大位移井技术是一项实施难度较大的钻井技术，其技术难点涉及到井眼净化、井壁稳定、润滑与减摩等几方面的问题，其中每一个问题都与钻井液技术密切相关，所以仅仅依靠提高一项钻井液技术是无法解决相关问题的。以前所施工的大位移定向井几乎都使用正电胶聚合物混油钻井液，该体系中使用的白色正电胶粘度效应强，特别是高膨润土含量的钻井液，当正电胶的加量超过一定值时，粘度难控制。另外，高粘度容易在井壁形成滞留层，虚泥饼增厚，在大斜度井段增大钻具与井壁的接触面积，也增加了粘附卡钻的风险。而黑色正电胶存放时间久了，电性会降低甚至消失，影响使用效果。所以针对大位移定向井的技术难点以及原有钻井液技术中暴露出来的缺憾，我们开展了室内研究，并进行现场应用。
1.大位移井钻井液难点技术
从相关的论文及技术资料分析可以看出，水垂比比较大的大位移井的施工必须具备以下技术条件：
①不论是常规井还是大位移井，井眼净化仅仅依靠提高钻井液技术水平是无法完全解决的，一个清洁的井眼是各种技术手段相互配合协作的结果，所不同的是大位移井对于配合的要求更高，甚至已经成为主要的技术措施。
②保持大斜度井尤其是水平井段井壁的稳定性是大位移定向井施工得以顺利进行的技术基础，是一项系统性和协作性很强的工程，技术难度无疑更高。
③减摩技术在大位移井的施工中变得尤其突出，由于井下环境的复杂性及井眼曲率变化的影响，钻井过程中摩阻的控制改善对钻井液来说至关重要。
④由于大位移井也可以最大限度地揭露储层，所以作为与地层第一个接触液体储层保护十分重要。
⑤和常规井一样，大位移井在钻进中也可能遇到一些非常规地质问题，如异常高压地层、漏失地层、异常高温带等，这些问题的出现肯定会增加大位移井的施工难度。
2.室内试验
2.1井眼净化方面实验（动塑比及零剪切值）
通过对大量的与现场施工工艺相关的文献资料进行分析后可以看出，无论是学术界，还是现场工程师，在大斜度井钻井液流变性能的控制上均倾向于设法提高低剪切速率下钻井液的粘度以及调整钻井液的动塑比，这种观点目前在行业内已达成共识，这主要是考虑到提高低剪切速率粘度以及调整钻井液的动塑比能够有效提高大斜度井的井眼净化效率。
2.1.1 XSJ-Ⅱ最佳加量的选择
高效流变指数调节剂（XSJ-Ⅱ）是一种灰白色粉末状的钻井液处理剂，在预先配置好的基浆中，按照0.5-2.0%递增的加量依次加入高效
动塑比调节剂，通过动塑比大小变化，优选高效动塑比调节剂最佳加量。
表 1 高效动塑比调节剂最佳加量优选
序号Av
mpa·sPv
mpa·s动塑比nK
mpa·snη∞
pa动塑比提高率/%
实验结论：随着XSJ-Ⅱ在基浆中加量由0.5%-2%的递增，基浆的动塑比呈现出先增后降的发展态势，动塑比提高率在加量0.5-1.0%增幅最大，超过1%加量动塑比的变化居于平缓，在2%加量时不增反降。所以，XSJ-Ⅱ的最佳加量为1%。
2.1.2 XSJ-Ⅱ不同般土含量的钻井液零切力值的影响
从上表和曲线可以看出，XSJ-Ⅱ、LV-CMC、MMF在相同加量（1%）的情况下，XSJ-Ⅱ可以显著提高钻井液的动塑比，提高率达到42%，远远高于LV-CMC、MMF。而对表观粘度的影响只提高了11.1%，明显弱于LV-CMC、MMF。而且XSJ-Ⅱ的加入使得钻井液3/6的读数由基浆的2/3提高到4/5，这些正好与我们提出的零切力提高钻井液的携砂理论相吻合。说明XSJ-Ⅱ加入钻井液之中可以提高钻井液在大斜度井段的携砂效果。
2.1.3 XSJ-Ⅱ对现场井浆动塑比的调节
表 2 高效动塑比调节剂对井浆动塑比的改变
序号Av
mpa·sPv
mpa·s动塑比nK
mpa·snη∞
g/l动塑比提高率/%
配方：1#：井浆（永7平33） 2#：1#+1.0% XSJ-Ⅱ
3#：井浆（贲1井） 4#：3#+1.0% XSJ-Ⅱ
5#：井浆（双103井） 6#：5#+1.0% XSJ-Ⅱ
7#：井浆（孙x1井） 8#：7#+1.0% XSJ-Ⅱ
实验结论：由上表数据可以看出，对于不同般含的井浆，当加入1.0% XSJ-Ⅱ后，钻井液的动塑比与原浆比较，都有明显的提高，特别是低般含下最明显，永7平33井MBT为35.75 g/l，加入1.0% XSJ-Ⅱ后，动塑比提高率为46.3%，而高般含的贲1井MBT为85.8 g/l，加入1.0% XSJ-Ⅱ后，动塑比提高率仅为6.7%。由此说明，XSJ-Ⅱ对提高钻井液的携砂能力有很好改善提高。
2.2井眼稳定实验
由于大位移井具有超长水平段，在重力作用下，上井壁发生坍塌的可能性更大，因此针对大位移井井壁稳定问题，开展不同区块防塌剂优选实验。
2.2.1防塌剂复配
永安区块2500-2900m垮塌岩心回收率试验
表 3 三垛组与戴南组交界面岩心 50g （2500-2900m） 120℃Х16h
序号一次回收率%二次回收率%配方：
从上表结果来看，FT-388+OSAM-K、OSAM-K +ADV-2的组合无论是一次还是二次回收率都最高。对稳定永安区块的井壁具有良好的作用。建议该区块防塌剂的设计以FT-388、OSAM-K、ADV-2为主。
2.2.2 富安x1
井(2700-2800m)垮塌的岩心
表 4 120℃Х16h 防塌剂复配实验
序号一次回收率%二次回收率%配方：
从上表结果来看，FH-96+OSAM-K、FH-96 +ADV-2的组合无论是一次还是二次回收率都最高。对稳定富安区块的井壁具有良好的作用。建议富安区块防塌剂的设计以FH-96、OSAM-K、ADV-2为主。以LYD、FT-1为辅。
2.2.3瓦x21井（2200-2550m）垮塌岩心
表 5 120℃Х16h 防塌剂复配实验
序号一次回收率%二次回收率%配方：
从上表结果来看，OSAM-K + ADV-2、OSAM-K +KLG的组合无论是一次还是二次回收率都最高。对稳定瓦庄21区块的井壁具有良好的作用。建议该区块的防塌剂使用以这几种为主。
2.3润滑降摩阻及防卡方面的实验
为了有效控制超长水平段的摩阻系数，钻井液润滑剂的优选必不可少。
2.3.1常用润滑剂润滑性的比较
实验结论：石蜡乳液与其常用润滑剂润滑性比较可以看出，原油的润滑性最好，润滑系数降低率66.1%。而石蜡乳液1# 样、2# 样、3#样的润滑性比较1# 样最好，3#样最低。
2.3.2石蜡乳液对井浆性能的影响
取32638队井浆，井号：黄98，层位ES 棕色泥岩 般含：50 g/L，加入1.5%石蜡乳液3#，测钻井液的常规性能的变化。
表 6 石蜡乳液与井浆的复配实验
序号Av
mpa·sPv
mpa·sYp
pa动塑比nK
mpa·snη∞
ml粘附系数
注：1#：井浆 2#：井浆+1.5%石蜡乳液
实验结论：将石蜡乳液加入井浆，观察其与井浆的配伍情况，可以看出石蜡乳液在井浆当中加入1.5%情况下，粘度略有增大，从粘附系数分析，石蜡乳液确实使井浆的粘附系数降低很多，说明其对钻井液的润滑性有很好的改善。
以实验数据为参考，结合现场实际，我们在处理大位移定向井的井眼润滑性的改善上，大部分井以原油为主要和首选润滑剂，针对一些特殊井眼轨迹，大斜度井段很长的井，稳斜段比较长的井，采取多种润滑剂复配使用。现场经验表明，采用单一润滑剂时，当其加量超过2% 以后润滑效果的改善趋于稳定，而将多种润滑剂复配使用能够进一步提高润滑效率，例如原油与固体润滑剂塑料小球的复合使用可以将摩擦系数降低至0.1以下。例如真x200井，水垂比达到0.62，最大井斜达到51°。而真武区块钻井液密度相对又比较高，所以在改善该井的摩阻上，就采用机油与石蜡乳液组合的形式，收到了良好的效果。
2.4油层保护方面的试验
根据各个区块的储层物性，埋深深度，储层敏感性以及岩石的岩性：分
别采用不同的储层保护技术；屏蔽暂堵技术，超低渗透油层保护，石蜡乳液油层保护，理想充填油层保护（针对中、高渗透性储层）。
表7 2010部分探井表皮系数
序号井号层位层号测试顶界测试底界表皮系数
2010年全年测试表皮系数共计36井次，有6井次的表皮系数大于2，属于有储层伤害井，其余30口井次其表皮系数均小于0或为负值，说明泥浆对油气层基本无伤害，油气层完善率占所有测试井数的83%。说明我们的油气层保护工作做得很理想。
3.现场钻井液技术
3.1 真X200井工程地质简况
真X200井是位于江都市真武镇杨庄村东的一口定向探井，完钻井深3218m。定向井深879.48m，稳斜井段1700m-3218.00m，最大井斜51.11°，水平位移1559.07m。中途取心2次，收获率100%。
真X200断块位于真2断块下降盘真武构造南部，主要目的层为三角洲平原亚相，砂砾岩含量30%，部分层段砂岩发育。E2S2以浅灰色粉细砂岩，粉砂岩与浅棕色，棕红色显不等厚互层；E2S1为浅灰色含砾粉砂岩与棕色泥岩，砂质泥岩互层，中下部夹一层灰黑色玄武岩；E2d2为棕色砾状砂岩，粉砂岩泥岩互层；E2d1为深灰色泥岩，泥质粉砂岩，砂砾岩互层。E1f4为深灰色泥岩，钻探目的，探真200块的含油情况。
3.2钻井液技术施工难点：
本井井斜大，稳斜段长，位移大，钻井液的悬浮携砂成为要解决的首要难点；大斜度大位移再加上老区调整井的高密度为钻井液的润滑防卡提出更高要求；由于E2S和E2d有大段砂砾岩，粉砂岩为主，地层渗透性强，钻井液的固相控制难度大，另外在钻井施工中，防漏堵漏技术措施也是一项技术重点。
3.3各井段钻井液维护处理
3.3.1定向、复合钻进井段(879.48-2214.65m)悬浮乳液润滑防塌钻井液
1）钻遇三垛组主要保证钻井液具有较强的抑制性和良好的封堵能力，要保证钻井液中含有充足的主聚物MMCA、钠盐。同时配合使用DS301增强钻井液抑制性。
2）根据钻遇地层情况，及时加入CaCO3和QS-2对地层进行封堵。
3）在定向成功后加入润滑剂0.5%的KD51，钻进中根据摩阻情况及时补充润滑剂，当井斜大于40o后，KD51的含量不低于2%。
4）在2000-2100m钻遇石膏层，由于钻井液的优良性能，起下钻无阻卡现象，通过测井资料显示，该井段井径规则，井径扩大率小于10%。
1）在2214.65m下入稳斜钻具后（两只214Φmm的扶正器），摩阻有80-100KN升到180-200KN，随着井身轨迹的延伸，摩阻逐渐升高到240KN-280KN—320KN-340KN-360KN，虽经多次改变钻具组合和混入植物油、机油，摩阻仍未有
下降趋势。后来通过以下方法改善摩阻情况：每钻进100-150m，进行一次长距离短程起下，然后大排量洗井；加入一定量悬浮乳液润滑剂，保证钻井液的润滑性，加入适量的超细钙改善泥饼质量；加强固相控制，及时清除钻井液的无用固相。使得该井段摩阻一直维持在200KN以内。
2）每钻进200-300m加入1.5%的PA2，配合使用CaCO3和QS-2对地层微裂缝进行封堵，改善泥饼的致密性。
3）在进行长程短起下的基础上定期使用采用稠浆清扫井眼，同时加入0.5%的XSJ-II提高钻井液的携沙能力，降低换空的岩屑浓度，提高井眼的清洁程度。
4）摩阻升高原因分析：井斜大井底位移长，钻具躺在下井壁，钻屑重复研磨。
表8 真X200井大井斜稳斜段钻井液性能
井深（m）井斜(o)Pv(mpa.s)Yp（Pa）动塑比nKη∞API/ml
4.应用效果
4.1 2010年共完成位移超过1000m的大位移定向井11口。最大水垂比为0.69（纪x13井），最大井底位移1770.76m（纪x13井），最大井斜63.27（海南花109-5X），其中有两口大位移井完成了“三个二”工程（庄13-15、庄13-16），而且所有施工井在复杂和事故时效方面均降低。
4.2乳化石蜡因其具有优良的润滑、防塌性和保护油气层功能，对环境和录井无影响，成本适中。尤其适用于大斜度井、水平井，作为润滑剂替代原油，有时与原油协同作用改善大位移井的拖压问题效果显著。目前正成为钻井液技术发展的一个新的热点。目前悬浮乳液已经在真x200、周深x1井以及邵14平1、沙26平5、富18平3、韦5平3等许多水平井中应用，均取得良好经济和社会效益。
表9 2010年位移超1000m的定向井技术指标
序号队号井号完钻井深
(m)井底位移
(m)实际垂深(m)水垂比最大井斜(°)完钻周期/D电测情况
5.几点认识
1）大斜度大位移井的井眼净化。高效携砂剂的使用，增大了动塑比，同时提高了零切力值，从而增强了钻井液的携砂效果和岩屑输送能力；工程及时的配合短起下，并大排量洗井，破坏岩屑床；固控设备的有效使用，保证井眼的清洁。
2）大斜度定向井的润滑防卡问题，降低摩阻应该以原油为主，视摩阻情况协同使用其它润滑，进而保证钻井液的润滑性能，提高防卡能力。利用QS-2及FT-388的封堵效应，形成致密光滑薄而韧的滤饼。
3）大斜度定向井的井壁稳定，选择合适的钻井液密度，及时添加QS-2以及防塌剂封堵微裂缝，改善滤饼质量，增强井壁承压能力。深井阶段严格控制失水，特别是高温高压失水。
4）加强钻井
液各种添加剂大小分子的搭配，合理调控流型，控制失水，降低固含，保持钻井液强的抑制性，抗污染能力，储层保护效果是大位移定向井安全施工的关键。
参考文献
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