课题名称：长段裸眼钻井液工艺技术研究
研究试验报告
负责单位：塔里木第二勘探公司
二00二年十二月
完成单位：塔里木第二勘探公司
起止时间：2001年1月—2002年12月
主要研究人员：邓仕奎陈俊斌吴先忠吴宗国陈平
李华坤熊明勇杨国懿古天星禹松
报告编写人：邓仕奎陈俊斌
课题负责人：邓仕奎
工程科负责人：吴宗国
总工程师：吴先忠
经理：李毅
第一部份研究试验
一、概述
塔里木油田在大多数生产井，部分探井实施低成本战略，简化井身结构，少下一层套管，进行长裸眼钻井施工。如何保证长裸眼钻井施工的顺利进行，难度和风险大部分转嫁到了钻井液方面，选择何种钻井液体系，又如何进行维护处理，给钻井液技术提出了严峻的考验。事实上，优良的钻井液性能是保证长裸眼井钻探安全快速成功的关键，也是制约钻井总成本的重要因素。近两年来，我们在塔里木地区进行了长裸眼井、长裸眼水平井的钻井液技术研究，对体系和材料进行了优选和复配，基本做到了安全快速钻进。
1、施工风险因素
裸眼段增长，存在如下钻井施工风险：
(裸眼段增长，往往同一裸眼段，存在不同压力系数、不同岩性特征的多套复杂地层段，存在抑制与分散的矛盾，同时存在上喷下漏问题；
(在长裸眼水平井，存在流变性与螺杆水马力发挥的矛盾；
(长裸眼定向水平井，存在避免岩屑床形成与压耗的矛盾；
(裸眼段的增长，致使地层渗透性漏失严重，钻井液消耗量增大，存在大量补充与深井对性能稳定性要求的矛盾；钻井液消耗量增大，存在钻井液成本与钻井综合效益最大化的矛盾；
(裸眼段的增长，钻井周期增长，致使裸眼段井壁浸泡时间增长，起下钻次数增多，对井壁碰撞、抽吸的机率增多，造成井壁垮塌的因素增多；
(裸眼段的增长及大斜度、水平井极易形成键槽及岩屑床，容易发生卡钻等复杂情况。
2、钻井液技术难点
由于以上客观因素的存在，对钻井液工艺技术提出了更高的要求。要求钻井液具有以往多开井各段钻井液具有的优良性能的综合体，保证钻井液体系具有“一体多能”，能满足不同地层、不同岩性以及各种特殊工程作业对钻井液性能的要求，同时又要保护好油气层，归纳起来钻井液技术工作面临以下几个难点：
(钻井液具有很强的抑制、防塌能力，保证长裸眼多套岩性地层的井壁稳定，解决好分散与抑制的矛盾；
(钻井液具有很强的携砂、悬浮能力，保护井壁，保证井眼净化及避免岩屑床的形成，同时满足发挥水马力的要求，解决好流变性-岩屑床与压耗的矛盾；良好的造壁性及更低的滤失量，形成薄而韧的泥饼及屏蔽层，保护井壁，减少漏失，并保护油气层。
(钻井液具有良好的造壁性、润滑性，避免卡钻事故的发生；
(钻井液具有低的塑性粘度和水眼粘度，以利于螺杆及钻头水马力的发挥，提高机械转速，缩短钻井周期；
二、钻井液技术方案
为满足钻井液工艺技术的要求，在钻井液设计时，从体系优选到处理剂复配、参数优化、成本控制等方面，必须进行综合科学分析，做到“速度-安全-效益”一体化。通过分析对比，我们认为多元聚合物(上部)；多元聚磺(下部)；聚磺混油用于定向水平段钻井液体系，能较好地满足长裸眼井不同井段、不同地层岩性对钻井液性能的要求。多元聚合物、磺化处理剂合理复配，取长补短，使该体系具备了一定的完美性，同时较为经济。该体系技术要点：全井充分发挥多元聚合物的特性，利用磺化体系适应范围广的特长。多元聚合物体系，既可防止上部大井眼不成岩流砂层的坍塌、渗漏、低返速携砂、悬浮等问题，又可防止下部地层硬脆性泥页岩或火成岩的剥落、掉块。金属螯合物(CMP-3)与高分子量聚合物复配使用，包被絮凝相得益彰，使体系具有更强的抑制能力，可有效防止中、上部软泥岩地层段的分散、造浆，这是解决中、上部井段阻卡、划眼等复杂情况发生的最有效手段。
聚合物与磺化处理剂合理复配，使体系具有很强的抗高温稳定性，保证高温高压下钻井液性能的优良，进一步改善泥饼质量，配合使用力学稳定材料进行封堵；加之聚合物对粘土的强抑制性，确保了长裸眼的井壁稳定，聚合物的低塑性粘度和低水眼粘度特性，有助于动力马达及钻头水马力的发挥，解决了大斜度及水平段钻进存在的“岩屑床-流变性-水马力发挥-压耗”等诸多矛盾，进而提高机械钻速，缩短钻井周期，缩短长裸眼的井壁浸泡时间，保护井壁，减少井壁垮塌的机率，避免井下事故的发生；这是长裸眼井钻井成功的关键。所以我们认为，多元聚合物—聚磺—聚磺混油体系是钻探长裸眼定向、水平井的理想体系。
三、钻井液维护处理要点
随着井身结构的简化，塔里木地区几乎除部分探井外，均为二开井，各开钻井液维护处理要点如下：
第一、表层。表层井段钻遇岩性主要为不成岩流砂层及成岩性较差的粘土层，在调整维护钻井液性能时应主要考虑如下几方面的问题：防坍塌、防渗漏、携砂、悬浮。保证钻井液具有很强的造壁性和适当高的切力，失水可适当放开。土含量可适当高一些，保持在40~60g/l，两种聚合物同时复配使用。充分利用多元聚合物的特性，利于携砂、悬浮、防渗漏、防坍塌。配制浓度为8~10%的基浆并水化+其它聚合物配成胶液，调整处理，形成良好的结构。钻进过程中用大、小分子聚合物复配的胶液和基浆进行性能维护、补充消耗，保证充足的钻井液量。加大基浆及聚合物的用量。严格用好固控设备，最大限度地清除有害固相。
第二、二开井段。本井段为长裸眼井段，地层岩性复杂，是钻井成败的关键。长裸井的钻井液维护不同于以往多开井，要求钻井液性能不但具有较强的抑制性，防止中、上部软泥岩地层的分散、造浆，而且要有很强的防塌及抗温能力，保证长裸眼的井壁稳定，保证钻井液性能的高温稳定性。在材料选配与加量方面与以往多开井也有所不同，抗高温磺化降滤失剂、防塌剂、润滑剂的加量要适当增加，防塌、防卡。在塔中地区2900米左右、轮南4500米左右、哈德4300米左右井段，该段抑制、流变性是主要矛盾。采用低固相强包被不分散聚合物钻井液体系，主要围绕如何优快钻进及抑制、分散、造浆、防阻卡、防泥包、发挥水马力等方面做工作。在钻井液维护上，首先加足高分子量聚合物包被剂并结合使用清洁剂，尽量不用分散剂是解决阻卡、防泥包、划眼的关键，做到“一足、二低、一适当”即大分子加足、低固相、低粘切、土含量适当。土含量是不可忽视的因素，它是形成优质泥饼、优良结构及保证良好流变性的基础，这点应该引起我们的注意，同时补充水化好的优质基浆。对于抑制性很强的聚合醇在特殊井段应考虑使用。
正常钻进，高分子量聚合物(CMP-3、80A51、KPAM等)加量0.5-0.8%，小分子聚合物(CPF、LY-1,KPAN等)加量0.3-0.5%，配合使用0.2-0.4%左右的清洁剂(RH-4)和1-2%的润滑剂，配合使用超细碳酸钙(1型、2型)进行封堵，改善泥饼质量，调整流型用聚合物或两性离子稀释剂，避免使用分散剂。该段泥饼质量是主要矛盾。主要是保证井壁稳定防坍塌、防渗漏及做好保护油气层工作。钻井液性能维护在中、上部井段的基础上，及时引入磺化处理剂进行转化，改善泥饼质量，提高体系抗温稳定性，并配合使用防塌剂以稳定井壁，磺化处理剂及防塌剂必须及时引入，而且量要加足，这是确保长裸眼井井壁稳定的关键，也是整口井钻井成败的前提。
由于钻井速度的加快，不能因为短期内井下安全而在材料使用上搞投机，那样随着钻井周期的增长，长裸眼井壁势必出现复杂情况，事后补救会造成事倍功半的后果。磺化处理剂(SMP、SPNH、PSC复配使用)加量3(5%，防塌剂(YL-N系列)加量控制在2(3%，探井用WFT-666，配合使用油层保护剂及超细碳酸钙(1、2)改善泥饼质量，形成屏蔽暂堵层，保护油气层。大斜度及定向水平段处理剂加量可适当放大。改善润滑性，可采用混原油并结合适量润滑剂的方法。井斜角小于45度以前，原油加量控制在3(5%；45度以后，原油加量逐渐提高至5(8%，乳化剂加量控制在0.3(0.5(1%，保证原油充分乳化，流变性良好，中压失水控制在5(3(2ml，高温高压失水控制在12(10(6ml左右。
四、特殊施工措施
1.井壁稳定问题
造成井壁不稳定的因素主要有两方面，物理化学作用和力学作用。解决物理化学作用引起的井壁不稳定，首先提高钻井液的护壁性，降低钻井液滤失量及改变滤液特性，尤其是高温高压滤失量要低，并保证合适的土含量，形成薄而韧的泥饼，加足力学稳定剂。土含量控制在35(50g/l，API失水控制在3(5ml，HTHP控制在8(12ml。解决力学作用造成井壁不稳定的问题,主要从钻井液密度及流态两方面考虑。在确定钻井液密度时，其密度值应高于地层压力和井眼稳定要求而低于破裂压力，防止地层漏失。值得注意的是，并非密度越高井壁越稳定，这点非常重要。（据有关资料在大斜度及定向水平井井斜增至60度时，钻井液密度应增加0.03g/cm3，有待实践证实）。加入足够的力学稳定防塌材料如阳离子乳化沥青系列，加量控制在2(3%。在体系选择方面充分利用聚磺体系适应范围广的特点，控制钻井液流变性，调整流态，避免冲刷；起下钻控制速度、操作平稳，尽量避免钻具对井壁的碰撞。对于玄武岩地层的垮塌问题，主要从以下三方面考虑：首先，提高密度至合适值，保证液柱压力平衡，这是关键；其次，适当提高钻井液粘、切，调整流态，避免冲刷；再加入适量的力学稳定材料如YL-N系列等防塌剂，改善泥饼质量及封堵孔、缝，增强井壁的力学稳定性。
2.携带悬浮及避免岩屑床形成
解决该问题应从以下两方面入手，钻井液流变性；工程参数，主要是排量。在小斜度井段保持平板型层流，有利于携砂，要求钻井液具有较高的屈服值，较低的塑性粘度及较高的动塑比值。在维护处理时，应注重螯合物CMP-3结合高分子量聚合物复配使用。而在大斜度及水平井段保持紊流，有利于携砂，避免岩屑床的形成。我们知道，钻井液处于紊流状态时，其携砂能力只由钻井液密度决定，而与屈服值及流变性无关；在紊流状态下，冲力接近常数，此时提高屈服值，对钻井液携砂能力改善作用不大，所以此阶段主要应使钻井液具有高切力，保证较强的悬浮能力，在维护处理时以CMP-3为主，结合抗高温降滤失剂及防塌、润滑剂等其它处理剂的使用，少用或不用高分子量聚合物，这是一个关键。在排量控制方面，井斜角小于30度时，环空返速控制在0.616(0.916m/s，可避免形成岩屑床；井斜角大于45度时，环空返速控制在大于等于0.916m/s，才不会形成稳定的岩屑床，在实际工作中已经证明这是科学的。在现场要根据井身结构及性能参数，认真计算，保证井下安全。
3.防卡润滑问题
首先保证形成优良的泥饼质量薄且韧；同时加入适量的润滑剂或混原油，降低泥饼摩擦系数。在水平段钻进时，大部分扭矩提高和阻卡问题，是由于井眼清洁差而形成岩屑床、井壁不稳定、键槽或压差卡钻所引起的，只有当这些复杂情况排除以后，润滑才成为关键。所以说，水平井的扭矩及阻卡问题单靠润滑剂是不能解决的，但就提高润滑性而言，可采取如下措施：井斜角小于45度井段，混入3(5%的原油、0.5(1%的润滑剂、0.3(0.5%的乳化剂；当井斜角大于45度时，原油加量控制在5(8%，润滑剂加量控制在1(2%，加入乳化剂0.5(1%，体系具有良好的润滑性。特殊井及特殊作业前，加入0.5%左右的固体润滑剂如塑料小球或石墨粉等等，变滑动润滑为滚动润滑，考虑塑料小球对筛管的影响，尽量使用石墨粉，对轨迹非常差的井要引入石墨粉，以保证特殊作业的安全顺利。用好四级固控，保证体系中劣质固相含量降至最低，含砂量小于0.3%，防止“砂纸”泥饼的形成，也是防止井下卡钻事故的关键因素。
五、固控设备
长裸眼钻井液技术在现场应用中，除了钻井液技术本身外，相应的固控设备配套也非常关键。固控设备中最为关键的是振动筛和离心机，振动筛属于一级固控，其应用效果的好坏直接影响到钻井液性能，也影响除砂器、除泥器、离心机的工作负荷。为在长裸眼段实现安全快速钻进，必须尽量清除钻井液中的无用固相，保持优良性能。针对公司原有振动筛老化，使用效果差的情况，对大部份井队的振动筛进行了更换，选用了处理效果好的高频振动筛，强化了一级固控，对保持优良的钻井液性能，安全快速钻进，降低公司的钻井液成本均起了重要作用。由于强化一级固控，相应地弱化了除砂器、除泥器、离心机作用，但离心机的作用仍然重要。
六、结论
①长裸眼井、长裸眼水平井钻井成功的关键是井壁稳定，井壁稳定的关键是泥饼质量，优质泥饼的形成在于材料选择与复配。
②多元聚合物-聚磺体系是长裸眼井、长裸眼水平井的理想体系，阳离子乳化沥青系列及CMP-3是长裸眼井、长裸眼水平井不可缺少的两种材料。
③密度的控制及钻井液流变性调整，是长裸眼井、长裸眼水平井不同井段应有针对性考虑的问题。
④强化固控配套，尤其是高频振动筛、高效离心机的使用是长裸眼井、长裸眼水平井不可缺少的固控设备。
⑤起下钻操作以及钻井工程措施、井眼轨迹控制等，对长裸眼井、长裸眼水平井的施工顺利与否也有相当的影响。
第二部份室内及现场试验报告
根据研究试验内容和配方要求对部份钻井液材料进行了室内及现场试验，所选用的材料均具有一定的技术优势，在体系中有独特作用。
一、钻井液体系引用新材料评价实验
1.钻井液用螯合金属聚合物(CMP)实验评价
钻井液用螯合金属聚合物(ComplexMetalPolymer)是新一代的钻井液处理剂，它运用现代高科技技术，将金属聚合物同水溶性高分子聚合物有机地结合在一起，使其兼有金属聚合物和水溶高分子聚合物的双重优点，在钻井液中表现出极强的增粘能力和降滤失能力，同时具有较大的容纳固相能力和抑制钻屑造浆能力，解决了聚合物钻井液与正电胶钻井液普遍存在的技术缺陷，经室内和现场应用表明，CMP具有如下特点：
(具有极强的增粘和降滤失能力，抑制性好，抗盐、钙能力强。
(能很好的改进流型，提高钻井液动塑比，改善井眼净化能力。
(具有一定的抗温能力（可达150℃），温度上升还有利于降失水性能的发挥。
(与同类产品相比用量更少，效果更明显，性能更稳定，维持时间更长、泥浆维护更简单。
2.1技术性能
螯合金属聚合物CMP技术性能应符合表1、表2之规定：
表1理化指标
项目 指标 CMP-1型 CMP-3型 水份% ≤9 ≤10 20目筛余% ≤20 ≤20 表观粘度（1%水溶液）mpa.s ≥20 ≥15 PH值 8~10 8~11 表2钻井液性能指标
项目
实验浆类型 表观粘度mpa.s 塑性粘度mpa.s 滤失量ml CMP-1 CMP-3 CMP-1 CMP-3 CMP-1 CMP-3 4%含土量淡水基浆 8~10 3~5 22~26 淡水基浆+5g/l样 ≥25 ≥20 ≥8 ≥4 ≤15 ≤15 15%含土量盐水基浆 4~6 2~4 52~58 盐水基浆+15g/l样 ≥20 ≥15 ≥10 ≥6 ≤10 ≤15 2.2对比评价
①在淡水浆中的性能对比
表3CMP-1与聚合物FA367及正电胶MMH性能对比(常温)
性能
配方 AV
mpa.s PV
mpa.s YP
pa YP/PV FL
ml 4%安丘土淡浆(基浆) 7.5 3.0 4.5 1.50 23.5 基浆+0.3%FA367 46.0 21.0 25.0 1.19 15.5 基浆+0.3%MMH 12.0 4.0 8.0 2.00 25.5 基浆+0.3%CMP-1 44.5 9.0 35.5 3.94 9.0 从表中3可以看出，螯合金属物CMP-1在淡水基浆中的增粘能力与FA367聚合物相当，比正电胶MMH高出近4倍；CMP-1降滤失能力比两性离子聚合物FA367强，比正电胶MMH强得多；反映泥浆携带岩屑能力的动塑比值YP/PV，CMP-1泥浆为3.94，比两性离子聚合物FA367高出3倍(说明FA367携屑能力较弱)，比正电胶MMH高出近1倍，这些数据充分说明螯合金属物CMP-1无论是在增粘、降滤失方面，还是在携带岩屑方面都表现出其具有两性离子聚合物和正电胶的双重特点。
②在盐水浆中的性能对比
表4CMP-1、MMH抗盐及复合盐性能对比（常温）
性能
配方 AV
Mpa.s PV
mpa.s YP
pa YP/PV FL
ml 盐水浆 4%安丘土+4%NaCL（基浆） 7.3 4.5 2.75 0.61 48 基浆+1%MMH 6.0 3.5 2.5 0.71 62 基浆+1%CMP-1 37.0 18.0 19.0 1.06 8 咸水浆 15%安丘土咸水浆（基浆） 4.8 2.0 2.75 1.38 90 基浆+1.5%MMH 7.0 4.0 3.0 0.75 90 基浆+1.5%CMP-1 27.5 21.0 6.5 0.31 7.5 注：15%安丘土咸水浆组成：4.5%NaCL，1.3%MgCL2，0.5%CaCL2，0.9%Na2CO3，15%安丘二级土。
从表4中可以看出，在4%安丘土+4%NaCL基浆中，CMP-1的加入，表观粘度增加至37mpa.s，失水从48ml降至8ml，说明CMP-1具有较强的抗盐能力；MMH的加入不仅不提粘，失水还增加至62ml、说明MMH抗盐(4%NaCL)能力差。在复合盐水中，CMP-1的加入表观粘度从4.8mpa.s上升到27.5mpa.s，失水从90ml下降至7.5ml，说明CMP-1抗复合盐能力强；而MMH的加入，失水仍然高达90ml，说明MMH抗复合盐能力差。
③抑制性能对比
表5CMP-1、MMH及FA367抑制膨润土水化分散能力对比
性能
配方 120℃16h热滚后AV1mpa.s 加入20g膨润±120℃16h热滚后AV2mpa.s 粘度上升率
(AV2-AV1/AV1)100% 4%安丘+淡浆（基浆） 8.0 42.0 400.0 基浆+0.3%FA367 4.5 7.0 55.6 基浆+0.3%MMH 21.0 80.0 281.0 基浆+0.3%CMP-1 12.5 20.0 60.0 从表5中可以看出4%安丘淡水基浆中加入20g膨润土经120℃热滚16小时后，表观粘度从8mpa.s上升至42mpa.s，上升率达400%；螯合金属聚合物CMP-1与两性离子聚合物FA367，粘度上升率相当，仅为60%左右，表现出较强的抑制粘土膨胀分散的能力；而正电胶粉剂MMH，粘度上升率达281%，表观粘度上升至80mpa.s，表明MMH抗膨润土污染能力较差。
表6CMP-1、MMH、FA367页岩滚动回收率对比
回收率
配方 一次回收率（%）
40目100℃16h 5%基浆+0.3%FA367 67.4 5%基浆+0.3%MMH 57.2 5%基浆+0.3%CMP-1 79.9 从表6中可以看出，对于标准页岩，螯合金属聚合物CMP-1的页岩回收率强于两性离子聚合物FA367和正电胶MMH。
④触变性对比
根据泥浆携屑作用的需要，以及停止循环后，悬浮钻屑的需要，要求泥浆有较高的动塑比和一定的静切力。前面的数据已表明螯合金属聚合物有较高的动塑比，有利于钻进过程中，携带钻屑，保持井眼清洁。仅具有较高的动塑比还不够，还必须具有一定的静切力。为此对螯合金属聚合物CMP-1泥浆进行了触变性实验，数据见表7：
表7CMP-1及MMH触变性对比实验
时间
静切力pa 10s 1min 5min 10min 15min 20min 4%搬土浆（基浆） 1 2 2.5 2.5 3.0 3.0 基浆+0.3%CMP-1 9 16.5 17 17 17 17 基浆+0.3%MMH 0 0 2.5 6.0 6.5 7.0 从表7中可以看出，螯合金属聚合物CMP-1的加入静切力得到明显提高(从1Pa升到9Pa)，有利于悬浮钻屑，5分钟后并达到平衡，不再增加(17Pa)，不会因时间延长，出现过高静切力，造成开泵困难等复杂情况。而MMH的加入，静切力上升缓慢，效果不明显。
2.3使用说明
①体系优选
用螯合金属聚合物CMP-1、降滤失剂JMP及两性离子聚合物降粘剂XY28，进行泥浆性能优选及井浆流变性能的改进，数据见表8。
表8螯合金属聚合物泥浆体系优选
性能
配方 AV
mpa.s PV
mpa.s YP
pa YP/PV FL
ml 4%淡浆+0.5%CMP-1+0.6JMP+0.05%XY28 30 20 10 0.5 11 5%淡浆+0.2%CMP-1+0.6%JMP+0.2XY28 18.5 12 6.5 0.54 12.5 上浆+5%原油+0.2%ABS 22 10 12 0.75 8.5 4%淡浆+0.2%CMP-1+0.6%JMP+0.2%XY28 16.5 13 3.5 0.23 15.5 上浆+0.2%CaCL2 20 16 4 0.25 16.5 井浆 20 13 7 0.54 8.0 井浆+0.2%CMP-1+0.6%JMP+0.2%XY28 42.5 30 12.5 0.42 5.0 从表8可以看出，在4%、5%搬土淡浆中，加入CMP-1、JMP、XY28后，以及混入原油后，泥浆性能合适；受0.2%CaCL2污染，流变性能及失水变化不大，仍可满足钻井需要；对井浆进行处理，表现出明显的增粘降滤失效果。
②推荐用量
3~5%搬土浆+0.2~0.5%CMP-1+0.4~0.8%JMP+0.1~0.2%XY28呈根据生产实际调配。
2.钻井液用降粘剂SF-260实验评价
2.1实验目的
对SF260样品与原有降粘剂SMT、FLCS和Drillthin等降粘剂在高粘度、高密度聚磺钻井液中高温前后流变性及热稳定性进行对比评价，为现场应用提供技术支持。
2．2实验方法及条件
①性能测定
a．流变性测定
按GB/T16783-1997第2章2.3执行
b．中压滤失量测定
按GB/T16783-1997第3章3.2执行
c．粘滞系数测定
按粘滞系数测定仪操作规程执行
②实验条件
在室温条件下及其在150℃条件下滚动24h、48h、72h后的流变性、中压滤失量和泥饼粘滞系数。
2.3实验结果
在低密度高粘切聚磺钻井液和高密度聚磺钻井液中分别加入降粘剂SF-260、SMT、FCLS和Drillthin的实验配方及其性能。实验结果见表1、2.
表1四种降粘剂在高粘切聚磺钻井液中的性能对比评价实验数据
配方 实验条件 密度g/cm3 AV PV YP
pa G10"/G10ˊ
pa/pa ф100 降粘率
% 动切力降低率
% Kf API
FL
ml/mm PH mpa.s 基浆：
8%钠膨润土+1.5%NaOH+0.05%80A51+8%SMP-2+3%SPNH+2%FT-1+20%NaCL+5%KCL 室温 1.21 71.0 25.0 46.0 31.5/32.5 98.0 0.1853 13.0/3.0 10.0 150℃×24h 1.21 33.5 14.0 19.5 19.0/15.0 50.0 泥饼破碎 27.0/4.0 10.0 150℃×48h 1.21 29.5 21.0 8.5 15.0/16.0 29.0 0.3513 15.0/3.0 9.0 150℃×72h 1.21 33.5 16.0 17.5 16.0/19.0 48.0 0.2773 11.0/2.5 8.5 基浆+0.8%SF-260 室温 1.21 70.5 27.0 43.5 22.5/23.0 94.0 4.1 5.4 0.1673 13.0/3.0 10.0 150℃×24h 1.21 17.5 13.0 4.5 6.0/9.0 14.0 72.0 76.9 0.0875 31.5/3.5 10.0 150℃×48h 1.21 13.0 8.0 5.0 12.5/27.0 13.0 55.2 41.2 0.1763 13.0/3.0 9.0 150℃×72h 1.21 17.5 12.0 5.5 17.5/39.0 18.0 62.5 68.6 0.1405 5.0/1.0 9.0 基浆+0.85FCLS 室温 1.21 47.5 35.0 12.5 5.5/11.5 37.0 62.2 72.8 0.0786 12.0/3.0 10.0 150℃×24h 1.21 35.0 22.0 13.0 10.5/19.5 32.0 36.0 33.3 0.1405 8.0/2.5 10.0 150℃×48h 1.21 35.5 26.0 9.5 17.5/21.5 36.0 0.1228 4.0/1.0 9.0 150℃×72h 1.21 30.0 22.0 8.0 18.0/39.0 28.0 41.6 54.2 0.1139 4.0/1.0 9.0 续表1四种降粘剂在高粘切聚磺钻井液中的性能对比评价实验数据
配方 实验条件 密度g/cm3 AV PV YP
pa G10＇＇/G10＂
pa/pa ф100 降粘率
% 动切力降低率
% Kf API
FL
ml/mm PH mpa.s 基浆+0.8%SMT 室温 1.21 78.0 20.0 58.0 39.0/28.0 115.0 0.4245 15.0/4.0 10.0 150℃×24h 1.21 24.5 21.0 3.5 8.5/22.5 16.0 83.6 82.0 0.1853 18.0/3.0 10.0 150℃×48h 1.21 17.5 10.0 7.5 12.0/15.0 23.0 20.6 11.7 0.1495 15.5/5.0 9.0 150℃×72h 1.21 25.5 23.0 2.5 11.5/33.0 18.0 62.5 85.7 0.2401 10.0/3.0 9.0 基浆+0.8%Drillthin 室温 1.21 57.5 44.0 13.5 5.5/13.0 39.0 60.2 70.6 0.1228 12.0/3.0 10.0 150℃×24h 1.21 18.0 12.0 6.0 16.0/32.0 20.0 60.0 69.2 0.7163 12.0/3.0 10.0 150℃×48h 1.21 14.0 7.0 7.0 10.5/14.0 16.0 44.8 17.6 0.1405 5.0/5.0 9.0 150℃×72h 1.21 28.0 20.0 8.0 14.0/27.5 22.0 54.1 54.3 0.1317 3.3/1.5 9.0 表2四种降粘剂在高密度聚磺钻井液中的性能对比评价实验数据
配方 实验条件 密度g/cm3 AV PV YP
pa G10＇＇/G10＂
pa/pa ф100 降粘率
% 动切力降低率
% Kf API
FL
ml/mm pH mpa.s 基浆：5%钠膨润土+1.5%NaOH
+0.05%80A51+8%SMP-2+3%SPNH+2%FT-1+YL-120+MHR-86+5%多元气醇
+20%NaCL+5%KCL+高密度铁矿粉 室温 2.30 102.5 95.0 7.5 5.0/16.0 51 0.1673 1.6/3.0 9.5 150℃×24h 2.26 54.5 48.0 6.5 8.0/16.5 30 0.0875 1.0/2.0 9.0 150℃×48h 2.27 >150 44.5/85.5 178 泥饼破碎 1.7/3.0 9.0 150℃×72h 2.27 121.0 85.0 36.0 18.5/61.0 84 0.0699 2.7/2.0 8.5 基浆+1%SF-260 室温 2.30 74.0 67.0 7.0 2.5/12.5 34 33.3 7.1 0.1228 1.2/3.0 9.5 150℃×24h 2.27 73.5 62.0 11.5 7.0/19.5 37 0.0875 1.9/3.0 9.0 150℃×48h 2.27 86.5 69.0 17.5 5.5/29.0 47 73.6 0.0875 1.6/1.5 9.0 150℃×72h 2.27 71.0 55.0 16.0 3.5/23.5 40 52.4 55.6 0.0875 1.8/1.5 8.5 基浆+1%FCLS 室温 2.30 57.0 56.0 1.0 1.0/6.0 21 58.8 86.7 0.0699 0.8/3.0 9.5 150℃×24h 2.26 60.0 54.0 6.0 6/22.5 28 6.7 8.3 0.1228 1.3/2.0 9.0 150℃×48h 2.26 87.0 73.0 14.0 6.0/24.0 45 74.7 0.1317 2.0/2.0 9.0 150℃×72h 2.26 93.0 73.0 20.0 7.5/44.5 57 32.1 44.4 0.0875 2.6/3.0 8.5 续表2四种降粘剂在高密度聚磺钻井液中的性能对比评价实验数据
配方 实验条件 密度g/cm3 AV PV YP
pa G10＇＇/G10＂
pa/pa ф100 降粘率
% 动切力降低率
% Kf API
FL
ml/mm pH mpa.s 基浆+1%SMT 室温 2.30 76.5 63.0 13.5 9/19 45 11.8 0.1673 1.3/3.0 9.5 150℃×24h 2.27 77.5 68.0 9.5 2/14.5 35 0.1228 0.9/1.0 9.0 150℃×48h 2.27 116.5 92 24.5 8.5/40.5 67 62.4 0.0699 2.1/2.0 9.0 150℃×72h 2.27 136.5 104.0 32.5 16/56 84 9.7 0.0875 2.5/2.0 8.5 基浆+1%Drillthin 室温 2.30 66.5 57.0 9.5 3.5/18.5 34 33.3 0.0699 1.0/3.0 9.5 150℃×24h 2.25 63.5 58.0 4.5 7/18 29 3.3 30.8 0.0875 1.5/2.0 9.0 150℃×48h 2.24 73.5 63.0 10.5 8/20 36 79.8 0.0787 1.7/1.5 9.0 150℃×72h 2.24 75.0 64.0 11.0 5/25 38 54.8 69.4 0.2493 1.4/1.5 8.5 2.4结论
实验表明，SF-260样品在密度1.21g/cm3的高粘切聚磺钻井液和密度为2.30g/cm3含20%的NaCL钻井液中，加量分别为0.8%和1%时，经150℃高温滚动24h、48h、72h前后均具有较好的降粘作用；高温滚动后SF-260在低密度高粘度聚磺钻井液中降粘效果优于FCLS及Drillthin，在高密度NaCL钻井液中其降粘效果与Drillthin相当。3、强抑制性多元醇室内评价实验
多元醇不仅具有良好的页岩抑制性、润滑性、高温稳定性及抗污染能力，而且无毒，易生物降解，对油层损害小。正是由于多元醇具有很多优点，所以多元醇在国外已经广泛被用于对付水敏性地层和海洋钻探，并收到良好效果。近几年来，国内也已开始使用多元醇，但由于对多元醇研究不够深入，使现场应用具有很大的盲目性。
从目前使用情况看，多元醇主要存在以下两方面的问题：①多元醇必须与无机盐配合使用，才能表现出较好的页岩抑制性，单独使用效果不理想。而无机盐加入一方面会对环境造成污染，影响水土质量，另一方面会使钻井液性能变差；②多元醇易发泡。
针对多元醇存在的问题，我们从多元醇使用机理入手，通过大量的室内实验，找出了多元醇结构、相对分子质量和在钻井液中作用效果之间的关系，成功应用了适合钻井液用的新型多元醇产品（SYP系列）。
3.1．多元醇岩屑回收率试验
实验结果见表1及图1。
表1岩屑回收率试验
试液 岩屑回收率% 试液 岩屑回收率% 自来水 10.8 3.0%SYP-1混合溶液 78.9 1.5%SYP-1溶液 57.9 3.0%JX混合溶液 20.8 1.5%JX水溶液 15.2 1%甲酸钾混合溶液 23.5 1.5%53水溶液 11.7 2%甲酸钾混合溶液 34.6 1.5%33水溶液 13.6 2%KCL混合溶液 36.0 1.5%50水溶液 10.2 5%甲酸钾混合溶液 46.3 1.5%45水溶液 13.1 5%KCL混合溶液 45.1 3.0%SYP-1 61.0 (1.5%SYP-1+2%甲酸钾)混合溶液 88.9 3.0%JX水溶液 21.2 (1.5%JX+2%甲酸钾)混合溶液 50.2 混合溶液(水+海水) 11.2 (3%SYP-1+2%甲酸钾)混合溶液 89.9 1.5%SYP-1混合溶液 72.2 (3%JX+2%甲酸钾)混合溶液 57.8
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
由表1和图1可以看出,我们所采用的多元醇不需与盐配合使用，就具有很强的抑制性。与盐配合使用，效果更佳。而目前现场上常用的多元醇JX、53等在淡水中几乎没有抑制性作用，与盐配合使用，才表现出一定的抑制性，但与多元醇SYP-1相比要差很多。
3.2．多元醇岩芯浸泡实验
①岩芯制备：取安丘膨润土20g，在80MPa下压10min，小心取出备用；
②将上述岩芯分别浸入不同试液中，观察岩芯随时间的变化情况。
结果见表2。
表2岩芯间浸泡实验
序号 试液 现象 1 水 5min少量剥落,3h完全解体 2 2%KCL 1min少量剥落,2h15ˊ完全解体 3 2%甲酸钾 3min少量剥落,6h完全解体 4 1.5%53 3min少量剥落,2h30ˊ完全解体 5 1.5%33 3min边缘翘起，15min开始剥落，3h完全解体 6 1.5%JX 3min少量剥落,2h40ˊ完全解体 7 1.5%SYP-1 3min边缘少量翘起,24h产生裂纹，几天后仍未剥落 8 1.5%JX+2%KCL 3min边缘少量翘起,10min少量剥落，6h完全解体 9 1.5%SYP-1+2%KCL 5min边缘少量翘起,24h产生裂纹，几天后仍未剥落 10 1.5%JX+2%甲酸钾 5min边缘少量翘起,10min少量剥落，6h完全解体 11 1.5%SYP-1+2%甲酸钾 5min边缘少量翘起,24h产生裂纹，几天后仍未剥落 由表2可以看出，用多元醇SYP-1溶液浸泡的岩芯明显比朋其它多元醇浸泡的岩芯稳定，几天后仍未剥落，且用多元醇溶液浸泡的岩民间表面很硬，表明多元醇SYP-1能在岩芯表面形成一个保护膜，从而阻止水进入。
3.3.CST实验
实验结果见表2。
表2CST实验
序号 试液 CSTs 1 自来水 307.5 2 1.5%SYP-1 88.0 3 1.5%JX 427.5 4 1.5%53 480.0 5 1.5%33 270.0 由表2可以看出,多元醇SYP-1溶液的CST值远远小于其它多元醇溶液和水的CST值,表明多元醇SYP-1具有较强的抑制性。
3.4．润滑性实验
利用极压润滑仪对白油和几种多元醇的润滑性进行测定，结果见表4。
表4润滑性实验
序号 配方 摩阻系数 1 基浆（γ=1.025） 0.478 2 基浆+1.5%53 0.356 3 基浆+1.5%JX 0.478 4 基浆+1.5%SYP-1 0.341 5 基浆+1.5%白油 0.464 6 基浆+3%SYP-1 0.310 7 基浆+3%JX 0.386 8 基浆+3%53 0.325 9 基浆+3%白油 0.356 由表4可以看出,3%SYP-1的润滑性要好于3%白油和3%JX的润滑性,而与53相当。
4.钻井液乳化沥青NRH(室内评价报告)
评价分析乳化沥青NRH的防塌抑制能力和降低泥饼粘滞系数效果及温度、膏盐对其作用效果影响。
4.1．实验准备
①．药品NRH乳化沥青、钠膨润土、NaOH、PAM、FA367、XY-27、SMC、SMT、JD-6、盐、BaSO4等。
②．试验方法：采用对比实验法并按ZB/TE13004-90标准测试试验浆性能。
③．试验基浆：
1）按6%土含配制钠土浆陈化24小时备用，此浆为A浆；
2）6%钠土浆+0.1%FA367+01%XY27+0.05%PAM+BaSO4（ρ：1.30±0.05g/cm3）配制聚合物试验浆B；
3）试验浆B+4%JD-6+3%SMC+0.3%NaOH（1/5N）+4%SMT+BaSO4（ρ：1.80±0.05g/cm3）配制聚磺重泥浆，称为钻井液试验浆C；
4.2.实验结果
①．乳化沥青NRH在聚合物泥浆中的作用效果，按3%—5%的加量，将乳化沥青NRH直接加入试验浆B中，加热至80℃降至30℃测定其性能，结果见表1。
NRH在聚合物泥浆中的作用效果表1
技术指标
配方 密度g/cm3 粘度
s API 静切力 PH值 塑性
粘度 动切力 HTHP Kf 线膨胀 失水
ml 泥饼
mm 初切 终切 失水 泥饼 B浆 1.3 149 8.4 0.5 5.5 19 7 30 24 32 2 0.1414 2.38 B浆+3%NRH 1.28 127 7.8 0.5 6 15.5 7 35 24 27 1.5 0.1248 B浆+4%NRH 1.28 117 6.8 0.5 5.5 17 7 37 27 27 1.5 0.1165 1.53 B浆+5%NRH 1.28 114 5.6 0.5 5.5 15.5 7 35 25 27 1.5 0.1248 注；温均为80℃↘30℃再测试性能，HTHP试温为100℃。
以上实验数据看出，NRH在聚合物试验浆中有较明显的抑制效果，在加量为3%—5%的情况下，漏斗粘度从149称降至114秒；NRH使试验浆的塑性浆的塑性粘度略有上升，初、终切变化不大，API失水由8.4ml降至5.6ml，降低率分别为7%、19%、33%；HTHP失水由32ml降至27ml；泥饼粘滞系数降低率分别为12%、18%、12%；线膨胀降低率为36%。
②．NRH在聚磺钻井液中的作用效果
以基浆C为试验浆，分别加入3%~5%NRH，加热至80℃降至30℃测性能，HTHP试温为100℃，盐污染为5%NaCL时，NRH加量为3%~5%，结果见表。
NRH在聚磺钻井液中的作用效果表2
技术指标
配方 密度g/cm3 粘度
s API 静切力 PH值 塑性
粘度 动切力 HTHP Kf 线膨胀 失水
ml 泥饼
mm 初切 终切 失水 泥饼 基浆D 1.77 36 4.8 0.5 1 4 9 27 2 18 3 0.1697 1.3 基浆D+3%NRH 1.74 34 3.2 0.5 1 3 9 28 3.5 14 3 0.1414 基浆D+4%NRH 1.76 33 2.8 0.5 1 5 9 28 3.5 15 3 0.1331 0.8 基浆D+5%NRH 1.72 37 4 0.5 1 6 9 32 4 15 3 0.1414 基浆D+5%NaCL 1.79 36 28 2 5 7 9 24 5 136 18 0.1497 3.3 基浆D+3%NRH+5%NaCL 1.78 37 10 0.5 4 7 9 23 5 54 9 0.129 基浆D+4%NRH+5%NaCL 1.77 37 11 0.5 4 7 9 22 5 36 4 0.1123 2 基浆D+5%NRH+5%NaCL 1.76 35 12 0.5 3 7 9 25 4 36 3 0.0792 表2数据表明，在高密度钻井液中，NRH加入使试验浆的塑性粘度漏斗粘度、初切变化不大；API失水降低33%、42%；HTHP失水降低22%、17%；泥饼磨擦系数分别降低17%、22%、17%；线膨胀降低39%。盐污染后，塑性粘度和漏斗粘度、初切和终切变化不大；API失水分别降低64%、61%、57%；HTHP失水分别降低60%、74%、74%；泥饼磨擦系数分别降低14%、25%、47%；线膨胀降低39%。
③．NRH的抗温效果试验
以C浆作为试验基浆，NRH加量为3%~5%，加热至80℃降至30℃测性能，HTHP试温为120℃，恒温滚动150℃×16h，结果见表5。
NRH在重泥浆中的抗温效果表3
技术指标
配方 密度g/cm3 粘度
s API 静切力 PH值 塑性
粘度 动切力 HTHP Kf 线膨胀 失水
ml 泥饼
mm 初切 终切 失水 泥饼 D浆 1.77 59 20.2 1 3 7 9 28 10 27 11 0.1542 2.3 D浆+3%NRH 1.75 62 10 1 3 7 9 32 10 22 6 0.0983 D浆+4%NRH 1.75 66 12 1 3 7 9 32 10 17 5 0.0667 1.6 D浆+5%NRH 1.74 61 10 1 3 7 9 31 4 20 5.5 0.075 表3数据表明,经150℃×16h恒温滚动后，API失水分别降低50%、40%和50%；HTHP失水分别降低19%、37%、26%；泥饼摩擦系数分别降低36%、57%和51%；线膨胀降低30%。
4.3结论
1．乳化沥青NRH在钻井液中抑制效果明显，线膨胀降低率可达39%，同时还具有明显有降失水、降泥饼摩擦系数功效。NRH在重泥浆中有显著的降失水和润滑效果。
2．乳化NRH有较强的抗温、抗盐污染能力，可抗温度在150℃左右；
3．乳化沥青NRH与各种体系泥浆配伍性良好；
4．乳化沥青NRH的加量在4%时作用效果最好。
二．常用钻井液材料井场配方实验
1.聚合物80A51加量，KPAM加量及性能变化实验
哈得1-22井
井浆实验记录 井深
(m) 层位 岩性 ρ
g/cm3 FV
(s) AV
mpa.s PV
mpa.s YP
(pa) G10''''/10'' FL/K
(ml/mm) PH ?600 ?300 ?200 ?100 ?6 ?3 井浆性能 1558 Q+N2K 砂砾岩 1.21 76 35 25 10 1.5/16 4/0.5 8 70 45 35 20 3 2 井浆+80A510.2%
加温至50℃.测其性能 1.21 95 38 29 9 2.5/18 4/0.5 8 76 17 40 26 7 5 井浆性能 1631 Q+N2K 砂砾岩 1.21 70 34.5 24 10.5 1.5/16 4/0.5 8 69 45 32 19 3 2 井浆+80A510.4%(胶液)(3:1),搅拌1小时，
加温至50℃,测其性能 1.20 线流 45 35 10 5/18 5/0.5 8 90 55 45 35 8 6 井浆性能 1670 Q+N2K 砂砾岩 1.21 69 35 25 10 2/16 4/0.5 8 70 45 35 22 3 2 井浆+80A510.6%(胶液)(2:1),搅拌1小时加温至50,测其性能 1.20 69 58 11 9/19 4.5/0.5 8 138 80 62 44 12 10 井浆+KPAM0.2%(胶液),搅拌1小时加温至50,测性能 1.21 84 42 30 15 3/18 4/0.5 8 85 55 42 26 6 5 1682 N2K 泥岩 1.21 73 35 25 10 1.517 4/0.5 8.5 70 45 35 22 4 3
续上表：
哈得1-22井
井浆实验记录 井深
(m) 层位 岩性 ρ
g/cm3 FV
(s) AV
mpa.s PV
mpa.s YP
(pa) G10''''/10'' FL/K
(ml/mm) PH ?600 ?300 ?200 ?100 ?6 ?3 井浆+KPAM0.4%(胶液)(3:1)
加温至50℃.测其性能 1.20 线流 65 30 12.5 7/20 4.5/0.5 8 130 87 70 45 8 7 井浆+KPAM0.6%(胶液)(2:1),搅拌1小时，
加温至50℃,测其性能 1.19 线流 59 39 20 10/19 4.5/0.5 8 118 79 63 44 12 10 井浆性能 1698 N2K 泥岩 1.21 75 37 27 10 2/17 4/0.5 8.5 74 47 36 23 4 3 井浆+80A510.8%胶液)(1.5:1),搅拌1小时加温至50,测其性能 1.17 52.5 38 14.5 8/20 5.5/0.5 8 105 67 53 37 10 8 井浆+KPAM0.8%(胶液)(1.5:1),搅拌1小时加温至50,测其性能 1.17 58 36 22 8/19 5.5/0.5 8 116 80 63 46 13 11 井浆性能 1714 N2K 泥岩 1.21 73 35 25 10 1.5/17 4/0.5 8.5 70 45 35 22 4 3 井浆+80A511%(胶液)(1:1),搅拌1小时，
加温至50℃,测其性能 1.17 线流 62 45 15 8/19 5.5/0.5 8 120 75 60 41 11 9 井浆+KPAM1%(胶液)(1:1),搅拌1小时，
加温至50℃,测其性能 1.17 线流 63 45 18 8.5/20 5.5/5 8 126 81 63 42 12 10 实验评价:
在井浆中加入大分子聚合物80A51和KPAM胶液后，钻井液粘切均有明显提高；同时由于大分子聚合物的絮凝作用强，部份优质土絮凝，失水有所增大。根据实验，现场大分子聚合物80A51和KPAM的加量应控制在0.4~0.6％。
2.高粘CMC加量现场实验
哈德1—17H井浆实验记录 ρ(g/cm3) FV
(s) AV
(mpa.s) PV
(mpa.s) YP
(pa) G10''''/10'' FL/K
(ml/mm) PH ?600 ?300 ?200 ?100 ?6 ?3 井浆性能 1.23 51 23.5 18 5.5 4/14 3.4/0.5 8.5 47 29 22 13 4 3 井浆+CMC-HV0.1%（1/20浓度，高搅5min）充分搅拌30min加温至55℃,测其性能 1.23 69 30 23 7 4/13 3.8/1 9 60 37 27 18 5 4 井浆+CMC-HV0.2%（1/20浓度，高搅5min）充分搅拌30min加温至55℃,测其性能 1.23 滴流 70 42 28 18/26 4.2/1.5 8.5 140 98 80 58 26 18 井浆+CMC-HV0.3%（1/20浓度，高搅5min）充分搅拌30min加温至55℃,测其性能 1.23 滴流 75 46 29 14/20 4.4/1.5 8.5 150 104 70 43 13 12 井浆+CMC-HV0.4%（1/20浓度，高搅5min）充分搅拌30min加温至55℃,测其性能 1.23 滴流 77 56 21 18/30 3.2/0.5 8.5 154 98 70 40 12 11 井浆+CMC-HV0.5%（1/20浓度，高搅5min）充分搅拌30min加温至55℃,测其性能 1.23 滴流 80 64 16 14/26 3.0/0.5 8.5 160 96 70 42 13 11
实验评价：高粘CMC具有很强的增粘能力，加量较小就可使钻井液形成滴流，同时具有一定的降滤失作用，确定现场加量应控制在
0.1%~0.2%之间。3.磺化酚醛树脂加量现场实验
哈德1—17H井浆实验记录 ρ
(g/cm3) FV
(s) AV
(mpa.s) PV
(mpa.s) YP
(pa) G10''''/10'' FL/K
(ml/mm) PH ?600 ?300 ?200 ?100 ?6 ?3 井浆性能 1.23 51 23.5 18 5.5 4/14 3.4/0.5 9 47 29 22 13 4 3 井浆+SMP-11%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.23 53 24 18 6 4/15 3.3/0.5 8.5 48 30 23 15 4 3 井浆+SMP-12%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.23 54 25 19 6.5 4/15 3.2/0.5 8.5 50 31 23 16 5 4 井浆+SMP-13%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.23 57 25.5 18 7.5 5.5/17 2.9/0.5 8.5 50 31 23 16 5 4 井浆+SMP-14%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.24 59 27 20 7 6.5/19 2.8/0.5 8.5 54 34 26 17 5 4 井浆+SMP-15%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.24 62 26.5 19 7.5 7/20 2.7/0.5 8.5 53 34 27 18 7 6
实验评价：根据实验可看出，磺化酚醛树脂(SMP-1)在钻井液中具有明显的降滤失作用，随加量增大，有一定的增粘切作用。
根据实验结果，SMP-1加量应控制在2%~4%之间。4.磺化腐植酸铬加量现场实验
哈德1—17H井浆实验记录 ρ
(g/cm3) FV
(s) AV
(mpa.s) PV
(mpa.s) YP
(pa) G10''''/10'' FL/K
(ml/mm) PH ?600 ?300 ?200 ?100 ?6 ?3 井浆+PSC-11%搅拌1小时，加温至55℃测其性能（磺化腐植酸铬） 1.23 52 23.5 18 5.5 4/14 3.4/0.5 8.5 47 29 21 14 4 3 井浆+PSC-12%搅拌1小时，加温至55℃测其性能（磺化腐植酸铬） 1.23 53 24 19 5 4/15 3.2/0.5 8.5 48 29 22 15 5 3 井浆+PSC-13%搅拌1小时，加温至55℃测其性能（磺化腐植酸铬） 1.23 55 25 19 6 5/16 3/0.5 8.5 50 31 24 17 5 4 井浆+PSC-14%搅拌1小时，加温至55℃测其性能（磺化腐植酸铬） 1.23 57 26 18 8 6/18 2.8/0.5 8.5 52 34 25 17 5 4 井浆+PSC-15%搅拌1小时，加温至55℃测其性能（磺化腐植酸铬） 1.23 59 27 19 8 5.5/19 2.8/0.5 8.5 54 35 26 18 6 5
实验评价：根据实验可看出，磺化腐植酸铬(PSC-1)在钻井液中具有明显的降滤失作用，随加量增大，有轻微的增粘切作用。
根据实验结果，PSC-1加量应控制在2%~4%之间。5.润滑剂加量现场实验
哈德1—17H井浆实验记录 ρ
(g/cm3) FV
(s) AV
(mpa.s) PV
(mpa.s) YP
(pa) G10''''/10'' Kf FL/K
(ml/mm) PH ?600 ?300 ?200 ?100 ?6 ?3 井浆性能 1.23 48 22 17 5 4/12 0.0787 3.4/0.5 9 44 27 20 12 3 2 井浆+MHR-861%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.23 48 21.5 16 4.5 4/12 0.0787 3.4/0.5 8.5 43 27 20 12 3 2 井浆+MHR-862%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.23 50 22.5 17 5.5 4/13 0.0787 3.4/0.5 8.5 45 28 20 12 3 2 井浆+MHR-863%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.22 50 22.5 17 5.5 4.2/13 0.0699 3.5/0.5 8.5 45 28 19 12 3 2 井浆+MHR-864%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.22 51 23.5 18 5.5 4.2/14 0.0612 3.5/0.5 8.5 47 29 21 13 3 2 井浆+MHR-865%搅拌1小时，
加温至55oC测其性能 1.21 50 23.5 18 5.5 4.2/14 0.0612 3.5/0.5 8.5 47 29 21 13 3 2 井浆+MHR-866%搅拌1小时，
加温至55oC测其性能 1.21 51 25.5 20 5.5 4.5/15 0.0524 3.6/0.5 8.5 51 31 21 13 3 2 井浆+MHR-867%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.21 52 26.5 19 7.5 4.5/16 0.0524 3.7/0.5 8.5 53 34 23 15 4 3 井浆+MHR-868%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.21 54 27 19 8 4.8/14 0.0437 3.8/0.5 8.5 54 35 25 17 5 4 井浆+MHR-869%搅拌1小时，
加温至55℃测其性能 1.20 56 28 20 8 5.0/15 0.0349 3.9/0.5 8.5 56 36 28 18 5 4 井浆+MHR-8610%搅拌1小时，加温至55℃测其性能 1.20 57 29 20 9 5.2/18 0.0349 4.0/0.5 8.5 58 38 30 20 5 4 实验评价：根据实验分析，润滑剂MHR-86有明显的润滑作用，随加量增大粘度轻微上升，密度轻微下降。润滑剂的加量范围在使用中变化大，一般应控制在2%~6%之间。
三、钻井液体系在现场长裸眼井试验
1.钻井液现场应用配方
1.1膨润土原浆：开钻前配膨润土原浆120~150m3，配方：淡水+0.2~0.3%NaOH+0.3~0.6%Na2CO3+5~8%膨润土；加药程序按配方顺序，充分搅拌均匀，水化时间不少于16小时。如井场水矿化度较高，视具体情况提高纯碱和烧碱的加量。
1.2胶液：根据设计性能的要求将聚合物胶液与膨润土原浆按一定比例混合配成一开用钻井液；推荐胶液配方：井场水十烧碱0.1%十聚合物大分子0.5~0.8%十聚合物小分子0.5~0.8%十其它。
1.3聚磺配方：基浆+KPAM0.1~0.2%+SMP-12~3%+SPNH(PSC-1)2~3%+磺化沥青或乳化沥青2~5%+润滑剂0.5~2%+石灰石粉或重晶石粉(按需)。
2.现场钻井液标准性能
2.1．一开钻井液性能
井眼尺寸
项目
项目 121/4″ 井眼尺寸
项目
项目 121/4″ 井段（米） 0~500米 K+（mg/l） 钻井液体系 聚合物 KF 密度（g/cm3） 1.10~1.15 固相含量（体积%） 6~10 漏斗粘度（S） 45~65 油/水含量（体积%） 塑性粘度（mPa·S） 8~15 含砂量（体积%） ≤0.5 屈服值（Pa） 6~12 MBT（g/l） 30~45 静切力10″/10''（Pa） 2~5/5~10 pH值 8~9 失水/泥饼（API） ≤10/1 泥浆碱度（PM） 失水/泥饼（HTHP） 滤液碱度（PF·MF） Ca++（mg/l） ≤200 CL-（mg/l） 2.2.钻井液性能设计
井眼尺寸
项目 81/2″ 井眼尺寸
项目 81/2″ 井段（米） 500~5100米 K+（mg/l） 钻井液体系 聚合物、聚磺 Kf ≤0.1 密度（g/cm3） 1.15~1.25 固相含量（体积%） 8~15 漏斗粘度（S） 40~55 油/水含量（体积%） 塑性粘度（mPa·S） 8~20 含砂量（体积%） ≤0.5 屈服值（Pa） 6~15 MBT（g/l） 30~40 静切力10”10''（Pa） 3~5/5~15 pH值 8~10 失水/泥饼（API） 8~5/0.5~1 泥浆碱度（pM） 失水/泥饼（HTHP） 8~12 滤液碱度（PF·MF） Ca++（mg/l） ≤200 CL-（mg/l） 2.3.水平井钻井液性能设计
井眼尺寸
项目 81/2″ 井眼尺寸
项目 81/2″ 井段（米） 4815.79~5128.27（斜深） K+（mg/l） 钻井液体系 聚磺屏蔽 Kf ≤0.1 密度（g/cm3） 1.22~1.23 固相含量(体积%) 8~14 漏斗粘度（S） 45~60 油/水含量(体积%) 塑性粘度（mPa·S） 8~20 含砂量(体积%) ≤0.3 屈服值（Pa） 8~18 MBT(g/l) 30~40 静切力10(/10(（Pa） 3~5/5~15 pH值 9~10 失水/泥饼（API） ≤3/0.5 泥浆碱度（PM） 失水/泥饼（HTHP） ≤10 滤液碱度（PF·MF） Ca++（mg/l） ≤200 CL-(mg/l) 3.钻井液现场维护处理
3.1一开维护处理：
①开钻前仔细检查泥浆循环系统、加重配浆系统、固控系统、泥浆储备系统使之能够符合各个井段钻井实际需要。
②驻井泥浆工程师必须测定井场水的矿化度。
③开钻前配膨润土原浆120~150m3，加药程序按配方顺序，充分搅拌均匀，水化时间不少于16小时。如井场水矿化度较高，视具体情况提高纯碱和烧碱的加量。
④根据设计性能的要求将聚合物胶液与膨润土原浆按一定比例混合配成一开用钻井液。
⑤井浆性能的维护，采用细水长流的方法补充胶液。注意适时补充预水化膨润土原浆。
⑥严格四级固控，确保钻井液性能优良、稳定。
⑦下套管前应彻底清洗井眼，以确保表层套管安全顺利到位。
3.2二开维护处理
①二开前彻底清洗沉砂罐。
②钻水泥塞前，用纯碱预处理钻井液防止水泥侵。
③本井段井浆配方及维护处理仍以上部井段为基础，聚合物大分子按2~3kg/m3，大小分子加量比例为(2-3)：1，根据失水量和地层岩性具体调整，重点加足大分子使钻井液具有较强的包被抑制性，减轻阻卡。
④保证钻井液的润滑性，润滑剂加量1.0~1.5%，加入适量清洁剂RH-4，防钻头泥包，同时加入0.5~1%复合多元醇SYP-1。
⑤尽量控制适当的密度，保证足够的排量，在满足井下正常的情况下控制低粘切。
⑥为防止渗漏，钻井液中加入适量的YL-80及随钻堵漏剂(1~3%)，随钻堵漏剂一次性加量不能太大，控制在0.5%左右，定期补充保证其在钻井液中有效含量，达到降低长裸眼渗漏损耗的目的，以节约成本。
⑦认真搞好固控工作，严格四级净化，控制钻井液中的无用固相至最低；水平井的钻井液性能中固相控制非常关键，钻井后期要淘洗循环罐。
⑧如果大型处理泥浆，必须做小型试验。
⑨控制动塑比在0.3~0.8，增强泥浆的悬浮携砂能力，保证井眼清洁。
⑩钻井过程中，工程应积极配合，坚持大排量钻进和必要的短起下钻；井深3200m--3500m做好钻井液体系转化的材料准备和室内小型试验工作。
3.3水平段维护处理
①钻水平段前彻底清洗沉砂罐；钻水泥塞前，用纯碱预处理钻井液防止水泥侵。
②本井段钻井液配方及维护处理仍以上部井段钾基聚磺为基础，CMP-3加量控制在0.1~0.2%，聚合物大分子加量为2~3kg/m3，大小分子加量比例为(2-3)：1，根据失水量和地层岩性具体调整，重点加足大分子使钻井液具有较强的包被抑制性，防止阻卡。
③保证钻井液具有优良的润滑性，这在水平钻井中十分重要，润滑剂加量0.5~1%，原油加量为3~5%，SP-80加量为0.5~1.5%，加入适量的清洁剂RH-4，防钻头泥包，同时加入适量的复合多元醇SYP-1。
④控制适当的密度和钻井液具有优良的流变性能是快速、安全钻井的重要保证，尤其在水平井段的钻进中，钻屑悬浮、携带主要靠钻井液流变性能来满足，因此应控制动塑比在0.5~0.8，增强泥浆的悬浮携砂能力，保证井眼清洁。
⑤为防止渗漏，钻井液中加入适量的YL-80或SAS-1及随钻堵漏剂(1~3%)，随钻堵漏剂一次性加量不能太大，控制在0.5%左右，定期补充保证其在钻井液中有效含量，达到降低长裸眼渗漏损耗的目的，以节约成本。
⑥认真作好固控工作，严格四级净化。
⑦用CMP-3、KPAM、磺化处理剂等配成胶液，维护调整泥浆性能，用PSC调整流型，禁止使用强分散剂。
⑧大型处理泥浆，必须做小型试验。
⑨进入油气层前100m向井内钻井液加入甲方要求的(2～3%)TYZ-8(油溶性树脂)，(2～3%)TQS-3(粗)、TQS-3(细)。
⑩电测前彻底清洗井眼，并调整好流变性，确保电测、下套管顺利，这些作业中钻井液性能不做大幅调整。
3.单井现场试验情况
3.1．英206井
①基础数据：
设计井深 5950（米） 完钻井深 5950（米） 第一次开钻时间 2000.11.24.16：00 第二次开钻时间 2000.11.30.3：00 第三次开钻时间 2001.04.03.12：00 第四次开钻时间 钻井周期 124天 建井周期 133天 完钻层位 奥陶系O1 完井方法 先期裸眼完井 钻机月 4.44 钻机月速 1340.1m/台月 平均机械钻速 3.45m/h 取芯进尺 28.10m 取芯长度 27.32m 岩芯收获率 97.22％ 测井次数 9 测井一次成功率 90％ 事故次数 0 钻井液材料费用 224114.50元 每米材料成本 376.66元/m 每米综合成本 401.37元/m 井身质量 合格 固井质量 合格 ②试验情况：
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段长达4975.5m的井眼中做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定，裸眼中测、电测、下套管、固井作业顺利。全井无事故。
③聚合物CUD抑制泥页岩水化膨胀、分散能力
1999年作“塔河3、4#油藏钻井液完井液方案”时，曾系统地对第三系至奥陶系地层作过研究，此处引用部分结果。
由图1、2不难发现KPAM、CUD能使钻屑膨胀率至少降低50%，CUD的效果稍好一些。
④沥青制品的封堵作用
通过加入沥青制品，让其有效封堵井壁裂纹；阻止滤液进一步地层深部而导致井壁失稳。
封堵是防止微裂缝发育的硬脆性泥页岩坍塌和疏松砂岩地层形成厚泥饼缩径的有效方法；封堵实验方法为：以不同目数的石英为过滤介质，采用高温高压失水仪作沥青类处理剂的封堵效果实验。
表2ρ1.04原浆+3%FT-1的封堵实验效果
不同温度下的滤失量，ml
压力，MPa 70℃ 80℃ 90℃ 0.7 3.8 6.7 5.3 2.1 7.1 5.7 5.4 3.5 6.8 4.4 3.3 表3在3.5MPa压力、不同温度条件下沥青制品的封堵效果
过滤介质 200目石英砂 250目石英砂 不同温度下的滤失量
钻井液配方 70℃ 80℃ 90℃ 70℃ 80℃ 90℃ ρ1.04原浆+3%FT-1 7.5 5.3 4.2 6.8 5.0 3.7 ρ1.04原浆+4%FT-1 7.2 5.0 3.7 6.4 4.4 3.3 ρ1.04原浆+5%FT-1 6.8 4.4 3.3 6.2 3.5 3.0 ρ1.04原浆+3%乳化沥青 15.5 3.6 6.4 11.6 3.3 3.9 ρ1.04原浆+4%乳化沥青 10.5 3.5 6.1 8.5 3.1 4.1 由表2、3结果可以看出，沥青类钻井液处理剂能使滤失量明显降低；表明其对微裂缝和高渗透砂岩地层有一定的封堵效果，能有效阻止微裂缝和高渗透砂岩地层形成厚泥饼缩径，但其封堵效果与沥青类处理剂的软化点密切相关。因此，在实际钻井过程中应根据井下温度选择软化点合适的沥青类产品。YM206井选用的是对地质录井无影响的无荧光防塌剂WFT-666，其加量为1～2%。
3.2．LN33-H5井
①基础数据：
设计井深 4925.94（米） 完钻井深 4970.00（米） 第一次开钻时间 2000.11.25.22：00 第二次开钻时间 2000.11.30.18：00 钻井周期 45天19:00 建井周期 63天18:00 完钻层位 侏罗系J 完井方法 51/2″套管完井 钻机月 2.125 钻机月速 2338.82m/台月 平均机械钻速 9.56m/h 取芯进尺 测井次数 2 测井一次成功率 100％ 事故次数 0 钻井液材料费用 116131.60元 每米材料成本 264.82元/m 每米综合成本 井身质量 合格 固井质量 良 ②试验情况：
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段长达4476m的井眼中做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定、电测、下套管、固井作业顺利。全井无事故。该井为我公司成功完成的第一口水平井的钻井液服务，对水平井的钻井液性能有了进一步的认识。
3.3．LN34-5井
①基础数据：
设计井深 4940（米） 完钻井深 4940.00（米） 第一次开钻时间 2001.03.16.10：00 第二次开钻时间 2001.03.19.10：00 钻井周期 30天3:30 建井周期 40天00:00 完钻层位 三迭系T 完井方法 51/2″套管完井 钻机月 1.33 钻机月速 3714.29m/台月 平均机械钻速 9.47m/h 取芯进尺 测井次数 2 测井一次成功率 100％ 事故次数 0 钻井液材料费用 889613.4元 每米材料成本 180.08元/m 每米综合成本 185.62元 井身质量 合格 固井质量 良 ②试验情况：
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段为4428m的井眼中做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定，电测、下套管、固井作业顺利。全井无事故。该井为直井生产井，是我公司完成很快的一口井，日产油200方，受到了甲方的好评。
3.4.HD4-11H井
①基础数据：
设计井深 5462.26（米） 完钻井深 5504.00（米） 第一次开钻时间 2001.07.15.22：00 第二次开钻时间 2001.07.19.18：00 钻井周期 98天18:00 建井周期 112天0:35 完钻层位 石炭系C 完井方法 51/2″筛管完井 钻机月 3.74 钻机月速 1479.66m/台月 平均机械钻速 3.92m/h 取芯进尺 测井次数 2 测井一次成功率 50％ 事故次数 2 钻井液材料费用 1843922.00元 每米材料成本 335.01元/m 每米综合成本 346.20元/m 井身质量 合格 固井质量 良 ②试验情况：
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段长达5001m的井眼中基本做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定、下套管、固井作业顺利。本井是先钻导眼井，测油层位置后，再钻水平井的一口生产井。该井为我公司成功完成的第二口水平井的钻井液服务，是在哈得逊构造上取得的一次突破。其水平段长为300m，对水平井的钻井液性能有了深入认识。全井在水平段中发生了一次粘附卡钻，导眼中电测卡电缆事故一次。
3.5.HD4-16H井
①基础数据：
设计井深 5462.20（米） 完钻井深 5552.00（米） 第一次开钻时间 2001.11.14.23:00 第二次开钻时间 2001.11.20.8:00 第三次开钻时间 第四次开钻时间 钻井周期 99天2:00 建井周期 111天 完钻层位 石炭系 完井方法 先期裸眼完井 钻机月 3.7 钻机月速 1500m/台月 平均机械钻速 4.35m/h 取芯进尺 井眼扩大率% 11.9 井眼浸泡时间 108天 取芯长度 27.32m 岩芯收获率 测井次数 1 测井一次成功率 100％ 事故次数 3 钻井液材料费用 1866776元 每米材料成本 324.78元/m 每米综合成本 336.23元/m 井身质量 合格 固井质量 合格 ②试验情况：
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段长达5044m的井眼中做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定，裸眼中测、电测、下套管、固井作业顺利。全井发生两次掉牙轮事故和在井深3345m井斜达10°发生粘附卡钻事故一次。该井为我公司今年成功完成的第三口水平井的钻井液服务，对水平井的钻井液性能有了进一步的认识。该井主要解决了上部地层流砂层和二叠系火成岩垮塌，以及水平段的安全钻进工作。
3.6.轮古42井
①基础数据：
设计井深 5900（米） 完钻井深 5907（米） 第一次开钻时间 2001.11.22.0:00 第二次开钻时间 2001.11.25.0:00 钻井周期 86天 建井周期 127天 完钻层位 奥陶系O 完井方法 先期裸眼 钻机月 2.56 钻机月速 2117.34m/台月 平均机械钻速 9.67m/h 取芯进尺 62.32 井眼扩大率% 8.71 井眼浸泡时间 64天 测井次数 3 测井一次成功率 100％ 事故次数 1 钻井液材料费用 1562980.25元 每米材料成本 264.60元/m 每米综合成本 278.72元/m 井身质量 合格 固井质量 合格 ②试验情况：
轮古42井是轮古地区的一口重点探井，81/2(裸眼段长达5155.93米，该井3800m前采用聚合物钻井液钻进，一开始就逐步控制失水4ml/30min，有效地控制了泥岩吸水膨胀及砂岩段的厚泥饼。3800m后将钻井液转化为聚磺钻井液，加足了防塌剂，有效地控制了白垩系、侏罗系和三叠系的垮塌、井壁剥落掉块，起下钻及短起下钻顺利，全井平均机械钻速为9.67m/h，3次电测一次成功。
复杂情况：下7(套管后开泵不通。仅从泥浆角度分析，电测前通井循环处理泥浆花了7:20，而电测后下套管前通井循环处理泥浆时间仅3:00，循环处理钻井液时间短；由于同一裸眼中地层压力系数及渗透性不一致，部分高渗透性井段钻井液会失水变稠；钻井液静止时间长(48小时)，有高温增稠现象。针对这种情况，应提高钻井液的稀释稳定性。
3.7．HD1-22H井
①基础数据：
设计井深 5528.37（米） 完钻井深 5600（米） 第一次开钻时间 2001.12.18.20:00 第二次开钻时间 2001.12.23.3:30 钻井周期 118天0:10 建井周期 完钻层位 石炭系C 完井方法 射孔完井 钻机月 4.59 钻机月速 1374.73m/台月 平均机械钻速 4.66m/h 取芯进尺 井眼扩大率% 14.7 井眼浸泡时间 123天 测井次数 1 测井一次成功率 100％ 事故次数 0 钻井液材料费用 3274688元 每米材料成本 682元/m 每米综合成本 700 井身质量 合格 固井质量 合格 ②试验情况：
该井于2001年12月30日开始搬迁，2001年12月18日20:00开钻，2002年7月23日3:30完钻，完钻井深5600米，垂深5014.62米，闭合方位251.17度，水平位移661.59米，达到设计要求，完钻层位：石炭系，钻井周期118天0:10，完井周期137天15:10，钻机台月4.59台月，平均机械钻速4.66米/小时，井身质量合格，固井质量合格。
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段长达5080m的井眼中做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定、电测、下套管、固井作业顺利。全井无事故。该井为我公司成功完成的第一口双台阶水平井的钻井液服务，对双台阶水平井的钻井液性能有了进入的认识和提高。
该井在水平段钻进过程中，由于地质情况复杂，油层薄，仅0.5~1.0m厚，且油层垂深呈波浪形，A点至D点钻进过程中四出四进油层，钻进至井深5314.45m井眼轨迹偏离油层太远，为保证油层穿过率，被迫在水平段悬空侧钻。侧钻作业中钻具基本保持静止，对钻井液性能要求十分苛刻，整个作业过程中没有发生过一次卡钻事故，这与钻井液性能优良是分不开。
新产品应用：该井电测时，出现高温增粘现象，在加入1吨FS260产品后，漏斗粘度从70"下降至58"，下套管完后(时间2天)，循环出的钻井液高温增稠现象明显减弱，而且性能较入井前更稳定。
3.8HD1-17H井
①基础数据
设计井深 5507.31（米） 完钻井深 5504（米） 第一次开钻时间 2002.3.22.12:00 第二次开钻时间 2002.3.25.14:00 钻井周期 112天9:00 建井周期 完钻层位 石炭系 完井方法 51/2”尾管 钻机月 4.405 钻机月速 1317.59m/台月 平均机械钻速 3.98 取芯进尺 井眼扩大率% 12 井眼浸泡时间 118天 测井次数 3 测井一次成功率 100％ 事故次数 2 钻井液材料费用 2126235元 每米材料成本 372.5元/m 每米综合成本 386.3元/m 井身质量 合格 固井质量 合格 ②试验情况：
全井钻井液性能到设计要求，上部为聚合物抑制体系，下部为聚磺体系。在裸眼段长达4986m的井眼中做到了安全快速钻进，起下钻及短起下钻阻卡很小，井眼稳定，裸眼中测、电测、下套管、固井作业顺利。全井发生1次掉牙轮事故和因未及时灌泥浆流砂层垮塌卡钻事故一次。
新产品应用：该井电测时，出现高温增粘现象，在加入1吨FS260产品后，漏斗粘度从68"下降至52"，下套管完后(时间2天)，循环出的钻井液高温增稠现象明显减弱，而且性能稳定。
3.9现场试验各井统计情况分析
表1：现场试验井工程情况统计
井号 裸眼
段长
m 平均机械
钻速m/h 实际钻井
周期d 扩划眼时间
h:min 裸眼浸泡时间（h） 平均
井径(mm)
mm 测井成功率
% 固井质量 YM206 4996.5 3.45 124 2:30 2603 220.2 90 合格 LN2-33-5H 4467 9.579 45.87 56:50 1414 219.68 100 良 LN2-34-5 4428.0 9.47 30.06 3:00 892 235 100 良 HD4-11H 5001.00 3.92 98.3 31:20 2581:05 233 50 良 HD4-16H 4944 5.03 99.03 19:30 2581:40 241.50 100 合格 LG42 5156 11.00 86 41:30 1528:50 221 100 合格 HD1-22H 5080 4.66 118 22:20 2954:40 247.6 100 合格 HD1-17H 4986 3.98 112.37 5:30 2592 242 100 合格 分析：现场试验井中，最长裸眼井是LG42井，达5156米，最短的LN2-34-5井是4428米；平均机械钻速都在3.4米/小时以上；
建井周期轮南较快，英买力建井周期较长；由于成岩性较差，可钻性好，井径扩大率较大；扩划眼时间一般较短。
表2：现场试验井钻井液消耗情况统计
井号 裸眼段长m 81/2"井眼钻井液耗量m3 平均每米钻井液耗量
m3/m 平均每天钻井液耗量
m3/d YM206 4996.50 3600.00 0.72 29.8 LN2-33-5H 4467.00 1687.00 0.38 24.1 LN2-34-5 4428.00 1258.00 0.28 38.1 HD4-11H 5001.00 2549.00 0.51 23.8 HD4-16H 4944.00 1721.00 0.35 16.7 LG42 5156.00 2035.00 0.39 48.5 HD1-22H 5080.00 2881.00 0.45 12.6 HD1-17H 4986.00 3090.00 0.62 28.6
分析：长裸眼井的钻井液消耗量都比较大，机械钻速越高，消耗量越大。
3.10现场试验井复杂情况及事故统计
井号 复杂情况及事故 次数 HD4-11H 水平段粘卡 1 HD4-11H 电测卡电缆 1 HD4-16H 造斜段粘卡 1 HD1-17H 流沙层垮塌卡钻 1 轮古42 套管到底开不通泵 1 复杂情况及事故分析：在8口井的现场试验中，发生了3次卡钻事故，1次卡电缆事故，1次固井复杂。
①HD1-17H井是在上部(H≤2000米)钻进中，因抽吸作用，造成井壁失稳，下钻中发生垮塌卡钻，填井侧钻。主要原因：发现抽吸后，仍未能灌入钻井液，导致液柱压力低于地层压力。
②HD4-11H水平段粘卡,泡解卡剂解卡。主要原因：钻井液润滑性能不能满足要求，定向钻进锁定工作面静止时间长。
③HD4-11H电测卡电缆，导眼钻后，电测时卡电缆，穿心打捞解除。主要原因：钻井液静止时间长，有高温增稠现象。
④HD4-16H造斜段粘卡,泡解卡剂解卡。主要原因：钻井液润滑性能不能满足要求，定向钻进锁定工作面静止时间长。
⑤轮古42井套管到底开不通泵，射孔固井解除。主要原因：钻井液静止时间长，有高温增稠现象。
四、室内及现场试验结论
1.长裸眼井钻井液体系及配方能够满足现场长裸眼井的钻井施工要求，在试验井上取得了成功，基本做到了安全快速钻进。
2.长裸眼井试验中，涉及了三个构造：哈得构造、轮南构造、英买力构造，对钻井液防塌能力、防阻卡、防漏等研究试验内容进行了室内及现场验证，证实了体系、配方的可行性与实用性。
3.防塌材料采用聚合醇、乳化沥青能满足井壁防塌需要，保持长裸眼井长时间稳定。
4.选择的润滑剂能降低井下摩阻，满足长裸眼井，长裸眼水平井钻井施工。
5金属螯合物具有强的抑制能力和水平井流型调节能力，适合于泥岩段，效果显著。
6.针对长裸眼井后期的钻井液高温增稠现象，选择稀释稳定能力强的SF260处理剂，现场试用效果明显，这种处理剂相当于国外进口的drillthin。
7.防漏方面主要以改善泥饼质量、加强钻井液的封堵能力为主。现场试验中，能满足井下需要。
23
-23-
30
-44-
秘级：
3%SYP-1
3%SYP-1
1.5%SYP-1
3%JX
3%SYP-1
1.5%SYP-1
1.5%JX
水+海水+2%甲酸钾
1.5%SYP-1
3%JX
3%JX
水+海水
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图2-4-9沙46井T3h地层钻屑膨胀试验
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图2-4-10沙46井C1Kl地层钻屑膨胀试验
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图2-4-11沙46井C1b地层钻屑膨胀试验
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钻屑膨胀量（mm）
图2-4-7沙46井N1K地层钻屑膨胀试验
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图2-4-8沙46井K1Kp地层钻屑膨胀试验
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钻屑膨胀量（mm）
图2-4-10沙46井C1Kl地层钻屑膨胀试验
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时间（h）
钻屑膨胀量（mm）
图2-4-11沙46井C1b地层钻屑膨胀试验
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钻屑膨胀量（mm）
图1第三系钻屑膨胀试验
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