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49邱春阳等：强抑制、抗高温防塌钻井液在董8井中的应用 表6 碳酸氢根污染前后钻井液性能变化
井深/m项目ρ/g·cm-3FV/s PV/mPa·s YP/Pa Gel/（Pa/Pa）FL API/mL FL HTHP/mL
5 377污染前 2.026856198/24 2.810.8污染后 2.0197592411/33 4.015处理后 2.026638167/25 3.28.8
表4中看出，井浆具有8%的容水限，均匀加入胶液并加重至原密度后性能无太大波动，特别是滤失量波动不大。
表5看出，4#配方实验效果更好，即污染井浆中加入2%抗高温抗盐降黏剂和0.8%NaOH配制成的胶液后，流变性最好。因此现场处理过程如下：首先拿1个循环罐钻井液做试验，均匀加入胶液（配方：25 m3水+1.0 t抗高温抗盐降黏剂+0.2 tNaOH +1.0 t 磺化酚醛树脂SMP-2 + 0.5 t抗温抗盐钙防塌降滤失剂+0.1%聚丙烯酸钾KPAM），充分搅拌，测量其流变性后，效果较好。然后按照此配方配制胶液，均匀加入井中，钻井液流动性变好，一直至完钻，均用此配方维护钻井液性能。碳酸氢根污染处理前后性能见表6。
5 结论
（1）铝胺强抑制防塌钻井液体系采用多元防塌技术，有效抑制了二开上部地层软泥岩水化膨胀导致起下钻遇阻及下部地层硬脆性泥岩坍塌的难题，满足了复杂地质条件下钻井施工的需要。二开平均井径扩大率为9.63%，达到了稳定井壁、保障工程顺利施工的效果。 （2）抗高温成膜防塌钻井液体系采用复合封堵技术，解决了该区块历年存在的侏罗系煤层失稳及应力失稳的难题，施工中井壁稳定，井下安全，井身质量较好，真正实现了稳定井壁、减少井径扩大率的良好效果。
（3）抗高温成膜防塌钻井液体系抗盐性强，三开虽然遭遇盐水及碳酸根流体污染，但是钻井液流变性稳定，后期高密度施工中无黏卡事故发生。
（4）全井平均井径扩大率仅为7.02%，三开平均井径扩大率为8.08%，同该区块已完钻井相比，董8井井身质量最好。
（5）侏罗系地层发育超压，采用高密度钻井液体系钻进，施工中必须调整好钻井液的滤失造壁性，使之形成薄而致密的滤饼，同时配合足量的润滑剂，防止在上部砂岩地层发生黏卡事故。
参考文献：
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（修改稿收到日期 2015-06-10）
〔编辑 薛改珍〕
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2015年7 月 20 日，冀东油田南堡 118X23 井取心成功，这口井钻井取心井深 3 500 m，井斜 63.5°，位移 2 100 m，共取心 3 筒次，取心进尺 17.1 m，心长16.82 m，平均收获率高达98.36%，大斜度井钻井取心工作再获突破。
南堡 118X23井是位于冀东油田南堡 118平台的一口评价井，设计最大井斜 63.5°。由于本井井斜大、取心层位深、钻具不易居中、井眼清洁困难，容易造成堵心、收获率低，影响地质资料的采集，给钻井取心工作带来严峻挑战。为满足本次大斜度井取心施工要求，冀东油田工程监督中心积极组织施工单位针对本井特点优选取心工具，选择 SP178-101 水平井取心工具及 QT/SPM178-115 密闭取心工具对这口井进行施工。取心期间，油田现场监督人员从入井工具的检查测试，到树心、取心钻进、割心等施工过程的钻井参数控制，整个过程严密监督，确保岩心收获率。
（供稿 李 强）
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