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摘要：聚胺钻井液体系在海南区块深井的使用中凸显部分不足，针对不足进行了优化与改进，本文主要摸索该体系在优化改进后，现场使用情况、现场碰到的问题及解决方案。
关键词：钾基聚胺钻井液体系、搬含、封堵性、氯化钾
近年来，福山油田施工井越来越深，井斜、位移越来越大，深井区块地质条件复杂，地温梯度高（ 100米4.1℃）;原聚胺钻井液体系在高温的作用下，抑制封堵能力下降，不能完全解决埋藏较深的大段硬脆性泥岩剥蚀垮塌的问题，常发生起下钻阻卡、电测遇阻、卡钻等井下复杂情况，为满足井下需求，在原有的聚胺钻井液体系上，针对深井阶段的抑制封堵性做出了一些优化和改进：（1）在原聚胺钻井液体系中加入氯化钾，提高体系的抑制防塌能力;（2）加入不同粒径的刚性封堵剂，提高体系的封堵能力。
优化改进后的聚胺钻井液体系在朝6-10x井首次使用，使用过程中效果明显，明显提高了钻井液携屑效果，对地层稳定效果明显;其不足也比较明显，主要有两方面：1.聚胺钻井液体系搬含过高时，就会出现切力急剧升高，严重影响泥饼质量，以及携屑效果;2.改进后的聚胺钻井液体系高温高压失水比较难控制，对比原聚胺钻井液体系，该体系搬含量明显偏低，导致深井阶段高温高压失水比较难控制。
一、钾基聚胺钻井液在现场配制及使用情况
1、钾基聚胺钻井液体系抑制性评价
聚胺钻井液体系在添加一定量氯化钾和刚性封堵材料后，通过室内小型实验可以看出，添加氯化钾后，钻井液整体抑制性明显增强，页岩回收率可达90%以上，干加超细碳酸钙封堵剂后，钻井液的中高压失水均有所下降，符合现场生产需求。
2、钾基聚胺钻井液体系的现场配制
回收部分二开老浆，处理二开老浆至合适性能，干加一定量氯化钾及降失水剂。
从朝6-10x井和朝6-11x井来看，二开老浆对配制聚胺钻井液影响很大。其中，朝6-10x井转浆使用3%氯化钾+1%低粘，朝6-11x井使用5%氯化钾+2%低粘;附两口井转浆前后钻井液性能：
从性能上来看，朝6-11x井搬含及固相含量高于朝6-10x井，转成同样性能的钾基聚胺钻井液，则必须加更多的氯化钾以及低粘。二开钻进时，严格控制钻井液搬含和固相含量，保证转浆的顺利，节约钻井液成本。
3、钾基聚胺钻井液体系现场使用情况
聚胺钻井液在海南区块主要用于钻进涠洲组底部、流沙港组。涠洲组地层为紫红色泥岩夹粗、细砂砾岩，极易造浆地层，对钻井液性能影响较大;流沙港组上半段为细砂砾岩、深灰色泥岩，下半段为硬脆性深黑色泥页岩，流沙岗组前半段易造浆，后半段易垮塌。聚胺钻井液體系用于钻进涠洲组、流沙港组，能很好的抑制涠洲组以及流沙港组的地层造浆，由于抑制性极强，岩屑的返出基本能保持岩屑的本样，不至于分散至钻井液中，钻进过程中钻井液性能平稳，保证了岩屑返出率;后期钻进流沙港组流二、三段，能较好的抑制泥页岩，保证井壁稳定，从电测井径来看，井径基本规则（朝6-10x井三开井径扩大率为5%，朝6-11x井三开扩大率为8.6%，远低于原聚胺钻井液体系平均10.5%的井径扩大率），也佐证了聚胺钻井液体系的抑制性。
二、钾基聚胺钻井液体系中氯化钾与搬含量平衡的研究
钾基聚胺钻井液体系在朝6-10x井使用过程中，前期搬含量始终维持在20-40g/L，该井在后期搬含不断升高至40g/L过程中，钻井液切力变化明显，附井深与钻井液性能表：
从上表钻井液性能可以看出，随着钻井液搬含的升高，钻井液切力不断升高，现场通过提高氯化钾含量来抑制切力的快速升高。
钾基聚胺钻井液体系在朝6-11x井的应用则更能说明一定问题。现场钻井液性能附表：
从上述钻井液性能可以看出，当钻井液搬含超过一定值时，钻井液切力急剧升高。
为探究搬含量、氯化钾含量与钻井液切力关系，在实验室做论证试验，室内试验主要通过清水稀释降低钻井液搬含，对比钻井液切力，查找搬含量、氯化钾含量与钻井液切力关系。
通过室内试验，氯化钾含量一定时，搬含超过某临界值后，钻井液切力会急剧增大，一旦降低至临界值以下时，切力立即恢复至正常水平;同时，提高氯化钾含量，可提升对应搬含临界值。
现场常用氯化钾含量为3-5%，钻井液允许的最大搬含为40-55g/L，当超出这一临界值时，钻井液切力会急剧升高，导致钻井液流动性变差，携屑效果降低，泥饼质量也会变差，所以现场维护过程中一定要根据氯化钾的含量，控制合适的搬含，保证钻井液优异的钻井液性能。
通过反复试验，统计出了氯化钾含量与搬含量对应关系，为后续现场施工提供了理论依据，现场可根据对应关系及时调整泥浆性能，节约钻井液成本，保证井下安全。
三、降低聚胺钻井液体系高温高压失水的研究
海南区块下部地层流沙岗组硬脆性泥页岩发育完善，极易垮塌，对钻井液高温高压失水要求较高，在钾基聚胺钻井液体系维持较低搬含的条件下，只能通过增强钻井液的封堵性来控制钻井液的高温高压失水。依据此思路，现场提高封堵材料的使用量，以及合理搭配各类封堵材料来提高钻井液的封堵性能，目前现场使用的主要封堵材料有超细碳酸钙、乳化沥青、改性沥青、井壁稳定剂。
其中超细碳酸钙为朝6-10x井首次使用，现场使用效果良好，超细碳酸钙对降高温高压失水有一定的效果，现场使用过程中，中压失水泥饼加超细碳酸钙后，泥饼更加致密。
现场通过通过超细碳酸钙搭配沥青类材料提高聚胺钻井液体系的封堵性，以达到更好的稳定井壁，降低高温高压失水的效果。从朝6-10x井、朝6-11x井钻井过程中来看，基本达到预期效果。
四、结论及聚胺钻井液体系的进一步完善方案
聚胺钻井液体系在添加氯化钾和刚性封堵材料后，钻井液抑制封堵性得到了极大的提高，泥饼质量也更为优异，能更好的适用于海南深井的开发。朝6-10x、朝6-11x井使用上来看，钾基聚胺钻井液体系能很好的稳定流沙港组硬脆性泥岩，封堵井壁微裂缝，保证地层稳定，为井下安全提供有力保证。
面对海南区块施工井越来越深，地温梯度高，地质情况复杂，钾基聚胺钻井液体系仍需进一步完善，下步完善方案如下：
1.平衡氯化钾的加量和搬含量。为了保证现场钻井液的经济效益，钻井液在转化为聚胺钻井液体系前，要严格控制钻井液的搬含和固相含量，保证钻井液中的搬含及固相处于较低水平，从而降低转浆成本。在钾基聚胺钻井液体系的后期维护中，要勤测搬含，现场根据实际情况，调整搬含和氯化钾的含量，来保证钻井液的携屑及泥饼的质量。
进一步提高钻井液的封堵性能。依据海南区块井底温度高的特点，仍需进一步提高钻井液的封堵防塌能力;依据海南区块流沙港组下部井段易垮的特点，提高不同粒径的刚性封堵材料加量，同时，在现场继续深入摸索惰性材料的粒径与地层的配伍性，保证惰性材料对地层、泥饼的封堵行之有效，积极探究其他封堵材料，诸如双模承压堵漏剂、抑制封堵剂等纳米级封堵材料，最终达到从本质上提升钾基聚胺钻井液体系的封堵性。
关键词：钾基聚胺钻井液体系、搬含、封堵性、氯化钾
近年来，福山油田施工井越来越深，井斜、位移越来越大，深井区块地质条件复杂，地温梯度高（ 100米4.1℃）;原聚胺钻井液体系在高温的作用下，抑制封堵能力下降，不能完全解决埋藏较深的大段硬脆性泥岩剥蚀垮塌的问题，常发生起下钻阻卡、电测遇阻、卡钻等井下复杂情况，为满足井下需求，在原有的聚胺钻井液体系上，针对深井阶段的抑制封堵性做出了一些优化和改进：（1）在原聚胺钻井液体系中加入氯化钾，提高体系的抑制防塌能力;（2）加入不同粒径的刚性封堵剂，提高体系的封堵能力。
优化改进后的聚胺钻井液体系在朝6-10x井首次使用，使用过程中效果明显，明显提高了钻井液携屑效果，对地层稳定效果明显;其不足也比较明显，主要有两方面：1.聚胺钻井液体系搬含过高时，就会出现切力急剧升高，严重影响泥饼质量，以及携屑效果;2.改进后的聚胺钻井液体系高温高压失水比较难控制，对比原聚胺钻井液体系，该体系搬含量明显偏低，导致深井阶段高温高压失水比较难控制。
一、钾基聚胺钻井液在现场配制及使用情况
1、钾基聚胺钻井液体系抑制性评价
聚胺钻井液体系在添加一定量氯化钾和刚性封堵材料后，通过室内小型实验可以看出，添加氯化钾后，钻井液整体抑制性明显增强，页岩回收率可达90%以上，干加超细碳酸钙封堵剂后，钻井液的中高压失水均有所下降，符合现场生产需求。
2、钾基聚胺钻井液体系的现场配制
回收部分二开老浆，处理二开老浆至合适性能，干加一定量氯化钾及降失水剂。
从朝6-10x井和朝6-11x井来看，二开老浆对配制聚胺钻井液影响很大。其中，朝6-10x井转浆使用3%氯化钾+1%低粘，朝6-11x井使用5%氯化钾+2%低粘;附两口井转浆前后钻井液性能：
从性能上来看，朝6-11x井搬含及固相含量高于朝6-10x井，转成同样性能的钾基聚胺钻井液，则必须加更多的氯化钾以及低粘。二开钻进时，严格控制钻井液搬含和固相含量，保证转浆的顺利，节约钻井液成本。
3、钾基聚胺钻井液体系现场使用情况
聚胺钻井液在海南区块主要用于钻进涠洲组底部、流沙港组。涠洲组地层为紫红色泥岩夹粗、细砂砾岩，极易造浆地层，对钻井液性能影响较大;流沙港组上半段为细砂砾岩、深灰色泥岩，下半段为硬脆性深黑色泥页岩，流沙岗组前半段易造浆，后半段易垮塌。聚胺钻井液體系用于钻进涠洲组、流沙港组，能很好的抑制涠洲组以及流沙港组的地层造浆，由于抑制性极强，岩屑的返出基本能保持岩屑的本样，不至于分散至钻井液中，钻进过程中钻井液性能平稳，保证了岩屑返出率;后期钻进流沙港组流二、三段，能较好的抑制泥页岩，保证井壁稳定，从电测井径来看，井径基本规则（朝6-10x井三开井径扩大率为5%，朝6-11x井三开扩大率为8.6%，远低于原聚胺钻井液体系平均10.5%的井径扩大率），也佐证了聚胺钻井液体系的抑制性。
二、钾基聚胺钻井液体系中氯化钾与搬含量平衡的研究
钾基聚胺钻井液体系在朝6-10x井使用过程中，前期搬含量始终维持在20-40g/L，该井在后期搬含不断升高至40g/L过程中，钻井液切力变化明显，附井深与钻井液性能表：
从上表钻井液性能可以看出，随着钻井液搬含的升高，钻井液切力不断升高，现场通过提高氯化钾含量来抑制切力的快速升高。
钾基聚胺钻井液体系在朝6-11x井的应用则更能说明一定问题。现场钻井液性能附表：
从上述钻井液性能可以看出，当钻井液搬含超过一定值时，钻井液切力急剧升高。
为探究搬含量、氯化钾含量与钻井液切力关系，在实验室做论证试验，室内试验主要通过清水稀释降低钻井液搬含，对比钻井液切力，查找搬含量、氯化钾含量与钻井液切力关系。
通过室内试验，氯化钾含量一定时，搬含超过某临界值后，钻井液切力会急剧增大，一旦降低至临界值以下时，切力立即恢复至正常水平;同时，提高氯化钾含量，可提升对应搬含临界值。
现场常用氯化钾含量为3-5%，钻井液允许的最大搬含为40-55g/L，当超出这一临界值时，钻井液切力会急剧升高，导致钻井液流动性变差，携屑效果降低，泥饼质量也会变差，所以现场维护过程中一定要根据氯化钾的含量，控制合适的搬含，保证钻井液优异的钻井液性能。
通过反复试验，统计出了氯化钾含量与搬含量对应关系，为后续现场施工提供了理论依据，现场可根据对应关系及时调整泥浆性能，节约钻井液成本，保证井下安全。
三、降低聚胺钻井液体系高温高压失水的研究
海南区块下部地层流沙岗组硬脆性泥页岩发育完善，极易垮塌，对钻井液高温高压失水要求较高，在钾基聚胺钻井液体系维持较低搬含的条件下，只能通过增强钻井液的封堵性来控制钻井液的高温高压失水。依据此思路，现场提高封堵材料的使用量，以及合理搭配各类封堵材料来提高钻井液的封堵性能，目前现场使用的主要封堵材料有超细碳酸钙、乳化沥青、改性沥青、井壁稳定剂。
其中超细碳酸钙为朝6-10x井首次使用，现场使用效果良好，超细碳酸钙对降高温高压失水有一定的效果，现场使用过程中，中压失水泥饼加超细碳酸钙后，泥饼更加致密。
现场通过通过超细碳酸钙搭配沥青类材料提高聚胺钻井液体系的封堵性，以达到更好的稳定井壁，降低高温高压失水的效果。从朝6-10x井、朝6-11x井钻井过程中来看，基本达到预期效果。
四、结论及聚胺钻井液体系的进一步完善方案
聚胺钻井液体系在添加氯化钾和刚性封堵材料后，钻井液抑制封堵性得到了极大的提高，泥饼质量也更为优异，能更好的适用于海南深井的开发。朝6-10x、朝6-11x井使用上来看，钾基聚胺钻井液体系能很好的稳定流沙港组硬脆性泥岩，封堵井壁微裂缝，保证地层稳定，为井下安全提供有力保证。
面对海南区块施工井越来越深，地温梯度高，地质情况复杂，钾基聚胺钻井液体系仍需进一步完善，下步完善方案如下：
1.平衡氯化钾的加量和搬含量。为了保证现场钻井液的经济效益，钻井液在转化为聚胺钻井液体系前，要严格控制钻井液的搬含和固相含量，保证钻井液中的搬含及固相处于较低水平，从而降低转浆成本。在钾基聚胺钻井液体系的后期维护中，要勤测搬含，现场根据实际情况，调整搬含和氯化钾的含量，来保证钻井液的携屑及泥饼的质量。
进一步提高钻井液的封堵性能。依据海南区块井底温度高的特点，仍需进一步提高钻井液的封堵防塌能力;依据海南区块流沙港组下部井段易垮的特点，提高不同粒径的刚性封堵材料加量，同时，在现场继续深入摸索惰性材料的粒径与地层的配伍性，保证惰性材料对地层、泥饼的封堵行之有效，积极探究其他封堵材料，诸如双模承压堵漏剂、抑制封堵剂等纳米级封堵材料，最终达到从本质上提升钾基聚胺钻井液体系的封堵性。