整滞后性造成的严重后果，钻进8-1/2"井段（或者12-1/4"井段）时，必须设定明确的钻井液防塌密度控制目标，接近揭开流二段（或者涠二段）前，按控制目标将钻井液密度一步调整到位，防止阶梯调整钻井密度导致的局部井段垮塌问题。