义123-1区块位于济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷渤南油田八区，含油层系为沙三下9砂组，埋深3 384.00～3 757.00 m，储层厚度35.00～45.00 m，为深水浊积扇沉积油藏。根据已钻井资料，该区块原始地层压力43.89 MPa，地层温度140 ℃，折算地层压力系数1.26，属于常温、高压系统。自2011年12月开始，胜利油田陆续在该区块部署了多口长水平段水平开发井，但是钻井中常发生井壁失稳坍塌、滑动摩阻大等问题。虽然聚磺防塌润滑钻井液在胜利油田普通定向井、水平井中应用效果良好，但在目的层埋藏较深、大段泥岩发育的浊积岩油藏钻井时，存在抑制防塌能力不足、润滑性能差等问题，而其他一些常见类型的钻井液也存在性能达不到要求或成本偏高等问题^[1,2,3,4]。为此，笔者在普通聚磺防塌润滑钻井液的基础上，通过优化调整其配方，研制了高混油有机胺聚磺钻井液，并在胜利油田渤南洼陷非常规油藏长水平段水平井中进行了应用。

1) 井壁不稳定。东营组上部地层成岩性差，胶结疏松，易发生坍塌；东营组地层以泥岩为主，脆性大、强度低、微裂缝发育，常见掉块，容易发生井壁失稳；东营组下部及沙河街组地层含有大段泥岩，井壁失稳风险较大^[5,6,7,8]。

2 ) 摩阻大，滑动钻进托压现象严重。二开裸眼段长，定向造斜段地层含有大段泥岩，沙三段中部含有大段油斑性泥岩，同时由于地层岩石压实程度较高，钻时较长，进入钻井液中的劣质固相经反复研磨后粒径变小，很难从钻井液中清除，导致二开后期钻井液黏度较高、切力较大，泥饼较粗糙，易造成滑动钻进托压，滑动摩阻达120～150 kN。同时，该区块大多数水平井水平段较长，平均达到了1 130.00 m，增大了裸眼井段的摩阻。一些井设计方位变化较大，对钻井液的润滑性也提出了更高要求^[9]。

3) 流变性调控难度大。东营组地层含有大段泥岩，水化分散能力强，定向滑动钻进较多，钻时较长，导致钻井液中低密度固相含量迅速增大，黏度和切力迅速升高，同时由于井底温度高，钻井液老化增稠现象突出，从而使钻井液流变性的调控难度增大。

4 ) 三开小井眼段净化难度大。三开为Φ152.4 mm小井眼，环空间隙小，同时钻进过程中受泵压限制，钻井液排量小，环空返速低，给井眼净化带来较大困难^[10]。

针对浊积岩油藏钻井中存在的技术难题，通过室内试验，优选了有机胺抑制剂、封堵剂，考察了原油加量对钻井液性能的影响，确定了高混油有机胺聚磺钻井液的配方，并对其基本性能进行了评价。

取义123-1区块沙三段泥岩岩屑，分别进行了岩屑滚动回收试验和线性膨胀率试验，考察了有机胺的抑制膨胀和抑制分散性能，并与其他抑制剂进行了对比，结果见表 1。

由表 1可知，“清水+2.0%有机胺”的线性膨胀率小于“清水+3.0%KCl”和“清水+3.0%KCl+2.0%聚合醇”，一次回收率也明显高于这2种混合物。这说明有机胺抑制剂具有较好的页岩抑制性，能够有效抑制泥页岩的水化膨胀和分散。

泥页岩大多层理和微裂缝比较发育，因此，快速封堵裂缝是稳定井壁的关键。利用封堵性颗粒或胶体在裂缝内迅速架桥、填充、封堵，在井壁表面建立不渗透的保护层，可以达到阻止钻井液滤液沿裂缝迅速深入地层的目的。为此，室内优选了几种纳米级封堵材料并进行了评价试验，结果见表 2。

从表 2可以看出，胶乳沥青和纳米乳液复配可以明显改善钻井液的封堵性能，使钻井液高温高压滤失量大幅度降低。分析认为，这是因为通过不同粒径的封堵颗粒进行架桥封堵地层孔隙，沥青类材料在高温软化后挤入封堵颗粒之间的缝隙，并在井壁表面建立一层疏水性不渗透保护层，从而减小了水相侵入泥页岩的量。

室内考察了原油加量对基浆性能的影响，并与极压润滑剂进行了复配试验，确定了原油与极压润滑剂的合理加量，结果见表 3。

由表 3可知：随着原油加量的增大，塑性黏度及动切力增大，原油加量超过25.0%时，钻井液的终切力迅速上升；20.0%原油与2.0%极压润滑剂复配使用时，黏度和切力略有增大，黏滞系数明显减小。综合考虑，20.0%原油与2.0%极压润滑剂复配可使钻井液具有较好的流变性及润滑性。

根据义123区块的地质特点和部署在该区块水平井的井身结构，最终确定高混油有机胺聚磺钻井液的基本配方为3.0%~5.0%膨润土浆+0.3%~0.5%聚丙烯酰胺干粉+0.5%~1.0%LV-CMC+1.0%~1.5%有机胺+1.0%~2.0%抗高温防塌降 黏降滤失剂+2.0%~3.0%磺化酚醛树脂+0.5%~1.0%磺酸盐共聚物+2.0%~3.0%胶乳沥青+1.0%~2.0%纳米乳液+0.5%~1.0%流性调节剂+8.0%~20.0%原油+2.0%~4.0%极压润滑剂。室内对该钻井液进行了性能评价，结果见表 4。

由表 4可知，有机胺高混油钻井液的抗温性和流变性好，随着密度和原油含量的增大，其性能稳定，润滑性能优良。

2011年12月至2013年5月，高混油有机胺聚磺钻井液在胜利油田渤南区块9口井进行了应用。9口井在钻进过程中均未发生任何与井壁失稳相关的井下故障，除义34-1HF井等几口井因找油层侧钻使建井周期长于设计建井周期外，其余井均在设计建井周期之内(见表 5)，其中义123-10HF井创该区块同类型井钻井周期最短纪录(62.38 d)，义123-9HF井创胜利油田非常规水平井井深最深纪录(5 340.00 m)、三开小井眼水平段最长(1 450.00 m)2项纪录。下面以义123-9HF井二开、三开井段为例，介绍高混油有机胺聚磺钻井液在该区块的应用情况。

义123-9HF井应用的高混油有机胺聚磺钻井液的配方为0.3%聚丙烯酰胺干粉+0.5%LV-CMC+1.5%有机胺+1.5%抗高温防塌降黏降滤失剂+2.0%磺化酚醛树脂+1.0%磺酸盐共聚物+2.0%胶乳沥青+0.5%流性调节剂+10.0%原油(随水平段延伸增大加量)+3.0%极压润滑剂+加重剂(根据密度确定加量)。

1) 钻进东营组地层时，在低固相不分散聚合物钻井液的基础上，加入有机胺并将其含量控制在1.0%以上，通过胶液的形式加入LV-CMC，降低滤失量的同时可以对钻井液有效护胶。同时，加入改性铵盐调节钻井液流性，加入防塌降黏降滤失剂将钻井液滤失量降至8 mL以下，并配合加入2.0%~3.0%的改性沥青或胶乳沥青，提高钻井液的封堵防塌能力。

2 ) 钻至东营组地层底部，进入沙河街组地层前，逐渐将钻井液的密度提至1.25 kg/L以上。为有效清除固相，应保证良好的固控设备利用率，使用高目数筛布，全程开启钻井液除砂除泥一体机，并适时开启离心机，充分清除无用固相，使钻井液保持较低固相含量。

3) 钻进定向造斜段时，继续用有机胺和聚丙烯酰胺干粉胶液维护，保证钻井液中抑制剂的有效含量，提高其抑制性；利用磺化酚醛树脂和磺酸盐共聚物降低钻井液的高温高压滤失量，并配合改性沥青改善泥饼质量；进入造斜段后，为满足滑动钻进的需要，混入原油，以提高钻井液的润滑性，有效降低钻井液的高温高压滤失量。

1) 扫完二开水泥塞后，在套管内对二开斜井段井浆采用聚丙烯酰胺干粉胶液进行稀释，并补充有机胺，增强钻井液的抑制性能，同时通过补充、置换二开储备的低黏土含量钻井液的方法，将钻井液性能调整至设计范围。

2 ) 随着水平段增长，补充聚丙烯酰胺干粉胶液，保持其有效含量，提高钻井液的抑制性能控制泥岩夹层的水化分散，并加入磺化沥青和超细碳酸钙以形成致密泥饼，同时提高原油的加量并配合加入极压润滑剂、纳米乳液等来降低摩阻扭矩。

义123-9HF井在钻进过程中，钻井液的漏斗黏度、塑性黏度及动切力随井深增加均有所增大，但基本保持稳定(见图 1，图中密度突变点为处理溢流前后的密度变化情况)。

图 1 钻井液性能随井深的变化曲线 Fig.1 Drilling fluid performance correlated to well depth

图选项

由图 1可见，整个钻井过程中钻井液性能稳定，流变性好，三开小井眼水平段动塑比始终控制在0.36~0.50 Pa/(mPa·s)，携岩性能优良，保证了井眼清洁，减少了岩屑床的形成，为该井的安全快速钻进提供了保障。

义123-9HF井在钻井过程中没有出现坍塌掉块及阻卡现象，井壁稳定性好，井眼规则，三开井段平均井径扩大率为5.8%，表明该钻井液具有良好的抑制防塌性能。

定向造斜段和水平段钻进过程中，钻井液滤饼的黏滞系数一直保持在0.052 4～0.061 2，二开斜井段钻进摩阻为80～100 kN，三开水平段钻进摩阻保持在60～80 kN，平均扭矩在10 kN·m以下，显示出良好的润滑性。

1) 在优选乳化剂的基础上，通过提高钻井液中原油的含量，并配合极压润滑剂等润滑材料，大大增强了其润滑性能，保证了斜井段和水平段的安全快速钻进。

2 ) 研制的高混油有机胺聚磺钻井液，可有效抑制东营组、沙河街组地层泥岩层段的水化，防止井眼坍塌。

3) 高混油有机胺聚磺钻井液具有较强的抑制防塌性、优良的润滑性和较高的抗温能力，解决了浊积岩长水平段井底温度高、钻井液的调滑性和稳定性差的问题，可为同类储层的勘探开发提供支持，建议在该类储层推广应用。

4 ) 高混油比情况下原油乳化效果不理想，随着原油含量的增大，乳化效果明显变差，需进一步进行室内试验研究，研制或优选高效乳化剂，提高高混油钻井液中原油的乳化效果。