1、KCl/硅酸钠钻井液在泥页岩地层钻进中的应用 1鄢捷年鄢捷年 1 郭健康郭健康 1 程存志程存志 2 董本京董本京 2 范维旺范维旺 3 赵赵 健健 3 张洪静张洪静 3 肖金裕肖金裕 3（ 1.中国石油大学中国石油大学 (北京北京 )； 2. 中国石油天然气勘探开发公司；中国石油天然气勘探开发公司； 3.长城钻井公司）长城钻井公司）摘要 针对苏丹南部油田强水化分散的泥页岩地层，研制出一种新型的 KCl/硅酸钠钻井液体系，该体系克服了传统的硅酸盐钻井液流变性控制困难、滤失量偏高等缺点，其防塌性能明显优于原用 KCl/聚合物钻井液。经苏丹现场应用表明，该体系具有流变性易调、滤失量可控、配制维护简
2、便等特点。同时，使井下复杂情况大大减少，收到很好的稳定井壁效果。主题词：新型主题词：新型 KCl/硅酸钠钻井液硅酸钠钻井液 流变性流变性 模数模数 滤失量滤失量 井壁稳定井壁稳定一、引言在泥页岩地层钻进过程中的井壁稳定问题，一直是钻井液工作者关注的核心问题之一。长期以来，人们在这方面做了大量的工作，先后尝试了多种钻井液体系，其中油基钻井液体系能较好地解决大多数泥页岩井壁失稳问题，但随着人们环保意识的日益增强，再加上油基钻井液的配制成本高，维护处理相对困难等因素，该类钻井液的使用范围逐渐受到限制。近几年，许多钻井液工作者，特别是国外的专家学者们，在水基钻井液方面进行了大量研究后认为，水基钻井液体
3、系中硅酸盐钻井液体系的稳定泥页岩井壁的能力与油基钻井液体系相近，具有强抑制、低成本、环保性能好等特点，被认为是目前最具发展前景的水基钻井液体系之一 16。该体系之所以到目前为止没能大范围应用，其主要原因是在钻进过程中，特别是钻高水化分散的泥页岩地层时，钻井液的流变参数及滤失性能不易控制。为解决这一难题，本课题组结合国内外的室内研究成在泥页岩地层钻进过程中的井壁稳定问题，一直是钻井液工作者关注的核心问题之一。长期以来，人们在这方面做了大量的工作，先后尝试了多种钻井液体系，其中油基钻井液体系能较好地解决大多数泥页岩井壁失稳问题，但随着人们环保意识的日益增强，再加上油基钻井液的配制成本高，维护处理相
4、对困难等因素，该类钻井液的使用范围逐渐受到限制。近几年，许多钻井液工作者，特别是国外的专家学者们，在水基钻井液方面进行了大量研究后认为，水基钻井液体系中硅酸盐钻井液体系的稳定泥页岩井壁的能力与油基钻井液体系相近，具有强抑制、低成本、环保性能好等特点，被认为是目前最具发展前景的水基钻井液体系之一 16。该体系之所以到目前为止没能大范围应用，其主要原因是在钻进过程中，特别是钻高水化分散的泥页岩地层时，钻井液的流变参数及滤失性能不易控制。为解决这一难题，本课题组结合国内外的室内研究成果与现场应用的经验教训，对该体系进行了大量的实验与摸索，最终形成一套能够稳定强水化分散泥页岩地层井壁稳定性的新型 KC
5、l/硅酸盐钻井液体系，并成功用于苏丹钻井现场，达到国际领先水平，取得了良好的应用效果。同时形成了较为规范的现场操作工艺，对今后在国内推广应用该体系具有十分重要的指导意义。二、新型 KCl/硅酸钠钻井液研究1、硅酸钠及其模数1 本文为中国石油天然气集团公司海外科技攻关项目“苏丹六区主体钻井技术”（项目号 2003B618-3）的部分研究内容硅酸钠（Na 2O nSiO2 H2O）是该体系中的主要处理剂，它是由苏打粉（Na 2CO3） 、硅石粉（砂，SiO 2）和水混合后，再通过加热发生反应而生成的一种无机化合物，它最简单的形式是 SiO4单体。可溶性硅酸盐在溶液中不仅仅是以单体的形式存在，它们还
6、以多种内聚体的形式存在，这将取决于化学和物理的环境。硅酸盐的这些结构从简单的单体直至链状，其中包括环状三聚体、大环和复杂的分子。当 pH 值降低时，硅酸盐会继续聚合，使复杂结构所占比例增加，直至硅酸盐变成完全不溶时为止。硅酸钠模数（SiO 2Na 2O）是硅酸钠的最重要的物理性质。它可以通过改变硅石、碱性氧化物和水的比例来控制，进而可得到不同物理性质和化学性质的硅酸钠。硅酸钠模数的不同，决定了其溶解性、活性及粘度的不同。实验表明，硅钠比较高的硅酸盐具有更有效的抑制性。硅钠比的选择实际上是在获得最佳抑制性和最好溶解性之间的一种折中。在新型 KCl/硅酸钠体系中，采用模数为2.63.0 的无机硅酸
7、钠作为主要抑制剂。2、降滤失剂的选择滤失量的控制曾是硅酸盐钻井液在使用中的技术难点之一。这是由于硅酸盐钻井液体系的 pH 值比常规的聚合物钻井液体系的要高，一些常规的降滤失剂在硅酸盐体系中均易失效。本研究所选用的降滤失剂有：PAC、NAT20（改性天然高分子降滤失剂） 、抗盐降滤失剂-、KT-100、OSAM-K、NH 4-HPAN、SMP、CMS、等。根据上述各种处理剂的作用机理与配伍性特点，提出一系列降低硅酸盐钻井液滤失量的处理剂组合。首先配制基浆：2%膨润土 + 0.15%NaOH + 0.15%Na2CO3 + 0.4%PAC-SL + 0.1%K-PAM + 5%KCl + 6%硅酸
8、钠。在此基础上，设计出下列配方：（1）基浆 + 0.2% NH 4-HPAN + 2% SPNH（2）基浆 + 0.2% CMS + 0.2% 抗盐降滤失剂-（3）基浆 + 0.7% CMS + 0.7% 抗盐降滤失剂-（4）基浆 + 1% KT-100 + 2% SMP-2（5）基浆 + 0.2% NH 4-HPAN + 1% OSAM-K。（6）基浆 + 0.3%PAC + 2%NAT-20 经室内测定，上述各种配方的性能见表 1。表 1 使用各种降滤失剂的钻井液性能配方 g/cm3AVmPasPV/YP mPas/Pa GelPaAPI FL/泥饼ml/mm瞬时滤失量mlpH备注1# 1
9、.05 30 26/4 8/8 14.5/1.0 3.5 12.5 浆中有气泡2# 1.11 15 11/4 3/4 14.2/0.8 5.6 12.5 初滤失量大3# 1.07 29 22/7 10/12 12.0/0.8 2.3 12 浆体发虚4# 1.09 25 18/7 9/12 12.5/0.8 4.3 12 浆体起泡5# 1.05 20.5 15/5.5 10/10 13/0.5 1.6 12 浆体起泡可以看出，在现有的处理剂中，PAC 和 NAT-20 是较好的硅酸盐钻井液降滤失剂，而常规降滤失剂如 NH4HPAN、SMP、OSAM-K、KT-100、SPNH、抗盐降滤失剂-等在
10、硅酸盐体系中的降滤失效果欠佳。NH 4HPAN 在高 pH 的硅酸盐钻井液中易发生化学降解，同时释放出氨，不但不降滤失，反而使钻井液的滤失量增加；SMP、OSAM-K、KT-100、SPNH 和抗盐降滤失剂-等在聚磺体系中是很好的降滤失剂，但在硅酸盐体系中基本上无降滤失作用。从上表可见，NAT-20 是在硅酸盐钻井液体系中的降滤失效果较好。3、流变性控制流变性控制被认为是硅酸盐钻井液在使用中的一大技术难题。在本研究中所研制的新型 KCl/硅酸钠钻井液体系中采用一种新方法，实现了对其流变性的有效控制。通过研究发现，体系中 KCl、硅酸钠和膨润土三者的比例与体系的流变参数有很大关系。为了获得最优配
11、比，采用三因素四水平（L 9）的正交实验方法，对所配制钻井液的流变参数及其它性能进行测试。最终确定最理想的配比为：KCl硅酸钠膨润土=（68）（911）（13） 。在此基础上，再通过调整生物聚合物 XC 的加量，便可将流变参数调整到所要求的范围。4、配方的确定基于上述实验结果，在室内设计出以下 4 种可供现场选用的 KCl/硅酸钠钻井液配方：（1）1%膨润土浆 0.1%XC 0.1%NaOH + 0.3%PAC + 7%KCl + 10%硅酸钠。（2）1%膨润土浆 + 0.4%PAC + 0.1%K-PAM + 6%KCl + 9%硅酸钠。（3）2%膨润土浆 + 0.5%PAC + 0.3%X
12、Y-27 + 11%硅酸钠 + 8%KCl + 2.5% NAT-20。（4）1%膨润土浆 + 0.1%NaOH + 0.5%PAC + 1.0% NAT-20 + 10%硅酸钠 + 7%KCl。其综合评价性能见表 2。表 2 各种配方综合性能对比表钻井液体系 g/cm3 AVmPas PV/YPmPas/Pa GelPa API FL/cakeml/mm pH 回收率 %配方 1 1.10 35 23/12 4.0/6.0 5.4/0.5 12.0 99.0配方 2 1.10 20 12/8 3.5/4.0 10/0.5 11.5 91.3配方 3 1.10 57.5 42/15.5 8/9
13、 8.0/0.5 12 95.7配方 4 1.10- 38 25/13.0 5.0/6.5 5.0/0.5 12.0 99.2由表 2 中可以看出，只有配方（1）和配方（4）的滤失量可保持在 5ml 左右，且流变参数合理，性能能够满足现场施工的要求。为进一步考察体系的流变参数和滤失量及其在实钻过程中的变化，对优化出的主要配方在室内进行了加重及岩屑污染实验。采取的方法是向上述配方中分批、分量加入重晶石及模拟岩屑，逐步提高钻井液密度，然后测其常规性能，实验结果见表 3。6# 1.09 42.5 25/17.5 12/14 6.5/0.5 0.0 12.5 流性好，泥 饼韧表 3 硅酸盐钻井液加重后
14、的性能及抗岩屑污染性能配方 密度g/cm3 PVmPas YPPa 静切力 Pa API失水 ml基浆 1.10 21 11.5 3/6 4.8基浆+重晶石（提密度至1.15 g/cm3） 1.15 19 9.5 2.0/3.0 4.0上浆4地层土 1.17 21 9.5 2.5/2.5 4.0上浆+重晶石（提密度至1.20 g/cm3） 1.20 21 10 2.5/3.0 3.8上浆4地层土 1.23 24 11 2.5/3.0 4.0基浆重晶石（提密度至1.25 g/cm3） 1.25 25 12 3/3.5 3.6上浆4地层土 1.27 26 12.5 3/3.5 3.6上浆+重晶石（
15、提密度至1.30 g/cm3） 1.30 26 12 3/4 3.6上浆4地层土 1.32 26 13.5 3/4 4.0注：（基浆：1%膨润土浆 0.1%XC 0.1%NaOH + 0.3%PAC + 7%KCl + 10%硅酸钠） 。由上表可见，所研制的新型 KCl/硅酸钠钻井液配方的流变性能合理，加重后各流变参数的变化幅度较小，滤失量低，抗岩屑污染能力强，可以满足设计要求。三、新型 KCl/硅酸盐钻井液体系的使用要点及维护措施在使用该新型 KCl/硅酸盐钻井液时，应特别关注以下几个方面：（1）由于该新型钻井液的抑制性很强，钻屑对流变性的影响似乎不大。钻井液的粘度几乎完全由所使用聚合物的浓
16、度来获得。（2）实际应用中，新配制的特低固相钻井液会有相对较高的滤失量，随着部分钻屑的进入，钻进一段进尺后其滤失量会降下来。（3）在钻井过程中，定期监测硅酸盐含量。当测得硅酸盐浓度过量或欠量时，应及时监测硅酸盐的消耗率，并调整相应的处理措施。（4）该新型硅基钻井液很强的抑制性使返出的钻屑可保持其完整性。这将导致产生较大的钻屑，因而需要比通常情况下更高的动切力和低剪速率粘度值（LSRV） ，以确保井眼适度清洁。（5）由于硅酸钠与钙、镁离子接触后生成硅酸盐沉淀，因此体系的硬度应该为零。另外，应采取相应措施，保证配浆用水的硬度为零，以减少不必要的硅酸盐的消耗及对体系性能参数的负面影响。（6）该体系典
17、型的 pH 值范围为 11.012.5。钻井液的 pH 值主要由硅酸盐浓度来控制。在钻井过程中，pH 值和碱度降低是由于硅酸盐消耗所致。pH 值和碱度值可通过加入硅酸钠或预先配制的混合液来维持。在正常情况下，不需要加入 NaOH 来保持 pH 值。（7）在工业上，硅酸盐可用作金属的腐蚀抑制剂。在该类钻井液中，不需要再另外考虑防腐蚀的问题。任何一种硅酸盐会与含铁的材料发生反应，形成硅酸盐保护层，以防止进一步的反应发生。（8）要定期测量体系中的膨润土含量，若该值超过 30g/L 时，应通过加强固控、稀释等措施降低膨润土含量，确保体系良好的流变参数。四、现场应用该新型 KCl/硅酸盐钻井液体系研制成
18、功后，首先在苏丹南部钻井现场进行了应用。苏丹南部油田近年的钻井实践表明 7，该地区部分层段存在较为严重的井壁失稳问题。最突出的表现是 Aradebra 层、Adar 层和 Abu Gabra 层中的泥页岩地层缩径、塌坍掉块。经常出现起下钻遇阻，下钻不到底，以及井径扩大率大等井下复杂情况。经对 Abu Gabra 层段具有代表性的岩样进行 X 射线衍射分析后，认识到该层位泥页岩中含石英 12.5%，钾长石0.9%，斜长石 1.2%，方解石 2.0%，非晶态 20%，粘土古物总量 63.4%。其中粘土矿物组成为：伊/蒙混层 53%，伊利石 10%，高岭石 27%，绿泥石 10%，混层比高达 45%
19、。上述数据表明，这是一类水敏性极强的泥页岩，属于典型的易膨胀、强分散的地层 8。根据现场的实际情况，苏丹南部油田现场用配方（1）进行了多口井的试验。下面以其中的 East Angara-1 井为例，对所研制的新型 KCl/硅酸钠钻井液的应用情况进行讨论。East Angara-1 井位于苏丹 7 区的东部，设计井深 3000m，实钻井深为 3288m，是目前在苏丹用该体系所钻井中最深的井。该井为三开井，井身结构见图 1。图 1 East Angara-1 井身结构示意图该井在一、二开井段（35 1500 m）均使用 KCl-聚合物钻井液体系，三开井段(15003288m)使用新型 KCl/硅酸
20、盐钻井液体系，下面重点对三开的试验情况及效果进行讨论。三开井段的地层岩性以泥页岩为主，部分层位间夹少量砂岩。根据邻井 TARKA-1 井的资料推断，泥岩所占比例远远大于砂岩所占比例，所以在该井段选用新型的 KCl/硅酸盐钻井液体系是适宜的。下面就本口井硅酸盐钻井液体系的配制经过、维护处理方法、使用过程中的参数控制、使用效果、材料成本等进行总结与分析。1、现场配制步骤首先，根据设计与现场具体情况，在室内经过实验，确定出硅酸盐体系配方： 0.1%NaOH + 1%膨润土+ 0.01%KPAM + 0.5-0.8%PAC-RL + 0.5%XY-27 + 0.3%PAC-LV + 0.1%XC +
21、7%KCL + Barite + 2%QS-2 + 10%（v/v）Silicate。应注意的是硅酸钠需等到钻完水泥塞加 SAPP 除钙后方可加入。具体配制过程如下：(1)固完井后，放掉全部 KCL-聚合物泥浆，并切底清淘循环罐和尖锥罐，然后在 1-3# 罐装满水 150m3。这一步的目的是确保准确的膨润土含量和尽可能少的污染物的存在。(2)在 3# 罐 2 号仓按顺序加入烧碱和膨润土，先配制好膨润土浆，并预水化。(3)然后在 3#罐 1 号仓通过加重泵按顺序少量均匀加入下列处理剂： KPAM 、PAC-RL、PAC-LV、XY-27、KCl、XC；在加入 KPAM、XC、及 PAC-RL 时
22、需慢慢加入，以防止聚合物结块，形成“鱼眼” ，同时用泥浆泵进行 1-3#罐大循环，使其充分溶解均匀。(4)然后将预水化的膨润土浆与充分均匀的胶液进行混合并进行大循环，均匀后加入QS-2 和重晶石。加完后一直循环，等待钻水泥塞。(5)下钻完后将套管内泥浆全部替出放掉，水泥塞钻完后在开始钻胶塞时，加入 SAPP 并除钙后，在循环罐上加入硅酸钠。硅基泥浆配制完毕。配制完毕后钻井液性能： :1.27g/cm3、 FV :47s、 PV:21mPa.s、 YP:22Pa、静切力:3/3Pa、 FL/K 4ml0.3mm、pH:12。2、现场维护工艺要点（1）流变性调节钻井液流变参数难以控制的问题曾是硅酸
23、盐钻井液体系在现场应用受阻的主要原因之一。在本口井的具体维护过程中，除保持合理的 KCl、硅酸钠和膨润土的配比外，还通过加入 0.1%XC 来调节体系的流变参数。为防止 XC 失效，配制胶液时需保持较高的 pH 值，往往采取与烧碱一起加入的方式。当井深超过 2700m 后，为防止 XC 的降解，应加入适量杀菌剂以确保体系具有良好的流变性。由于该体系的强抑制性，所钻出的岩屑基本不会分散，返至地面后很容易被固控设备排除，所以钻井液中的钻屑不会对流变性造成影响。实际钻井过程中的各流变参数控制如图 2-4 所示。1014182226301550 2050 2550 3050井 深 ， m塑性粘度,mP
24、a.s图 2 塑性粘度随井深变化曲线1014182226301550 2050 2550 3050井 深 ， m动切力,Pa图 3 动切力随井深变化曲线0121550 2050 2550 3050井 深 ， m动塑比图 4 动塑比随井深变化曲线从上述各图可以看出，在整个施工过程中的流变参数合理，可满足生产要求，所有参数都处于设计范围之内。（2）固相控制该体系的强抑制性使钻屑处于不分散状态，从而为固相控制的实施提供了好的条件。现场试验表明，用大于 125 目的振动筛筛网可除去绝大多数的无用固相。硅酸盐体系的初切和终切值均较小，且相差甚微，这种特性有利于钻屑的清除。根据上述实际情况，在钻进过程中，
25、将两个振动筛筛网均换成 125 目以上，同时保证除砂器和除泥器的使用率不低于 90%。试验中钻井液密度可保持稳定，并严格控制在设计范围之内。在未排放钻井液的情况下，整个三开井段的含砂量一直维持在 0.1%，膨润土含量一直低于 18.5g/l，表明固相控制取得良好的效果。图 57 分别是钻井液密度、含砂量和膨含随井深变化曲线。1.201.321.441550 1750 1950 2150 2350 2550 2750 2950 3150井 深 ， m密度，g/cm3图 5 钻井液密度随井深变化曲线00.050.10.150.20.251550 1750 1950 2150 2350 2550 2
26、750 2950 3150井 深 , m含砂量，%图 6 钻井液含砂量随井深变化曲线5.0010.0015.0020.001550 1750 1950 2150 2350 2550 2750 2950 3150井 深 ， m膨润土含量，g/l图 7 钻井液中的膨润土含量随井深变化曲线（3）滤失量控制首先，在配制硅酸盐体系时，严格控制好膨润土、KCl 及硅酸钠的配比关系，在此基础上再适当调节 PAC 的种类及加量，保证体系在一定粘度的情况下，将滤失量控制在设计范围之内。图 8 为整个三开井段的滤失量变化情况。33.544.51550 2050 2550 3050井 深 ， M滤失量，ml图 8
27、钻井液滤失量随井深变化曲线从图 8 可见，该钻井液在刚投入使用时的滤失量为 4ml，随后只有一个点滤失量为4.1ml，其余均小于 4ml。如此小的滤失量在以前的应用中很少能够达到。（4）硅酸钠含量控制硅酸盐钻井液的特性与体系中硅酸钠处理剂的含量直接相关。当硅酸盐含量降低时，会显著地减弱体系的抑制性，同时影响体系的流变性、滤失量等其它性能，最主要的表现就是粘度有上升趋势，同时引起 pH 值降低。因此，对硅酸钠含量进行实时监测十分重要。正常钻进时，应维持体系中硅酸钠的含量为 10%左右，每天应采用化学滴定法检测体系中硅酸盐的含量至少两次，以便为钻井液的维护处理提供依据。图 9 是该井三开井段硅酸盐
28、含量随井深的变化情况。891011121550 1750 1950 2150 2350 2550 2750 2950 3150井 深 ， m硅酸盐含量，v/v%图 9 钻井液中硅酸盐含量随井深变化曲线从图中可见，当井深为 3042m 和 3071m 时，硅酸盐含量偏低，这是因为该井钻至3000m 时，由于等料等原因所造成。当新料到达井场时，立即补充硅酸钠含量，直到完钻。由于下部地层进尺较慢，硅酸盐的消耗量也较小，短时的硅酸盐含量的减少并没有对井壁稳定性方面造成大的影响。（5）KCl 含量控制适当的 KCl 含量不仅可协同硅酸钠一起保证体系有适当的抑制性，同时还可以保持钻井液体系处于一定的活度范
29、围，减少浸入地层的滤液的量。正常钻进过程中，对钻井液滤液进行定期定点监测，每班至少测量氯根含量两次。根据其含量情况，或直接向体系中加入 KCl，或在胶液中加入 KCl，保证其含量处于设计范围之内。根据设计要求，在该体系中KCl 的含量范围控制在 2530ppb。图 10 是三开井段 KCl 含量的变化情况。2025301550 1750 1950 2150 2350 2550 2750 2950 3150井 深 mKCl含量ppb图 10 KCl 含量随井深变化曲线（6）漏斗粘度的控制漏斗粘度和密度是钻井液的两个基本性能，这两者的数值是否稳定在一定程度上反映了钻井液体系的整体性能是否稳定。所以
30、在实际使用维护过程中，力求密度和漏斗粘度处于一个相对稳定的数值。根据本地区的特点，密度的变化范围为 10.6ppg11.1ppg，而粘度的变化范围可以在 45s55s。本井主要使用 XC、PAC-RL 及 PAC-LV 来对漏斗粘度值进行控制。若粘度偏低，可向体系干加 XC、PAC-RL，或在胶液中加大其加量。相反，若钻井液粘度有升高趋势，则少加或不加 XC、PAC-RL,而改加 PAC-LV 来维持体系的性能。图 11 是漏斗粘度随井深变化曲线。4550551550 1750 1950 2150 2350 2550 2750 2950 3150井 深 m漏斗粘度s图 11 漏斗粘度随井深变化
31、曲线从图中可以看出，在密度稳定的井段其漏斗粘度也是稳定的，进而保证了整个钻井液体系的性能稳定。（7）pH 值的维护与控制由于硅酸钠是一种强碱弱酸盐，所以硅酸盐钻井液呈碱性，一般情况下，其 pH 值在1112.5 范围内，故不需要用 NaOH 来控制 pH 值。但由于苏丹现场配浆用水显弱酸性，故每次配制胶液时，需用适量 NaOH 先将配浆水的 pH 值提高。图 12 是硅酸盐钻井液的 pH 值随井深的变化情况。1112131550 1750 1950 2150 2350 2550 2750 2950 3150井 深 ， mpH值图 12 pH 值随井深变化曲线3、钻井液总体性能East Anga
32、ra-1 井使用新型 KCl/硅酸盐钻井液的性能参数见表 4。可以看出，该钻井液具有良好的流变和降滤失性能，而且性能十分稳定、容易调整，可有效防止井下复杂情况的出现。表 4 East Angara-1 井 KCl/硅酸盐钻井液下部井段的性能井深m密度g/cm3FVsPVmPasYPPaGelPaAPI FL /泥饼厚度mL/mmpH固含%膨含g/L3173 1.3254 2210.52.4/3.4 3.6/0.311.58.117.13206 1.3355 2411.02.9/3.8 3.2/0.311.5817.13223 1.3355.52311.01.9/2.9 3.2/0.311.58
33、17.13253 1.3354 2211.02.9/3.8 3.8/0.311.5817.93283 1.3354 2111.02.9/4.3 3.4/0.311.58.117.13288 1.3355 2411.52.4/3.4 3.4/0.311.58.117.94、应用效果分析在现场评价一种钻井液的性能是否良好，其直观标准一是看起下钻情况，二是看井径是否规则。（1）起下钻情况在三开钻进过程中，共起下钻 15 次，其中有一次发生轻微的（58 吨）超拉现象，其余均没有明显的超拉现象，15 次下钻均顺利到底，且循环时没有发现任何掉块，井底也没有大量的沉砂，表明三开井段的井眼是稳定的。（2）井径
34、曲线由于该体系具有超强的抑制性，与原用 KCl/聚合物钻井液相比较，地层稳定性明显提高，使钻出的井眼表面相对平滑，没有明显的锯齿状井眼，平均井径扩大率仅为 3.9%。图13 是该井的三开井段的井径曲线。由该曲线可以看出，用新型 KCl/硅酸钠钻井液钻出的井眼十分规则，见到理想效果。East Angara-1 81/2“ well diameter08.5171500 1700 1900 2100 2300 2500 2700 2900 3100 3300图 13 East Angara-1 井三开井段井径曲线为了说明对比效果，下面列出其它两口井的井径曲线图（见图 14 和 15） 。Molee
35、ta-1 9 7/8 Hole Diameter Curve8.1259.87511.62513.37515.12516.875695 770 845 920 995 1070 1145 1220 1295 1370 1445 1520 1595 1670 1745 1820 1895 1970 2045 21201图 14 Moleeta-1 井井径曲线图FN-12 Hole Diameter Curve(216mm 1771-2500m)0.0008.50017.0001770 1820 1870 1920 1970 2020 2070 2120 2170 2220 2270 2320 2
36、370 2420 2470Depth(m)Hole Diameter(Inch)图 15 Moleeta-1 井井径曲线图（3）返出岩屑情况从该井三开井段所返出岩屑的情况可反映钻井液的抑制性能，为此拍摄了以下两张照片。图 16 三开井段从振动筛返出的岩屑图 16 为 East Angara-1 井在三开井段使用新型 KCl/硅酸盐钻井液后所返出岩屑的现状。岩屑有较强硬度、成形性好，消除了过去起泥球和糊振动筛的现象，从而表明该钻井液具有很强的抑制性。图 17 岩屑遇淡水后发生水化分散的情况图 17 为在图 16 所示的岩样上洒上少量淡水，并过半分钟后的情况。可明显看出，这些岩屑与淡水接触后即迅速
37、分散。由此表明，硅酸盐钻井液具有强抑制性。五、结论1、新型 KCl/硅酸钠钻井液是一种新型硅酸盐钻井液体系。它具有抑制性强、性能稳定、现场配制简便，容易维护等特点。2、该钻井液体系可以满足强水化分散泥页岩地层钻井的需要，使井壁稳定性大大提高，其稳定井壁的能力明显优于 KCl/聚合物钻井液。3、该体系在现场的成功应用，表明采用合理的处理剂配比及现场维护方法，硅酸盐体系完全可以克服过去遇到的多种技术难题，得到推广应用。参考文献1 Van Oort, E，Ripley, D and Ward, I，et al. Silicate-Based Drilling Fluids: Competent, C
38、ost-effective and Benign Solutions to Wellbore Stability Problems. SPE 35059 19962 Jayne Duncan，Michael McDonald. Exceeding Drilling Performance and Environmental Requirements with Potassium Silicate Based Drilling Fluid. SPE 86700 20043 Bailey，L，Craster, B and Sawdon, C， et al. New Insight into the
39、 Mechanisms of Shale Inhibition Using Water Based Silicate Drilling Fluids. SPE 39401 19984 I. Ward, J.W. Chapman, and R. Williamson. Silicate Based Muds: Chemical Optimization Based on Field Experience. SPE 37266, 1997.5 M. Nakajima，N.V. Bot. Silicate/Enhanced Low Shear Rate Viscosity (LSRV) drilli
40、ng Fluid System and New Drilling Approach in Rang Dong Field. SPE 78148, 20026 Michael R. Stewart，Bill Kosich and Brent K. Warren， et al. Use of Silicate Mud to Control Borehole Stability and Overpressured Gas Formations in Northeastern British Columbia. SPE 59751，20007 Mud Recap of Moga-8, Moga-25, FN-29, FN-21, East Angara-1. GWDC8 赵杏媛，张有瑜. 粘土矿物与粘土矿物分析. 海洋出版社，1990，5
