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摘 要：银参4井是一口重点参数探井，地质条件复杂，特别下部盐、膏互层多，裂缝发育完全，地层承压能力低，钻井液密度过低或过高时，都会导致井塌、井漏等复杂情况，对于钻遇盐膏层的井控技术，仍然是重大的工程技术难题，急需加以解决。本文在分析地质岩性的基础上，在不同层位进行合理地钻井液体系转换，采用了刚性离子超细碳酸钙封堵与细微乳化石蜡胶粒填充、非极性防卡润滑剂以及欠饱和盐水钻井液体系等一系列技术，顺利完成钻井施工。
关键词：坍塌 强抑制 盐膏层 盐层 欠饱和盐水 井漏
一、概述
银参4井位于银川平原北部，海拔1100-1200m。属于银川盆地东部断阶带平罗南反向断块构造高部位。主要为了解银川盆地地层层序及清水营组烃源岩发育情况，评价银川盆地勘探潜力，深化银川盆地成藏条件研究，为下步勘探部署提供基础资料。
本井于2012年3月2日一开，完钻井深541m，机械钻速为39.09m/h，下入339.7mm表层套管537.03m。3月10日二开，采用5刀翼PDC +203mm直螺杆+塔式钻具组合，机械钻速为26.55m/h，完钻井深2491.17m，下入244.5mm技术套管2490.82m。3月29日三开，完钻井深4124.23m，井深4123m，钻遇片麻岩，取芯落实岩性，提前完钻。钻井周期124d17h，建井周期149d4h。
二、地质分层及岩性
新生界上新统干河沟组：层深1086m，岩性为浅棕灰、褐灰色含砾粗砂岩、中-粗砂岩、细砂岩夹棕黄泥岩、砂质泥岩。
新生界中新统红柳沟组：层深2200m，岩性为为红色泥岩夹绿色泥岩、砂岩，中、下部夹泥灰岩。
新生界渐新统清水营组：层深4250m，岩性为一套红色、深灰色泥质岩夹砂岩，少量的碳酸盐岩，泥岩占绝对优势，纯盐、膏盐多。
下古生界：层深4300m，岩性为灰褐色细粉晶云岩。
三、钻井液分段处理难点及体系配方
1.一开井段
地层为黄土层为主，易垮塌、井漏。采用预水化膨润土浆-聚合物钻井液体系，钻井液配方：清水+6%土粉+纯碱。使钻井液具有较强的携带和悬浮能力，满足大井眼钻进需要，完钻后充分循环钻井液，将钻井液漏斗粘度提高至40s左右，保证下表层套管、固井顺利。
2.二开井段
本井段干河沟组含大量砂砾岩，岩性松散、胶结性差，易发生井漏、坍塌；红柳沟组、清水营组含大量棕红色泥岩，水敏性强，易水化分散、造浆严重，而且随着井深增加，易产生坍塌掉块。
3.三开井段
本井段是钻井液处理难点，地层极为复杂。地层含大段盐膏，钻遇70m纯盐层，123m盐膏层；高浓度地层流体，[HCO3-]含量为10391mg/l，[CO3-]含量为786mg/l，[Cl-]含量7799mg/l；大段脆性泥岩，200m破碎带地层，坍塌掉块多；岩性以红色泥岩居多，易缩径；裂缝发育完全，且复杂，纵向、横向都有，地层承压能力低。
采用高性能铝胺基钻井液体系[2]，钻井液配方：基浆+0.5%PAM+
0.5%AP-1+3%铝基聚合物+3%ZX-8+2%磺酸盐共聚物。地层硬而脆，水敏性强，极易破碎，提高钻井液防塌能力是本井段处理重点。
四、欠饱和盐水钻井液应用与维护处理
1.欠饱和盐水钻井液转换施工
全井分3次转换，分别在技套口、2900m、3400m施工。
1.1 在技套口转换：通过小型实验，确定粘切峰值盐加量，在超越峰值时，加快、加大盐加入量，降低峰值影响；若加盐过程中出现粘切过高时，可以加入护胶剂对流型进行调节，也可通过离心机清除部分膨润土，原则上少用降粘剂；[CL-]含量达到150000mg/l后，循环2周，测量钻井液全套性能，使粘度在40—50s，密度1.30—1.35 g/cm3，中压失水<5ml，pH值≤8，若各性能不达要求时，需进一步调整。
1.2 2900m、3400m转换：下钻至该井段，开泵顶通循环，将淡水钻井液替出，观察好出浆口，淡水浆返出时，降低泵排量顶替。若污染严重，可适当放掉部分钻井液，同时利用离心机进行处理，补充护胶剂，加盐；若污染影响不大，直接补充护胶剂，加盐。
1.3下钻至井底，循环调整，测量全套性能，根据需要，补充各类处理剂，使钻井液性能达到要求。粘度50s左右，密度1.30--1.35 g/cm3，中压失水<5ml，高温高压失水<12ml，pH值≤8，初切2--5Pa，终切10-15 Pa。
1.4转换过程中，加强活动钻具，严防发生卡钻事故。同时注意泵排量是否合适，避免井漏。
2.欠饱和盐水钻井液日常维护
2.1含盐量：坚持每班测量2次Cl-，维持Cl-浓度150000--170000mg/l，否则补充NaCl；
2.2失水：欠饱和盐水钻井液API失水可适当放宽，使其<5ml，失水增大，需要降失水时可用DSP-III、WNP-1等，正常情况下，按80--120kg/100m补充；
2.3粘度：在保证携岩的情况下，维持在50--60s，井下施工不正常时，提粘至70--100s；
2.4密度：密度维持在1.35—1.40 g/cm3，提供足够力学支撑；
2.5 MBT值：定期检测MBT，使其维持在30-45g/l，若有效膨润土含量低，钻井液悬浮性差、切力低，将补充水化好、护好胶的膨润土浆。MBT值尽可能维持在40g/l左右，否则钻井液密度高时，粘切难以调控；
2.6 pH值：pH值≤8，维护体系弱碱条件下性能稳定，避免粘土高碱敏分散；
五、井漏处理
由井深3835.48m至4124.43m，地层裂缝发育完全，且纵向发育。钻进中发生多次井漏，累计漏失钻井液419.6m3，期间进行9次承压堵漏，耗时675h。
本井的“井漏”与“井塌”矛盾突出，上部井眼破碎带坍塌应力在1.40g/cm3，钻井液密度不能降低太多，但密度高不利于堵漏施工，且堵漏过程中风险大。分别在3853m、3915m、4016m使用延迟膨胀堵漏剂进行3次承压堵漏，配制30m3堵漏浆：基浆+10%随钻+10%核桃粉+10%超钙+5%单封+2%酸溶膨胀堵漏剂+10%延迟膨胀堵漏剂，3次承压效果明显，都能将地层承压能力提高1.50g/cm3以上。
六、认识与体会
1.改变传统盐水钻井液高pH值环境，采用弱碱环境；
2.从处理剂选择上，减少分散型处理剂引入，控制其加入量；
3.采用刚性离子超细碳酸钙封堵与细微乳化石蜡胶粒填充，很好解决泥岩裂缝坍塌掉块问题；
4.本井钻穿70m纯盐层、123m盐膏层，10次取芯，9次堵漏施工皆顺利，井下安全。
参考文献
[1] 王树勇.胜利油田钻井液处理技术[M].山东东营：石油大学出版社，2009
[2] 鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：石油大学出版社，2001
[3] 李玉民，何亚彬.S105 井盐膏层复杂钻井技术[J]，钻采工艺，2004，27（4），8-10
[4] 郭春华，马玉芬.塔河油田盐下区块盐膏层钻井液技术[J]，钻井液与完井液，2004，21（6），19-22
作者简介：韩喜正，2002年毕业于西安石油学院化学工程专业，工程师。
关键词：坍塌 强抑制 盐膏层 盐层 欠饱和盐水 井漏
一、概述
银参4井位于银川平原北部，海拔1100-1200m。属于银川盆地东部断阶带平罗南反向断块构造高部位。主要为了解银川盆地地层层序及清水营组烃源岩发育情况，评价银川盆地勘探潜力，深化银川盆地成藏条件研究，为下步勘探部署提供基础资料。
本井于2012年3月2日一开，完钻井深541m，机械钻速为39.09m/h，下入339.7mm表层套管537.03m。3月10日二开，采用5刀翼PDC +203mm直螺杆+塔式钻具组合，机械钻速为26.55m/h，完钻井深2491.17m，下入244.5mm技术套管2490.82m。3月29日三开，完钻井深4124.23m，井深4123m，钻遇片麻岩，取芯落实岩性，提前完钻。钻井周期124d17h，建井周期149d4h。
二、地质分层及岩性
新生界上新统干河沟组：层深1086m，岩性为浅棕灰、褐灰色含砾粗砂岩、中-粗砂岩、细砂岩夹棕黄泥岩、砂质泥岩。
新生界中新统红柳沟组：层深2200m，岩性为为红色泥岩夹绿色泥岩、砂岩，中、下部夹泥灰岩。
新生界渐新统清水营组：层深4250m，岩性为一套红色、深灰色泥质岩夹砂岩，少量的碳酸盐岩，泥岩占绝对优势，纯盐、膏盐多。
下古生界：层深4300m，岩性为灰褐色细粉晶云岩。
三、钻井液分段处理难点及体系配方
1.一开井段
地层为黄土层为主，易垮塌、井漏。采用预水化膨润土浆-聚合物钻井液体系，钻井液配方：清水+6%土粉+纯碱。使钻井液具有较强的携带和悬浮能力，满足大井眼钻进需要，完钻后充分循环钻井液，将钻井液漏斗粘度提高至40s左右，保证下表层套管、固井顺利。
2.二开井段
本井段干河沟组含大量砂砾岩，岩性松散、胶结性差，易发生井漏、坍塌；红柳沟组、清水营组含大量棕红色泥岩，水敏性强，易水化分散、造浆严重，而且随着井深增加，易产生坍塌掉块。
3.三开井段
本井段是钻井液处理难点，地层极为复杂。地层含大段盐膏，钻遇70m纯盐层，123m盐膏层；高浓度地层流体，[HCO3-]含量为10391mg/l，[CO3-]含量为786mg/l，[Cl-]含量7799mg/l；大段脆性泥岩，200m破碎带地层，坍塌掉块多；岩性以红色泥岩居多，易缩径；裂缝发育完全，且复杂，纵向、横向都有，地层承压能力低。
采用高性能铝胺基钻井液体系[2]，钻井液配方：基浆+0.5%PAM+
0.5%AP-1+3%铝基聚合物+3%ZX-8+2%磺酸盐共聚物。地层硬而脆，水敏性强，极易破碎，提高钻井液防塌能力是本井段处理重点。
四、欠饱和盐水钻井液应用与维护处理
1.欠饱和盐水钻井液转换施工
全井分3次转换，分别在技套口、2900m、3400m施工。
1.1 在技套口转换：通过小型实验，确定粘切峰值盐加量，在超越峰值时，加快、加大盐加入量，降低峰值影响；若加盐过程中出现粘切过高时，可以加入护胶剂对流型进行调节，也可通过离心机清除部分膨润土，原则上少用降粘剂；[CL-]含量达到150000mg/l后，循环2周，测量钻井液全套性能，使粘度在40—50s，密度1.30—1.35 g/cm3，中压失水<5ml，pH值≤8，若各性能不达要求时，需进一步调整。
1.2 2900m、3400m转换：下钻至该井段，开泵顶通循环，将淡水钻井液替出，观察好出浆口，淡水浆返出时，降低泵排量顶替。若污染严重，可适当放掉部分钻井液，同时利用离心机进行处理，补充护胶剂，加盐；若污染影响不大，直接补充护胶剂，加盐。
1.3下钻至井底，循环调整，测量全套性能，根据需要，补充各类处理剂，使钻井液性能达到要求。粘度50s左右，密度1.30--1.35 g/cm3，中压失水<5ml，高温高压失水<12ml，pH值≤8，初切2--5Pa，终切10-15 Pa。
1.4转换过程中，加强活动钻具，严防发生卡钻事故。同时注意泵排量是否合适，避免井漏。
2.欠饱和盐水钻井液日常维护
2.1含盐量：坚持每班测量2次Cl-，维持Cl-浓度150000--170000mg/l，否则补充NaCl；
2.2失水：欠饱和盐水钻井液API失水可适当放宽，使其<5ml，失水增大，需要降失水时可用DSP-III、WNP-1等，正常情况下，按80--120kg/100m补充；
2.3粘度：在保证携岩的情况下，维持在50--60s，井下施工不正常时，提粘至70--100s；
2.4密度：密度维持在1.35—1.40 g/cm3，提供足够力学支撑；
2.5 MBT值：定期检测MBT，使其维持在30-45g/l，若有效膨润土含量低，钻井液悬浮性差、切力低，将补充水化好、护好胶的膨润土浆。MBT值尽可能维持在40g/l左右，否则钻井液密度高时，粘切难以调控；
2.6 pH值：pH值≤8，维护体系弱碱条件下性能稳定，避免粘土高碱敏分散；
五、井漏处理
由井深3835.48m至4124.43m，地层裂缝发育完全，且纵向发育。钻进中发生多次井漏，累计漏失钻井液419.6m3，期间进行9次承压堵漏，耗时675h。
本井的“井漏”与“井塌”矛盾突出，上部井眼破碎带坍塌应力在1.40g/cm3，钻井液密度不能降低太多，但密度高不利于堵漏施工，且堵漏过程中风险大。分别在3853m、3915m、4016m使用延迟膨胀堵漏剂进行3次承压堵漏，配制30m3堵漏浆：基浆+10%随钻+10%核桃粉+10%超钙+5%单封+2%酸溶膨胀堵漏剂+10%延迟膨胀堵漏剂，3次承压效果明显，都能将地层承压能力提高1.50g/cm3以上。
六、认识与体会
1.改变传统盐水钻井液高pH值环境，采用弱碱环境；
2.从处理剂选择上，减少分散型处理剂引入，控制其加入量；
3.采用刚性离子超细碳酸钙封堵与细微乳化石蜡胶粒填充，很好解决泥岩裂缝坍塌掉块问题；
4.本井钻穿70m纯盐层、123m盐膏层，10次取芯，9次堵漏施工皆顺利，井下安全。
参考文献
[1] 王树勇.胜利油田钻井液处理技术[M].山东东营：石油大学出版社，2009
[2] 鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营：石油大学出版社，2001
[3] 李玉民，何亚彬.S105 井盐膏层复杂钻井技术[J]，钻采工艺，2004，27（4），8-10
[4] 郭春华，马玉芬.塔河油田盐下区块盐膏层钻井液技术[J]，钻井液与完井液，2004，21（6），19-22
作者简介：韩喜正，2002年毕业于西安石油学院化学工程专业，工程师。