摘要：涠洲 11-1 油田位于南海北部湾海域，钻井过程中遇到的中新统灯楼角组和角尾组是关键的地层。角尾组上部泥 质含量较高，使用常规强包被型钻井液作业时，极易出现钻屑聚集形成泥球的现象，这不仅影响了钻井效率，还可能造 成起下钻过程中的遇阻。为了解决这个问题，同时提高角尾组中下部砂岩层的储层保护效果，通过分析已钻井的相关 资料，优选了海水聚合物钻井液和 EZFLOW 无固相钻井液。对比强包被型 PDF-PLUS/KCl 钻井液，海水聚合物钻井液 更具分散性，可有效防止泥球形成；EZFLOW 无固相钻井液剪切稀释性强，悬浮携带性能和储层保护性能更佳。在涠洲 11-1 油田 A 平台的两口调整井中的成功应用表明，所优选的钻井液有效改善了角尾组出泥球问题，同时提高了起下钻 效率和储层保护效果。

　　关键词：涠洲 11-1 油田；出泥球；起下钻遇阻；海水聚合物钻井液；EZFLOW 无固相钻井液

　　0 引言

　　涠洲 11-1 油田位于广西北海市西南约 70 km 的  南海北部湾海域，距离涠洲终端 42 km，距涠洲 11-1N  油田平台 1.6 km，涠洲 10-3 油田 7 km，涠洲 12-1 油  田综合处理平台 18 km，水深 40 m。该油田钻遇的地层  自上而下分别为望楼港组、灯楼角组 / 角尾组 / 下洋组、 涠洲组和流沙港组。调整井开发的主要目的层为角尾  组，底界垂深 516.5～964.0 m，层厚 346.5～402.0  m 。 该油田的温压系统正常，地温梯度为 3.45  ℃/100 m， 油组储藏中深温度为 61.5  ℃;油组储层中深原始地  层压力为 9.58 MPa，地层压力系数为 1.01～1.02。上  部含大段软泥岩，下部为滨海相砂岩层。由于泥岩层极易水化出泥球[1]，前期已钻超过 35  口井，大多存在  出泥球现象，严重影响了起下钻效率；砂岩层为储层， 需要保证较高的渗透率恢复率。为了解决这些问题并  提高作业效率，室内分析了已钻井的作业情况，并优  选出适度的分散性海水聚合物钻井液和储保效果优  良的 EZFLOW 无固相钻井液。这些钻井液在现场应  用中表现良好，有效地缓解了泥岩层出泥球的现象， 使得起下钻过程更加顺畅，提高了作业效率；同时，也  提高了砂岩层储层的保护效果。

　　1 已钻井钻井液类型及复杂情况分析

　　涠洲 11-1 油田已钻井超过 35  口，其中角二段上 部低阻储层为浅滩相泥质粉砂岩 / 局部粉砂岩，孔隙度为 22.8%～32.5%，渗透率为 86.5 ～1  951.5 mD，属  于高孔、中高渗储层[2]。平均泥质含量 15.3%～26%， 易水化造成泥球现象。针对角尾组大段泥岩，早期采  用强包被强抑制的 PDF-PLUS/KCL 钻井液进行钻  进。钻进过程中，岩屑拍打在井壁上形成“南瓜饼”型岩  屑，并粘附在下井壁，导致无法被及时带出，从而在井  内聚集形成泥团，进而造成倒划眼起钻困难等复杂现  象[3]。中后期采用适度分散和适度包被的 PDF-PLUS/  KCl 钻井液，利用 PF-VIS 提高动切力和剪切稀释性， 以改善钻井液的悬浮携砂性能；同时辅以固控设备和  置换部分钻井液的方式保持钻井液性能稳定。钻井  液常规配方：海水 +(1～2)kg/m3  烧碱 +(1～1)kg/m3   纯碱 +(2～3)kg/m3 PF-PACLV+(8～10)kg/m3 PF-FLO  TROL+(2～4)kg/m3 PF-PLUS+(2～5)kg/m3 PF-VIS ， 钻进期间配合加入润滑剂 PF-LUBE 改善润滑性。调  整后的钻井液产生泥团的现象有所改善，但仍然时有  发生。

　　分析认为，钻井液中的包被剂 PF-PLUS 属于聚  丙烯酰胺型高分子聚合物，一般通过亲水性酰胺基团  在钻屑表面进行吸附，从而形成隔水膜以阻止水分子  与钻屑中的黏土相互作用，进而防止黏土水化分散， 起到包被作用[4]。然而，在快速钻进过程中，井眼钻屑  浓度高，经钻具拍打后的钻屑受到高聚物包被的影响  会粘附在下井壁，难以被钻井液携带返出，也难以分  散。最终这些钻屑会相互聚集成团，导致倒划眼困难， 下钻遇阻等复杂情况。降低高聚物包被剂的加量只能  起到改善作用，并未解决根本问题。

　　2 钻井液优选与性能评价

　　调整井是在原井眼中开窗侧钻，目的层为角尾  组，与原井不同。原井眼在角尾组采用 PDF-PLUS/  KCl 钻井液钻进，只需满足钻井要求，而调整井除了  满足钻井要求外，还需满足储层保护要求。因此，针对  调整井角尾组以上地层及角尾组中上部的泥岩井段， 采用了海水聚合物钻井液体系；而在进入角尾组中下  部含砂地层前，采用了 EZFLOW 钻井液以提高储层  保护效果。

　　2.1 海水聚合物钻井液性能评价

　　相比 PDF-PLUS/KCl 钻井液，海水聚合物钻井液 不添加增黏剂，而是采用少量膨润土来提高黏度；基 本不添加包被剂 PLUS 和抑制剂 KCl，以保证钻井液 的分散性，从而预防出泥球现象的发生。海水聚合物 钻 井液基础配方为：海水膨润土浆 +(1.5～2.5)kg/m3 烧碱 + (1～2)kg/m3 纯碱 + (8～15)kg/m3 PF-PACLV+ (8～15)kg/m3 PF-FLO TROL，综合性能如表 1 所示。

　　由表 1 可知，海水聚合物钻井液的流变性能 (包 括表观黏度、塑性黏度和动切力)以及控滤失性能 (滤 失量) 与 PDF-PLUS/KCl 钻井液基本相似。然而，在 泥岩滚动回收率和泥岩防膨率方面，海水聚合物钻井 液的表现明显较低。因此，海水聚合物钻井液具有更 好的分散性，能够在角尾组上部地层更好地预防出泥 球现象。但这也意味着它更容易发生增稠，需要进行 钻井液置换操作。另外，由于海水聚合物钻井液的配 方相对简单，所需材料种类及用量较少，因此它更适 合于角尾组上部地层的快速钻进需求。

　　2.2 EZFLOW 无固相钻井液性能评价

　　相比 PDF-PLUS/KCl 钻井液和海水聚合物钻井 液，EZFLOW 钻井液采用无固相设计，配方中不添加 膨润土和重晶石等惰性固相。这主要采用生物聚合物 PF-EZVIS 调节钻井液黏切，改性淀粉 PF-EZFLO 调 节钻井液滤失量，酸溶暂堵剂 PF-EZCARB 提高泥饼 质量和改善储层保护效果。无机盐 KCl 主要作为加 重剂调节钻井液密度并兼具抑制功能，润滑剂属于通 用型。所有材料均可生物降解，钻井时具有良好的暂 堵效果。完井时泥饼可液化可降解，最终实现直接返 排，达到保护储层的目的[5-6]。EZFLOW 无固相钻井 液基础配方为：海水 +(2～3)kg/m3 烧碱 +(1～2)kg/m3 纯 碱 +  (10～30)kg/m3 PF-EZFLO+(3～8)kg/m3 PF - EZVIS+(20～50)kg/m3 PF-EZCARB+(30～50)kg/m3 PF-LUBE+(30～50)kg/m3 PF-JLX，综合性能如表 2 所示。

　　由表 2 可知，EZFLOW 无固相钻井液的表观黏  度、低温低压滤失量和高温高压滤失量与 PDF-PLUS/  KCl 钻井液保持一致。然而，EZFLOW 钻井液具有更  高的动塑比、低剪切速率黏度、渗透率恢复率和更低  的摩擦系数。高动塑比，即较高的动切力和较低的塑  性黏度，使钻井液具有更优秀的携砂能力。而高的低  剪切速率黏度则赋予钻井液更优的悬砂能力，并可以  有效防止钻井液侵入储层。高渗透率恢复率说明钻井  液的储层保护效果更佳，更适合于储层裸眼钻完井。低摩擦系数则有助于降低摩擦阻力，提高钻井效率。

　　3 现场应用

　　涠洲 11-1 油田 A 平台两口调整井 A16H1 和 A24H1 采用海水聚合物钻井液深钻，进入目的层后转 换为 EZFLOW 无固相钻井液钻进，基本概况如表 3 所示。

　　两口井均为水平井，平均机械钻速超过 60 m/h，钻  井过程中无复杂情况，整体作业顺利。下面以 A24H1 井  为例，分析各阶段钻井液施工工艺和实际钻井液性能。

　　3.1 钻前准备

　　开窗前检查振动筛并换上 120  目 +140  目的筛  布，充分筛除铁屑。并配制 200 m3  稠膨润土浆，配方  如下：钻井水 +2 kg/m3  烧碱 +(100～120)kg/m3  钻井级  膨润土，原则上预水化 24 h 以上。开窗期间向循环系  统 加 入 3 kg/m3 PF-PAC LV+3 kg/m3 PF-FLO TROL， 维持钻井液黏度在 32～33 s 范围内，为进入灯楼角组  做准备。修窗结束后，充分进行井内循环，保证铁屑清  除干净。随后，向井底垫入 10 m3  高黏膨润土浆稠塞， 进行地层承压实验，折算当量密度 1.30 g/cm3  未漏， 井筒稳定性较好。

　　3.2 灯楼角组施工工艺

　　开窗期钻具出窗口前，适当降低钻井液排量，减 弱其对井壁的冲刷力度。进入灯楼角组后，钻进期间 维持钻井液黏度在 32～38 s 范围内，钻井液密度在 1.06 ～1.07 g/cm3  范围内，并间歇补充 PF-PAC LV 和PF-FOLTROL 以稳定钻井液黏度，同时降低钻井液  滤失量。每钻进 1 柱划眼 2 遍，停泵前垫 8  m3  稠膨润  土浆至井底。在进入角尾组时，扫 10 m3  稠膨润土浆， 充分循环直至振动筛干净。然后将裸眼段全部垫满稠  膨润土浆，起钻更换旋转导向。

　　3.3 角尾组施工工艺

　　在泥岩井段上部，采用海水聚合物钻井液进行 钻进。在钻进期间每柱划眼 4 遍，将钻井液黏度控制 在 32～34 s 范围内，以确保泥岩段井径适当扩径以 提高起下钻效率。当钻进至 1 400 m 角尾组大套泥岩 时，振动筛出现糊筛现象。为了解决这个问题，扫入 10 m3  的海水来冲刷井壁，同时降低钻井液黏度，促 进泥岩分散，防止出现泥球。当钻进至角尾组中部砂 岩段时，向循环系统中适当补充 PF-PAC LV 和 PF- FOLTROL 以减少渗漏损失。为了提高钻井液的携砂 性能，回收了部分膨润土浆，并将钻井液黏度提高至 34～37 s。在角尾组一段钻进期间每柱垫入 8 m3  的稠 膨润土浆，并全程开启 2 台离心机及除砂除泥器，适 当置换钻井液，保持钻井液性能稳定。

　　当钻进至角尾组 一 段底部 (1 900 m) 时，替 入  EZFLOW 无固相钻井液，为进入角尾组二段目的层  做准备。替浆后，通过补充 PF-EZVIS 和 PF-EZFLO 提  高钻井液黏度至 42～45 s，以保证钻井液 R6/R3 达  到 9/8 及以上，以确保钻井液具有较好的悬浮携砂能  力。调整后的 EZFLOW 无固相钻井液配方如下：海  水 +3 kg/m3  烧碱 + 20 kg/m3 PF-EZFLO+2 kg/m3 PF-  EZVIS+20 kg/m3 PF-JLX+15 kg/m3 PF-LUBE+20 kg/m3   PF-HLUB+20 kg/m3 PF-EZCARB+50 kg/m3 KCl。在  钻进期间，根据钻井液性能情况，调配胶液以补充钻  井液消耗。在确保筛面不跑浆后，将 120  目筛布替换为  140  目 +170  目复配筛布，并加强破损筛布检查更换。 为了清除钻井液中的固相，全程开启 2 台离心机和除  砂器除泥器。在水平段钻进期间，随着扭矩摩阻的增  大，及时添加液体润滑剂以改善钻井液润滑性。

　　3.4 全井起下钻情况

　　3.4.1 第一趟起下钻

　　为了确保筛面干净，本井在钻进至 2 649 m 后进  行了循环处理。随后，倒划眼起钻至 930 m，过程总体  顺畅。只是在 1 952 m 和 1 492 m 两处出现憋泵现象，但下放后划眼通过，无其他复杂情况。下钻通井全程 顺利到底，无任何遇阻或憋泵、蹩扭矩现象。

　　3.4.2 第二趟起下钻

　　在第一趟下钻通井到底后，充分循环至筛面干 净。然后垫入新浆，直接起钻全程顺利，无任何遇阻或 憋泵、蹩扭矩现象。

　　总的来说，全井两趟起下钻过程顺利，井眼稳定 且通过性良好。

　　3.5 现场钻井液性能

　　878 ～1 900 m 井段是一个大斜度井段，井斜角范 围为 70.01 °~85.09 °。在这个井段，采用了海水聚合 物钻井液进行施工，将密度调控在 1.06 ～1.07 g/cm3范围内，并保持漏斗黏度在 32～34  s 内。这种钻井液  配方简单，维护方便，整体性能稳定。1 900～2 649 m  井段是一个水平段，井斜范围为 85.09 °~90.60 °。在  这个井段，采用了 EZFLOW 无固相钻井液进行钻进。 这种钻井液的综合性能如表 4 所示。其钻井液流变性  能稳定，且动塑比超过 0.7 Pa/mPa·s，低剪切速率黏度  超过 15 000 mPa·s，这为水平段井眼清洁提供了良好  的性能基础。此外，它的低温低压滤失量小于 5 mL， 高温高压滤失量小于 12 mL，尽可能避免过多液相进  入储层对储层造成损害。最重要的是，这种钻井液的  摩擦系数始终低于 0.1，为水平段低扭矩提供了技术  支撑。

　　4 结语

　　(1) 在涠洲 11-1 油田的调整井项目中，目的层角 尾组的泥质含量较高。在高速钻井作业中，强包被钻 井液很容易导致出泥球的问题。

　　(2) 针对泥岩层出泥球所引起的起下钻遇阻问  题，适度的分散性海水聚合物钻井液来提高分散性， 从而防止泥岩岩屑聚集成球。此外，考虑到砂岩储层  对渗透率恢复率的高要求，优选了 EZFLOW 无固相  钻井液，以提高储层保护效果。

　　(3) 所选择的优化水基钻井液在涠洲 11-1 油田 A  平台的两口调整井中得到了成功的运用。钻井液的综  合性能保持稳定，两口井的平均机械钻速超过 60 m/h， 并且全程没有出现泥球，起下钻过程顺畅。

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