YD油田Sarvak层为高渗透灰岩储层，主要采用水平井开发，水平段长约900.00 m，垂深约2 870.00 m，平均建井周期约80 d。钻井过程中，由于钻遇地层复杂、水平井段长等原因，直井段易出现盐膏污染钻井液与井壁失稳问题，斜井段易发生漏失、出现滑动钻进“托压”现象，水平段易发生井眼清洁效果差和易发生卡钻等井下故障，造成频繁划眼、钻井液损失、钻井进度滞后及成本增加^{[1, 2]}。为此，结合钻遇地层特征与井身结构，分析了各开次的钻井液技术难点，针对性地优选了钻井液配方，并制定了维护与处理技术措施，形成了适合YD油田高渗灰岩储层的水平井钻井液技术。

YD油田以Sarvak层为目的层的水平井通常采用φ444.5 mm钻头×300.00 m+φ311.1 mm钻头×1 350.00 m+φ215.9 mm钻头×4 000.00 m的三开井身结构，自上而下钻遇的地层为Aghajari层、Gachsaran层、Asmari层、Pabdeh层、Gurpi层、Ilam层、Lafan层和Sarvak层。结合井身结构与钻遇地层特征，水平井钻井液技术难点主要有：

1) 二开井段钻遇Aghajari层和Gachsaran层。Aghajari层主要为泥岩、泥灰岩，下部含无水石膏与石膏结晶。Gachsaran层以泥岩、泥灰岩和石膏互层为主，膏岩含量最高达80%，且为潜在的高压盐水层。钻井过程中，钻井液极易受到石膏污染，造成钻井液黏度、切力与滤失量升高，钻井液流变性能变差，导致钻头泥包和地层蠕变缩径，极易造成遇阻和卡钻等复杂情况^[3]。该井段要求钻井液应具有较强的抑制性和抗盐膏污染能力。

2) 三开井段钻遇Asmari层、Pabdeh层、Gurpi层、Ilam层、Lafan层和Sarvak层等地层。其中，Ilam层和Lafan层有大段的泥质灰岩和泥页岩，水敏性极强，井壁垮塌严重；Pabdeh层、Gurpi层和Sarvak层的灰岩地层孔缝发育，经常发生严重漏失，且漏点多、漏速大，Pabdeh层和Sarvak层均发生过失返性漏失^{[4, 5, 6, 7]}。因此要求三开钻井液应具有较强的抑制防塌和封堵能力。

3) 三开定向井段与水平井段对钻井液的要求高。斜井段和水平段长达1 300.00 m左右，井斜角超过45°后容易形成“岩屑床”，要求钻井液具有较好的流变性能，尤其是应具有良好的动塑比和触变性；由于Sarvak层孔洞、裂隙发育，平均孔隙度15.46%，平均渗透率10.03 mD，属于高渗灰岩地层，极易形成厚滤饼，加上水平段存在岩屑床，钻具与井壁接触面积大，大大增加了钻具与井壁间的摩擦阻力，极易造成定向钻进“托压”和卡钻问题^[8]。定向井段与水平井段，要求钻井液应具有较好的流变性、润滑性和携岩能力。

根据YD油田实际情况，针对钻井液技术难点，对该油田前期所用氯化钾聚合物钻井液进行了优化和改进，形成了强抑制高封堵乳液聚合物钻井液。

将KPAM、CMC-HV、PAC-HV和FA367等4种常用的抗盐流性调控剂加入到基浆中，测试其流性调控效果，结果见表1。基浆的配方为3.5%膨润土＋1.0%CMC-LV＋1.0%CMC-MV＋0.3%NaOH＋10.0%NaCl＋5.0%KCl＋0.8%聚合醇。从表1可以看出，向基浆中加入0.3% FA367后，动切力由7.0 Pa提高至15.0 Pa，滤失量由8.0 mL降至5.6 mL，增黏效果最好，还可以提高钻井液的沉降稳定性。因此，流性调控剂选用FA367。

钻井液用纳米乳液是近几年迅速发展起来的新型处理剂，具有润滑、降低滤失量、抑制黏土膨胀分散的作用^{[9, 10, 11, 12, 13]}。为进一步提高钻井液的润滑性能，将纳米乳液与极压润滑剂按不同配比复配，加入基浆中测试其润滑性能，结果见表2。由表2可以看出，润滑剂JRH-2与纳米乳液的最佳配比为2∶3。

斜井段地层孔洞发育，属于高渗透地层。为降低钻井液滤失量和避免漏失，钻井液中需要加入封堵材料对地层进行封堵。将粒径1.90 mm石英砂放入黏附系数测定仪的不锈钢纱网中，加入含有QS-2、SDL-2和FT-1等封堵材料的浆液并加压至3.5 MPa，测试砂床底流量、封堵层厚度，并观察封堵层的致密程度，结果见表3。

从表3可以看出，含有“3%QS-2+2%SDL-2+3%FT-1”的浆液可以在粒径1.90 mm砂体上形成4 mm厚的致密封堵层，且砂体与封固层黏结成一个整体，说明含有“3%QS-2+2%SDL-2+3%FT-1”的浆液可以较好地封堵孔洞性地层。

将SML-4、CXP-2、SPNH、SHC、SMP-2、SMC和ZWJS等7种常用的抗盐降滤失剂分别加入到盐水基浆中，测试其降滤失性能，结果见表4。盐水基浆的配方为2.5%膨润土＋0.6%LV-CMC＋0.3% FA367＋0.3%烧碱＋20.0%氯化钠＋0.8%聚合醇＋1.0%润滑剂。从表4可以看出，ZWJS的降滤失效果最好，加入3%ZWJS后，滤失量由8.5 mL降至5.5 mL，并且对黏度影响不大。因此，选用ZWJS作为降滤失剂。

通过优选流性调控剂、抗盐降滤失剂和确定润滑剂复配配比和封堵材料组成，形成了高抑制强封堵乳液聚合物钻井液，其基础配方为2.0%～3.0%膨润土＋0.2%～0.4%NaOH＋2.0%～3.0%ZWJS＋0.6%～1.0%LV-CMC＋0.5%～0.8%FA367＋10.0%～15.0%NaCl＋3.0%～5.0%KCl＋0.8%～1.0%聚合醇＋3.0%QS-2＋2.0%SDL-2＋3.0%FT-1＋2.0%JRH-2＋3.0%～5.0%纳米乳液。

采用YD油田F4井2 500.00～2 800.00 m井段的泥页岩岩样，进行KCl聚合物钻井液、聚磺钻井液、两性金属离子钻井液、油基钻井液和高抑制强封堵乳液聚合物钻井液的滚动回收试验，结果如图1所示。从图1可以看出，高抑制强封堵乳液聚合物钻井液的滚动回收率最高，达到了88.2%，最接近油基钻井液的滚动回收率，说明其能够有效抑止泥岩的水化分散。

图1 滚动回收率试验结果 Fig.1 The results of rolling recovery test

图选项

采用YD油田F4井2 500.00～2 800.00 m井段的泥页岩压制岩样。利用高温高压膨胀装置，在100 ℃、3 MPa条件下，分别测定岩样在5种钻井液中滚动16 h的相对膨胀量，结果如图2所示。从图2可以看出，水基钻井液中的高抑制强封堵乳液聚合物钻井液的相对膨胀量最小，说明其可以防止泥页岩吸水膨胀，具有良好的防膨性能。

图2 高温高压膨胀试验结果 Fig.2 The results of HTHP swelling test

图选项

根据高抑制强封堵乳液聚合物钻井液的基础配方配制钻井液，利用氯化钠将Cl^-质量浓度调至1.6×10⁵ mg/L，用重晶石加重至1.30 kg/L，用NaOH将其pH值调至10，进行抗盐污染试验，结果见表5。由表5可以看出，高抑制强封堵乳液聚合物钻井液加入NaCl和CaSO₄后，其流变性变化不大，滤失量始终小于5.0 mL，pH值在9左右，表明该钻井液的抗盐、抗钙污染性能较强。

根据高抑制强封堵乳液聚合物钻井液基础配方配制钻井液，用F4井2 700.00～2 800.00 m井段的泥岩钻屑进行抗污染试验，结果见表6。从表6可以看出，随着泥岩钻屑加量的增大，常温下钻井液黏度有增大的趋势，在120 ℃温度下，滚动老化16 h后黏度微增，滤失量先降低后增大；钻屑加量达到30%时，其流变性和滤失量也能达到要求，说明该钻井液具有较强的抗劣质土污染能力。

1) 控制钻井液主要性能，严格遵循“密度逐渐升高、黏度上高下低和滤失量上宽下窄”的处理原则，配合大排量高返速冲刷井壁，充分发挥水力破岩作用，快速钻穿水敏性地层^[1]。充分利用四级固控设备，降低钻井液中的有害固相含量，将固相含量控制在6%～10%，适时加入适量的聚合物和润滑剂，以提高滤饼的质量。

2) 进入含石膏地层前，加入0.5% Na₂CO₃进行抗盐膏预处理，提高钻井液的抗钙污染能力。钻进过程中，随钻补充3%～4%KCl，以保持钻井液的强抑制性；将“0.5%FA367＋0.5%CMC-LV＋3.0%ZWJS”的抗盐胶液，以细水长流的方式加入到钻井液中，以维持钻井液性能。

3) 钻至Gachsaran层高压盐水地层前，将钻井液密度提高至1.40 kg/L左右，保持正压差钻进，压住潜在的高压盐水层。

4) 进行短程起下钻，每钻进300.00 m或钻进24 h进行一次短程起下钻，处理因水敏性泥岩和石膏层水化膨胀引起的缩径井段，保证井眼畅通。

1) 开钻前根据钻遇地层的地质特征，进行漏失评估，根据“预防为主、治理为辅”的准则制定详细的防漏堵漏预案。

2) 钻进过程中，以室内优化的封堵材料组成“3%QS-2＋2%SDL-2＋3%FT-1”进行随钻堵漏，根据渗漏量定期补充封堵材料。

3) 发现渗漏量增大时，每钻进300.00 m进行一次定向静止堵漏，把15～20 m³配方为5%膨润土＋10%CaCO₃(细、中、粗)＋4%SDL＋3%Kwickseal(细)＋3%SNFST的堵漏浆泵入井底，封堵新钻开的渗漏性地层，并静止1～2 h^[10]。

4) 在发现漏失后，根据漏速，按照“大中小颗粒混配、软硬材料结合、桥堵为主和化堵为辅”的原则，调整堵漏浆的配方。

1) 采用“2%JRH-2＋3%纳米乳液”复合润滑剂，提高钻井液的润滑性能，降低钻井液与井壁的摩阻。

2) 钻进过程中，钻井液中加入超细碳酸钙和磺化沥青，将高温高压滤失量降至5 mL以下，改善滤饼质量，形成薄而致密的滤饼。

3) 在定向及滑动钻进井段，增大复合润滑剂的用量，配合加入2%固体润滑剂，减小钻具与井壁的接触面积，降低摩阻，缓解井壁对钻具的“托压”现象，降低压差卡钻的概率^[14]。

4) 采取工程措施修正井壁，消除和破坏岩屑床，降低全角变化率。

5) 特殊作业前在封井浆中加入2%固体润滑剂，以保证测井和固井顺利进行。

1) 严格控制钻井液的黏度和切力。大斜度井段和水平井段控制钻井液漏斗黏度50～60 s、动塑比0.45～0.50，以提高钻井液的携岩能力。

2) 调整钻井液的触变性，将钻井液初切力提高至3.0 Pa以上，以提高停泵初期钻井液的悬浮能力。

3) 定期采用稠浆塞清扫井眼。现场配置漏斗黏度80～100 s的稠浆，每钻进3根立柱、短起下或起钻前用稠浆清扫一次井眼，并根据钻井作业的顺利程度和返屑情况调整稠浆的性能。

4) 采用大排量洗井，并采取每钻进3～5根立柱进行一次短程起下钻等技术措施破坏岩屑床，以辅助携岩洗井。

强抑制高封堵乳液聚合物钻井液在YD油田的S4井、S5井和S16井等3口水平井进行了应用，取得了较好的应用效果。3口井钻井施工顺利，未发生因钻井液性能引发的井下故障。3口井钻井周期分别为75.6，74.5和73.0 d，较该油田一期22口水平井平均钻井周期(80.8 d)分别缩短5.2，6.3和7.8 d，其中S5井创造了该油田一期以Sarvak层为目的层水平井最短完钻周期纪录。

3口井钻井期间钻井液性能稳定，维护方便，携岩洗井效果较好，没有形成明显的岩屑床，大斜度井段及水平段的短程起下钻、测井和下套管等作业顺利。钻井液润滑性能良好，摩阻系数都控制在0.08以下，最大提升和下放阻力降低到150 kN之内，解决了大斜度井段和水平段钻具托压的问题。

钻井液防渗透性良好，3口井的渗漏量与该油田一期其他22口水平井的平均渗漏量相比，分别降低了12.5%，8.4%和13.2%，不仅改善了钻井液滤饼质量，还节省了钻井液费用。

1) 液体润滑剂与纳米乳液优化配比，可获得较低的摩阻系数，满足以Sarvak层为目的层的水平井定向段与长水平段钻进要求。

2) 强抑制高封堵乳液聚合物钻井液具有良好的防塌抑制性，抗盐、抗钙和抗劣质土污染能力，能避免岩屑床的形成和解决水平井“托压”问题，为YD油田高渗灰岩储层水平井安全钻井提供了保障。

3) 建议在YD油田后续以Sarvak层为目的层的水平井钻井中推广应用强抑制高封堵乳液聚合钻井液，并进一步完善和提高高渗灰岩储层水平井钻井液技术。