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摘要：泰来6井为中石化勘探分公司的一口重点预探井，二开大井眼在空气钻后的气液转换过程容易出现漏失、井壁垮塌及起下钻阻卡。二开下部棕红色泥岩易与地层中偏硬的灰色泥岩掉块混杂在一起易造成钻头泥包。三开须家河组易钻遇高压裂缝油气层，同时含有破碎性的煤层易垮塌；雷口坡组不同程度的含有膏盐层易污染钻井液。二开三开有垂直裂缝性漏层导致钻进期间出现多次漏失。四开井底压力高温度高，加之易受碳酸氢根污染，导致高温高压情况下泥浆流变性能恶化。通过采用聚磺非渗透钻井液体系提高了抗污染能力，采用低般含、合理Ca2+浓度，维持体系具有较好的抑制性和流变性能；及时有效的解决了这些问题，为该区块快速顺利施工积累了重要经验。
关键词：气液转换；钻头泥包；膏盐污染；防塌防漏；高温高压流变性
1、工程地质概况
泰来6井位于重庆涪陵区块中部，构造位置位于川东弧形高陡构造带万县复向斜苟家场背斜构造与大池干井背斜构造所挟持的拔山寺向斜区，井点位于向斜南部，西临苟家场背斜构造带，东临大池干井构造～寨沟湾构造带，主探下二叠统茅口组，兼探上二叠统长兴组。
2、钻井液施工难点及技术对策
2.1 气液转换问题：二开井眼大，在空气钻后气液转换过程容易出现漏失、井壁垮塌，加上该段地层容易造浆、缩径，如何有针对性的提高钻井液的封堵防塌性和抑制性，防止出现漏失、坍塌及起下钻阻卡。
2.2 井漏问题：全井漏失点很多共计漏失2350.45方，如何选用合适的密度钻进；井漏发生后如何选择合适的堵漏剂、合适的颗粒及纤维类堵漏剂配比，在最短时间内封堵漏点防止出现其他复杂情况。
2.3钻头易泥包：二开地层中的棕红色泥岩吸水后容易塑性变形，与地层中偏硬的灰色泥岩掉块混杂在一起，容易堵塞PDC流道造成泥包。另外泥浆中纤维和超细类的封堵材料、劣质固相多也是易泥包钻头的因素。
2.4膏盐层污染：雷口坡、嘉陵江组存在大段膏岩层与盐岩层，对钻井液流变性、滤失性能影响很大。如何维护钻井液密度以平衡盐膏层蠕变，保持盐膏层溶解与盐膏层蠕变速率的动态平衡；吸取泰来2井大幅度处理调整钻井液性能导致密度下降造成溢流的教训。
2.5高温高压流变性能：四开期间随时可能钻遇高压气层加之井底温度高，小井眼循环周时间长取芯频繁钻井液静止时间长，加之易受碳酸氢根污染，导致高温高压情况下泥浆流变性能恶化。
3、现场钻井液处理工艺
3.1 二开（702-3016米）处理工艺
3.1.1. 气液转换采用先旋转喷淋油基润湿反转前置液，再向井眼喷淋灌注钻井液的方式。及时提高钻井液结构粘度，控制失水增强钻井液悬浮携砂和润滑性能。根据实际情况，选择适当的钻井液密度对井下产生适当的正压差，一方面提供有效应力支撑井壁，另一方面有助于快速形成薄泥饼。
3.1.2二开地层中棕红色泥岩吸水后易塑性变形，易堵塞PDC流道造成钻头泥包。这种岩屑在起下钻过程中经长时间的浸泡，钻头刚到井底加压太快易把泥岩嵌进钻头流道造成泥包。处理措施：起钻前配制含白油和聚合醇的泥浆封闭裸眼段；下钻到底大排量、高转速循环一周再钻进降低泥包风险。
3.2 三开井段（3016-5065米）处理工艺
3.2.1采用聚磺非渗透钻井液钻进，钻进嘉五-四过程中，Ca2+由140mg/L升至3660mg/L，CL-由8210mg/L升至63870mg/L；井深3200m左右钻遇膏盐层，粘度由44s升至90s，静切力3/10Pa升至4/16Pa。加入纯碱1t处理浆返出后钻井液粘度60s，静切力3.5/11Pa。提高钻井液密度至1.50 g/cm3。通过提前加足抗盐处理剂，使用硅醇抑制剂配合有机胺保持性能稳定。泰来6井与泰来201井、泰来202井采用聚磺非渗透体系，泰来2井是强抑制欠饱和盐水聚合物防塌体系。实钻情况聚磺非渗透防塌体系比聚磺欠饱和盐水体系在膏盐层有更好稳定性。
3.2.2针对二开、三开多次漏失，按照当前所在層位确定配方，提前准备好一罐（15～35）%含量堵漏浆。细目与可变形堵漏材料提前加入，及时调整粗细颗粒堵漏材料的搭配，再确定合理的安全密度窗口。本井多次漏失对于区块垂直性裂缝认识不足，堵漏结束后即筛除全井堵漏剂，导致一钻进再次出现漏失。后期漏失后采用（10-25）%堵漏剂含量钻井液钻进后，发生井漏的频率大大降低。
3.3 四开井段（5065-5630米）处理工艺
3.3.1在钻井液使用方面采用聚磺非渗透钻井液体系，体系性能以提高碳酸根及盐岩对体系的抗污染能力，采用低般含、合理Ca2+浓度，维持体系具有较好的流变性和抑制性为主。
3.3.2本井采取形成粗分散钻井液：针对取芯多，频繁起下钻的情况采用定期使用硅醇抑制剂，形成适度絮凝的粗分散状态。四开开始钻井液密度是2.10g/cm?，之后提高至2.18g/cm?。控制膨润土含量在15～22g/L，大量加入5%SPNH、6～8%树脂等抗温处理剂，使用单宁胶液维护钻井液的热稳定性，是四开钻井液保持良好流变性的主要因素。
4.结论
4.1气液转换采用先旋转喷淋油基润湿反转前置液，再灌注钻井液的方式。选用非渗透处理剂具有特殊的胶束结构，配合低软化点沥青提高封堵防塌能力，再提高密度1.50g/cm3以上提供径向支撑较好的保持井眼稳定。
4.2二开地层中的棕红色泥岩容易塑性变形，植物纤维和超细类的封堵护壁材料易导致钻头泥包。钻井液应保持良好的抑制性、润滑性能，下钻到底不应急于钻进，先循环有效冲洗PDC钻头流道。
4.3定期加大补充SMP-2、SMT等处理剂保持其有效含量。控制好钻井液Cl-，保持盐膏层溶解与蠕变速率的动态平衡，适当提高钻井液密度平衡盐膏层蠕变。
4.4提前配置堵漏浆，及时调整粗细颗粒堵漏材料之间的搭配配合适当的粘切达。对区块垂直性裂缝认识不足堵漏结束后不应即筛除堵漏剂，采用全井（10-25）%堵漏剂含量的钻井液，使井漏发生的频率大大降低。
4.5控制钻进时较低的膨润土含量在15g/L左右，配合硅醇抑制剂等形成粗分散钻井液。及时补充有机胺、SMP-2、非渗透处理剂等弥补处理剂过快消耗的影响；良好的抗温性能才能保持良好的流变性能。
（作者单位：中石化胜利石油工程公司钻井工艺研究院）
关键词：气液转换；钻头泥包；膏盐污染；防塌防漏；高温高压流变性
1、工程地质概况
泰来6井位于重庆涪陵区块中部，构造位置位于川东弧形高陡构造带万县复向斜苟家场背斜构造与大池干井背斜构造所挟持的拔山寺向斜区，井点位于向斜南部，西临苟家场背斜构造带，东临大池干井构造～寨沟湾构造带，主探下二叠统茅口组，兼探上二叠统长兴组。
2、钻井液施工难点及技术对策
2.1 气液转换问题：二开井眼大，在空气钻后气液转换过程容易出现漏失、井壁垮塌，加上该段地层容易造浆、缩径，如何有针对性的提高钻井液的封堵防塌性和抑制性，防止出现漏失、坍塌及起下钻阻卡。
2.2 井漏问题：全井漏失点很多共计漏失2350.45方，如何选用合适的密度钻进；井漏发生后如何选择合适的堵漏剂、合适的颗粒及纤维类堵漏剂配比，在最短时间内封堵漏点防止出现其他复杂情况。
2.3钻头易泥包：二开地层中的棕红色泥岩吸水后容易塑性变形，与地层中偏硬的灰色泥岩掉块混杂在一起，容易堵塞PDC流道造成泥包。另外泥浆中纤维和超细类的封堵材料、劣质固相多也是易泥包钻头的因素。
2.4膏盐层污染：雷口坡、嘉陵江组存在大段膏岩层与盐岩层，对钻井液流变性、滤失性能影响很大。如何维护钻井液密度以平衡盐膏层蠕变，保持盐膏层溶解与盐膏层蠕变速率的动态平衡；吸取泰来2井大幅度处理调整钻井液性能导致密度下降造成溢流的教训。
2.5高温高压流变性能：四开期间随时可能钻遇高压气层加之井底温度高，小井眼循环周时间长取芯频繁钻井液静止时间长，加之易受碳酸氢根污染，导致高温高压情况下泥浆流变性能恶化。
3、现场钻井液处理工艺
3.1 二开（702-3016米）处理工艺
3.1.1. 气液转换采用先旋转喷淋油基润湿反转前置液，再向井眼喷淋灌注钻井液的方式。及时提高钻井液结构粘度，控制失水增强钻井液悬浮携砂和润滑性能。根据实际情况，选择适当的钻井液密度对井下产生适当的正压差，一方面提供有效应力支撑井壁，另一方面有助于快速形成薄泥饼。
3.1.2二开地层中棕红色泥岩吸水后易塑性变形，易堵塞PDC流道造成钻头泥包。这种岩屑在起下钻过程中经长时间的浸泡，钻头刚到井底加压太快易把泥岩嵌进钻头流道造成泥包。处理措施：起钻前配制含白油和聚合醇的泥浆封闭裸眼段；下钻到底大排量、高转速循环一周再钻进降低泥包风险。
3.2 三开井段（3016-5065米）处理工艺
3.2.1采用聚磺非渗透钻井液钻进，钻进嘉五-四过程中，Ca2+由140mg/L升至3660mg/L，CL-由8210mg/L升至63870mg/L；井深3200m左右钻遇膏盐层，粘度由44s升至90s，静切力3/10Pa升至4/16Pa。加入纯碱1t处理浆返出后钻井液粘度60s，静切力3.5/11Pa。提高钻井液密度至1.50 g/cm3。通过提前加足抗盐处理剂，使用硅醇抑制剂配合有机胺保持性能稳定。泰来6井与泰来201井、泰来202井采用聚磺非渗透体系，泰来2井是强抑制欠饱和盐水聚合物防塌体系。实钻情况聚磺非渗透防塌体系比聚磺欠饱和盐水体系在膏盐层有更好稳定性。
3.2.2针对二开、三开多次漏失，按照当前所在層位确定配方，提前准备好一罐（15～35）%含量堵漏浆。细目与可变形堵漏材料提前加入，及时调整粗细颗粒堵漏材料的搭配，再确定合理的安全密度窗口。本井多次漏失对于区块垂直性裂缝认识不足，堵漏结束后即筛除全井堵漏剂，导致一钻进再次出现漏失。后期漏失后采用（10-25）%堵漏剂含量钻井液钻进后，发生井漏的频率大大降低。
3.3 四开井段（5065-5630米）处理工艺
3.3.1在钻井液使用方面采用聚磺非渗透钻井液体系，体系性能以提高碳酸根及盐岩对体系的抗污染能力，采用低般含、合理Ca2+浓度，维持体系具有较好的流变性和抑制性为主。
3.3.2本井采取形成粗分散钻井液：针对取芯多，频繁起下钻的情况采用定期使用硅醇抑制剂，形成适度絮凝的粗分散状态。四开开始钻井液密度是2.10g/cm?，之后提高至2.18g/cm?。控制膨润土含量在15～22g/L，大量加入5%SPNH、6～8%树脂等抗温处理剂，使用单宁胶液维护钻井液的热稳定性，是四开钻井液保持良好流变性的主要因素。
4.结论
4.1气液转换采用先旋转喷淋油基润湿反转前置液，再灌注钻井液的方式。选用非渗透处理剂具有特殊的胶束结构，配合低软化点沥青提高封堵防塌能力，再提高密度1.50g/cm3以上提供径向支撑较好的保持井眼稳定。
4.2二开地层中的棕红色泥岩容易塑性变形，植物纤维和超细类的封堵护壁材料易导致钻头泥包。钻井液应保持良好的抑制性、润滑性能，下钻到底不应急于钻进，先循环有效冲洗PDC钻头流道。
4.3定期加大补充SMP-2、SMT等处理剂保持其有效含量。控制好钻井液Cl-，保持盐膏层溶解与蠕变速率的动态平衡，适当提高钻井液密度平衡盐膏层蠕变。
4.4提前配置堵漏浆，及时调整粗细颗粒堵漏材料之间的搭配配合适当的粘切达。对区块垂直性裂缝认识不足堵漏结束后不应即筛除堵漏剂，采用全井（10-25）%堵漏剂含量的钻井液，使井漏发生的频率大大降低。
4.5控制钻进时较低的膨润土含量在15g/L左右，配合硅醇抑制剂等形成粗分散钻井液。及时补充有机胺、SMP-2、非渗透处理剂等弥补处理剂过快消耗的影响；良好的抗温性能才能保持良好的流变性能。
（作者单位：中石化胜利石油工程公司钻井工艺研究院）