要：鄂尔多斯大牛地地区山1储气层低孔低渗，物性差，钻井过程中极易受到严重而难以***的污染，以往该层所钻井不经改造都无油气产出。该储气层DF2井水平段长达900m，夹有两段煤层和一段泥岩层，在钻井中使用了含甲酸钾、防水锁剂，不含滑润剂的低密度无黏土相钻井液，钻进中钻井液性能稳定，井壁稳定，携砂正常，起下钻畅通，完钻后电测一次成功。介绍了该钻井液的配制、维护及全水平段钻井液的性能。水平段完钻后用一种生物完井液浸泡裸眼井段24小时，随后试气，获得了无阻流量8×10／d的***自然产能。关键词：水基钻井液；甲酸钾钻井液；无黏土相；低密度；生物完井液；水平井段；油气层保护；鄂尔多斯大牛地地区前言鄂尔多斯大牛地山1气层属低孔低渗储层，黏土类固相一旦***就难以解堵，渗透串难以***，而且完钻后直接裸眼求产，固相造成的伤害不能靠射孔解除，会对地层造成***性的伤害。经过调研及室内实验优选，确定采用无黏土相钻井液、生物完井液作为DF2井储层钻进的钻井、完井液体系，该钻井液体系中加入3M公司的空心玻璃球，降低钻井液密度，以减少滤液***储层深部。钻井液本身不含黏土相可以消除固相对低渗气层喉道的堵塞。钻井液中使用的处理剂都是可降解的，完井后注人生物完井液，清除形成的泥饼、消除水锁效应，并增加滤液的挥发性，使滤液易被气化，因而降低地层中的液体饱和度，有效消除液相水锁伤害。该井水平段上下夹有煤层，中间还分布有煤线、大段泥岩，容易坍塌而出现复杂情况。以往该地区水平井段多次出现复杂情况，DF2井水平段长(水平段长达900．2m)，且根据地质要求在钻进中多次调整井眼轨迹(先后进行了5次调整)，并累计钻穿两段煤层共41m，泥岩195．66m，井眼始终保持稳定畅通，携砂正常，起下钻畅通无阻，电测一次到底，这表明所使用的无黏土相钻井液体系不但具有良好的储层保护能力，而且具有防塌能力强、维护简单和性能稳定等特点，完全满足该地层水平段钻井的要求。主井眼完成后测试获得自然产能。1、工程简况本井三开水平段使用φ215．9mmPDC钻头钻进，井深3272m(垂深2880。56m)开始出现粗砂岩夹煤线，后将本井轨迹中心线上调垂深1．5m进行钻进，井深3308m(垂深2880．47m)钻离煤线。自井深3388m(垂深2877．91m)钻遇较高伽玛层段(参见图1)，后将钻头位置暂时下调垂深0．5m避开该层，再按设计轨迹进行钻进。从井深3600m开始将轨迹中心线下调3．0m(垂深)，将钻头距轨迹中心线位置自3664m起再下调1--1．5m。从井深3690m开始将轨迹中心下调2．5m(垂深)，将本井轨迹中心线下调至垂深2876m，从井深3811m开始出现泥岩，降斜至87--88度钻进，钻至井深4006．66m，主分支完钻。2水平段技术难点及对策该井水平段上下夹有煤层，中间还分布有煤线，大段泥岩，易坍塌和出现复杂情况。该井主要存在以下难点：水平段长，携岩困难，摩阻大；储层浸泡时间长，钻井液易引起气层伤害；储层钻进过程中钻遇煤层，煤层极度不稳定；从3811m开始直至完井钻遇大段泥岩，泥岩段总长195．66m，泥岩段极易坍塌、缩径；在钻进中为避开含煤层、高伽玛层及泥岩，寻找较好储层，钻进中不断调整井眼轨迹，使井眼斜度变化较大，导致摩阻以及扭矩较大；地层的研磨性极强，钻速慢，钻屑较细，钻井液密度控制较为困难。针对以上难点，本着优先保护气层，同时保证井下施工安全的原则，根据井下实际情况优化配方，及时维护处理，确保各项钻井作业安全顺利。通过在钻井液中添加密度减轻剂(空心玻璃球)，不断补充低密度***性胶液，钻井过程中不间断使用四级固控设备，起下钻期间不停离心机等措施，尽可能降低钻井液密度。钻井液中加入***剂，***储层中黏土膨胀，减少水敏损害。钻井液中加人防水锁剂，以减少界面张力/降低液体饱和度,有效消除水锁。所用钻井液处理剂都可降解，完井后注入完井液，可清除形成的泥饼。完井液中含有水锁消除剂，以减少界面张力从而减少工毛细管力，并可增加滤液的挥发性，使滤液容易被气化，地层中液体饱扭度减少，使气体的流动速度增加。在钻井过程中仔细分析和监测岩屑返出及钻时变化，及早发现钻遇煤层以及泥岩，以便及时采取措施，防止煤层及泥岩坍塌；避免出现复杂情况。水平段随时监控钻井液流型，保持较高黏切、动塑比大于0．5，增强体系护壁能力及悬浮携带能力。配合工程短起、倒划等措施有效地清除岩屑，保证井眼畅通，并根据现场情况调整钻井液性能。用空心玻璃球调整钻井液密度，降低钻具在井下的摩擦力；调节钻井液黏度、切力，控制滤失造壁性，防止煤层坍塌。提高钻井液***性，***泥岩以及高伽玛层中泥质的水化分散和膨胀，防止大段泥岩的坍塌掉块以及膨胀缩径。3钻井液和完井液实施工艺3．1钻井液配制工艺扫水泥塞至3109m后，储备40二开钻井液(天然高分子双保钻井液体系)作为三开的储备重钻井液，把剩余的钻井液放掉，将循环罐彻底清洗干净，循环罐内注入清水，用清水将井内钻井液替出，将井眼清洗干净。在开泵循环状态下按配方要求加入各种处理剂，将性能调整到设计要求。钻井液配方如下：无固相增黏降滤失剂(TV-2)30～45kg／；生物聚合物（XC）3-5kg/；甲酸钾(HCOOK)20--30kg／；防水锁剂(YFS-1)30--50kg／；空心玻璃球(HGS6000)50～100kg／。配制的钻井液性能如下：ρ=0．98g／c；FV=88s；PV=40mPa·s；YP=20Pa；Gel=4／7Pa；FL(APl)=8．0mL；pH=10；Kf=0．05。3．2钻井液维护处理措施(1)钻进期间，以补充胶液为主，尽量把所有***都配制成胶液，均匀加入钻井液，保持钻井液性能的稳定，防止未溶解的钻井液处理剂堵塞仪器和筛网。(2)钻进过程中不断补充空心玻璃球和低密度胶液，保持较低的钻井液密度。(3)加强固控设备的使用，钻井过程中不间断使用四级固控设备，使用120目的振动筛，采取起下钻期间不停离心机等措施，同时勤捞砂、清沉砂罐，及时清除钻井液中的***固相。(4)钻进过程中根据振动筛上的返砂情况，观察地层岩性变化，以及早发现煤层和泥岩，调整钻井液性能，保证井壁稳定和井下安全。(5)使用TV-2和XC调整钻井液的黏度和切力，以井下情况为依据，钻井液黏度基本保持在55—70s，并保持较高的动切力和动塑比，保证钻井液具有良好的携带和悬浮性能，防止岩屑床的形成。(6)钻井过程中不断补充甲酸钾，加强钻井液滤液的***性，***高伽玛层以及泥岩的造浆和掉块，减少水敏的损害并保证井壁稳定。(7)钻进过程中不断补充防水锁剂，防水锁剂不但可以降低滤液的表面张力，减轻水锁伤害，而且还具有一定的润滑性。水平段钻进过程中钻井液性能变化见表1。3．3完井液配制及使用水平段主井眼完钻后，放掉配浆罐内钻井液，将罐彻底清洗干净，按设计要求配制生物完井液40，下入油管后，将完井液顶替人裸跟段，浸泡24h后，进行试气作业，获得无阻流量8x104m3／d的***自然产能。生物完井液的配方如下：生物酶100—150kg／；生物酸50～80kg／；水锁消除剂(MS-1)80~150kg／；***剂(YZJ-2)30-80kg／。4结论与认识(1)该井水平段使用的无黏土相钻井液体系维护简单，性能稳定，钻井过程中井壁稳定，安全钻进900．2米，其中纯泥岩段190余米，携砂正常，起下钻畅通，电测一次到底。(2)该井水平段较长，在钻进中多次调整井眼轨迹，造成井下摩阻及扭矩较大，而现有润滑剂主要为油脂类和固体类，对气层有较大污染，在满足工程要求的前提下未采用该类型润滑剂，专门针对低渗气层的润滑剂有待研发。(3)储层石英砂岩研磨性强、钻时慢，钻屑较细，钻井液密度控制较为困难，固控设备需进一步改进。(4)所用钻井液、完井液工艺技术，可在鄂尔多斯大牛地山1气层的开发中推广应用。电话：0546—7782891联系人：13589978122东营盛世石油科技有限公司2011/5/18)