摘要：渤海油田浅层大位移井居多，具有垂深浅、高水垂比、稳斜角大等特点，面临浅层地质疏松、摩阻较大、易坍塌、水化起泥球等问题。文章在渤海常用钻井液的基础上，对润滑剂、抑制剂、增黏剂进行了优化，调整了钻井液流变性、钻井液密度、井眼清洁、ROP值等，从而实现钻井液体系配方、性能和应用效果的提升，以满足大位移井施工中表层深钻钻井液技术、降摩减阻技术、流变性控制技术和ECD值控制技术的要求。

　　关键词：渤海油田；大位移井；海水钻井液；井身结构

　　0引言

　　随着渤海油田持续深入开发，越来越多的边部油田、生态红区及受限区域进行开发和调整作业。近5年内，为增强采油平台可控油开采面积，渤海油田浅层大位移井作业量及难度显著上升，水垂比也从2.0突破至4.0，井深从3 000 m以下，突破至4 000 m以上。然而，由于渤海地质构造具有复杂多变、地层夹层多且井壁稳定性差的特点，导致钻井液在应用时面临摩阻大、扭矩高、携岩困难、ECD增幅大和易漏等问题[1-4]，严重制约了其在渤海大位移井中的应用。针对大位移井疏松地层，钻井液面临的主要问题有降低摩阻和扭矩、保持井眼清洁、维持井壁稳定。这需要从以下几个方面进行优化：通过研发并添加润滑剂，提高井下钻具的润滑性从而减少钻具的摩擦阻力；研究降滤失剂或者提高钻井液的携砂能力，降低井下岩屑的固相含量，从而减少含砂钻井液的附加摩阻；提高地层压力预测精度，优化钻井液密度的匹配性，减少因为地层压差造成的附加滤失。

　　本文针对上述问题，对近2年渤海中浅层大位移井作业进行总结，利用可视化数据提炼总结了位移在2 500 m～6 000 m之间，水垂比在2.0～3.0之间的大位移井中不同钻井液的应用效果，使其能更好地应用于渤海湾中浅层大位移井的开发，创造更高的经济效益。

　　1大位移井钻井液技术应用

　　针对钻井液在渤海油田大位移井中的应用难点，针对不同应用条件分别提出了工程技术对策，并总结如下。

　　1.1大位移井技术的难点

　　大位移井钻井技术是边际油田经济开发和解决受限区油田开发的有效手段之一。由于缺乏已钻大位移井历史信息检索分析，缺乏待钻目标井水力、摩阻扭矩、钻头状态随钻监测方法，钻井参数无法实现随钻智能优化，影响钻井生产时效，制约了渤海大位移井延伸极限及技术推广应用。其中，大位移井的摩阻扭矩是制约大位移井钻井极限的主要因素。为了提高大位移井的作业极限，选取合适的钻井液至关重要[5-7]。

　　钻井液润滑性对扭矩和摩阻影响较大，润滑性能较好的低毒性油基钻井液能降低钻柱扭矩。目前有以下思路可以有效提高钻井液的润滑性，从而提高大位移井的作业极限：一是选择合适的液体润滑剂，利用其降低摩阻的特性提高极限作业能力；二是在油基或水基钻井液中加入石墨、塑料小球等惰性固体润滑剂，可明显降低边界摩擦，提高钻井液润滑性能，因为石墨和塑料小球的加入，可改变钻柱与套管或裸眼井壁的接触方式，改变摩擦状态，有效地降低两者之间的摩擦系数；三是提高固相过滤精度或者采用降失水剂，降低钻井过程中井下的固相含量，从而降低额外的摩擦损失[8-10]。

　　1.2大位移井表层深钻钻井液技术

　　表层海水深钻技术在直井和常规定向井中应用比较成熟，近些年，该项技术被逐渐应用到大位移井中。但其在应用过程中，将面临表层易漏失、井眼清洁困难、轨迹控制难度大和全井摩阻扭矩大的挑战，且大井斜、长稳斜段大位移井携岩难度更高，若不精细操作，极易发生蹩钻、卡钻事故。针对上述问题，使用海水膨润土浆及稠膨润土浆方式进行深钻大位移井表层钻进作业，通过不断总结和研究，形成了一套适应于渤海大位移井的表层海水深钻技术。

　　1.2.1海水膨润土浆段深钻技术措施

　　明上段黏软泥岩段，采用低黏度钻进，局部区块可采用海水开路钻穿黏软泥岩段转闭路，视岩屑状态调整黏度。斜深超过1 000 m、井斜超过50°时，推荐每柱扫稠浆8～10 m³,但是需要避免单次扫稠浆量过大(超过15 m³)。此外高ROP(超过100 m/h)钻进时，需采用大参数，同时通过控制倒划时间保证稠浆出井口。

　　1.2.2简易聚合物技术措施

　　当海水膨润土浆深钻参数(如扭矩、泵压、滑动效率等)发生异变，就需考虑转化简易聚合物体系了，其配方如表1所示。采用顶替转化方式、高目数筛布、固控设备以及保持钻井液固相含量位于最低值，可有效提升井下安全、井壁规则和作业时效。同时，在大参数钻进时，要减少滑动段；每柱倒划2遍，同时增加循环时间，协助井眼清洁。

　　1.3大位移井钻井液降摩减阻技术措施

　　大位移井由于井眼深度可达数千米，钻具与井壁接触较长，产生的摩阻和扭矩较大。因此，在深水钻井过程中，一般通过添加高效液体润滑剂、固体类润滑剂以及通过控制固相含量，提高泥饼质量等措施，提升井眼光滑度，从而降低摩阻。

　　1.3.1液体润滑剂

　　从目前渤海常用的高效润滑剂中优选出PF-EXLUBE和PF-LUBE220。渤海大位移井高效润滑剂以PF-EXLUBE为主，高难度井以PF-LUBE220配合PF-EXLUBE为主，综合考虑成本和井的实际作业情况选择。

　　1.3.2固体类润滑剂

　　复配使用传统固体润滑剂，配合高效液体润滑剂，在大位移井中能缓解钻具摩阻、扭矩(PF-GRA/PF-BLA B)，推荐PF-GRA加量0.3%～1.0%、PF-BLA B加量(胶液)0.5～1.0%。

　　1.3.3控制固相含量

　　实践表明，大位移井MBT值低于42 g/L；311.15 mm(12.25英寸)井段胶液消耗不少于10 m³/h。砂岩泥互层段，使用PF-LSF(H)、PF-NRL、PF-EZCARB及PF-NSEAL；PF-PAC加量由0.3%提高至0.5%。此外，在浅部地层大位移井可添加PF-FOLTROL作为降失水剂。

　　1.4浅部地层钻井液流变性控制技术措施

　　在大位移井钻进时，高黏钻井液不利于岩屑床的扰动，所以提出了“低黏高切”的方案，即漏斗黏度和表观黏度(FV和AV)要低，低剪切速率(Φ6和Φ3)的切力要高。针对渤海湾上部明化镇软泥岩地层，在浅部直接顶替钻井液开钻和大位移井上部井段钻进的情况下，弱凝胶体系可根据切力分段控制、失水阶段性调整、提切剂复配使用，以及控制PF-PAC LV的加量，获取较高的YP值及Φ3/6值，实现钻井液“低黏高切”性能，具体配方如表2所示。这极大提升上部井段携岩效果，同时保证钻井液对井壁适当冲刷，提高倒划眼时效，利于上部井段高ROP钻进。针对生态红区、高造斜井段顶替钻井液开钻，满足起下钻时效；配方相对简单，维护方便，降低钻井液成本。

　　1.5浅层大位移井ECD值控制技术措施

　　浅层大位移井ECD值控制的关键在于井眼清洁和对钻井液密度控制。其中，井眼清洁可通过提高钻井液携岩性能来提升。上部井段可改变弱凝胶流变性，从而满足岩屑携带。进入明下、馆陶段后，可通过PF-FOL TRLO+PF-BIOVIS+PF-XC H复配提高Φ3/6转值。在钻井液密度控制方面，采用低密度钻井液钻进，无垮塌风险井段。而当钻进软泥岩段、馆陶砂岩发育段时，密度自然上涨，此时，可通过优化固控设备和置换辅助，控制钻井液密度值。在现场操作中，可通过精细工程操作实现ECD值控制，高排量钻进，旋转导向钻具钻速不低于120 r/min，此外215.9 mm(8.5英寸)薄弱层钻进排量控制在1 200～1 500 L/min。当ECD实测值高出模拟值0.05 g/cm³时，可通过增加循环时间来降低，而高出0.1 g/cm³时，则需进行短起下钻来降低ECD值。

　　2现场应用

　　垦利XX-1油田位于渤海南部海域，是国家“十四五”技术攻关的主要方向。该项目共计大位移井11口，大位移井占比34.4%，完钻层位明化镇及馆陶组，垂深800～1 000 m。

　　其中，XX-1-A井完井深度为4 200 m，垂深为965 m，水垂比超4.0。在406.4 mm(16英寸)井段中，海水膨润土浆深钻至1 200 m，后转化为聚合物体系，释放ROP，缩短作业周期，同时规避“起泥球”风险；以返砂作为流变性控制依据，不控制失水，保证井眼清洁，优化井径扩大率；保证工程参数(旋转大参数钻进)，低参数钻进段、高ROP井段及滑动段，每柱钻完大参数划眼2～3遍，保证岩屑带出井筒。

　　在311.15 mm(12.25英寸）井段中，使用弱凝胶流变性钻井液顶替开钻，获取高YP值及Φ3/6值(Φ3值不低于6，Φ值不低于8)，从而满足明上段泥岩段井眼清洁，同时释放ROP。“低黏高切”流变性增强井壁冲刷，避免岩屑黏附，同时适当扩大井径，提高后期上部井段起钻时效。明下段采用逐级封堵，多举措提高泥饼质量，缓解磨阻和扭矩问题。全井段使用高效润滑剂(PF-EXLUBE和PF-LUBE220)钻进，通过钻井液性能与工程参数深度配合，以返砂和ECD值监控为指导，及时调整循环时间，缓解岩屑床“厚度”。

　　在215.9 mm(8.5英寸)井段中，通过调整钻井液流变性、钻井液密度、井眼清洁、ROP值等，控制ECD值，此外使用PF-LUBE220降低扭矩和摩阻，增加滑动悬重；通过对储层的高效封堵，提高泥饼质量，降低卡钻风险；使用高性能封闭浆，降低下尾管磨阻。

　　3结语

　　本文针对渤海大位移井技术难点，结合钻井液技术研究，通过对表层深钻钻井液技术、降摩减阻技术、流变性控制技术和ECD值控制技术的应用总结，提炼了一套渤海湾浅层大位移井配套技术。在渤海常用钻井液的基础上，通过对润滑剂、抑制剂、增黏剂的优化，调整钻井液流变性、钻井液密度、井眼清洁、ROP值等，进一步提高钻井液对渤海大位移井的适用性。建议在以后的作业中，紧密跟踪钻井液的现场应用情况，进一步完善并推广应用。

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