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摘 要：龙深9井是吉林油田为勘探松辽盆地南部英台断陷五棵树构造Ⅶ号构造含油气情况，而部署的一口预探井。完钻井深4467m。该井嫩江组和姚家组地层岩性以紫红、棕红、灰色泥岩为主，易造浆、易发生井眼缩径；青山口组紫红色泥岩胶结性差易吸水膨胀发生坍塌掉块；泉头组泥岩无层理，不均质，易发生崩塌，砂岩渗透性好易发生漏失；营城组富含CO2气体，易污染钻井液。根据该井地层特点及钻井工程的要求，一开采用膨润土钻井液，二开采用聚合物钻井液，三开采用水基抗高温成膜钻井液，并结合之采取预防井下复杂情况的技术措施，顺利完成该井施工任务。
关键词：龙深9井 水基抗高温成膜钻井液 井壁稳定 高温稳定性 CO2污染
一、地质工程概况
1.地质概况
龙深9井自上而下钻遇地层为泰康组、明水组、四方台组、嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组、登娄库组、营城组。目的层位，登娄库组、营城组二段。完钻层位，营城组二段。钻探目的，扩大该区勘探成果，进一步了解营二段气藏特征；落实营城组二段储量规模。
2.工程概况
一开使用Φ444.5mm钻头钻至井深608m，下入Φ339.7mm套管607m；二开使用Φ311.15mm钻头钻至井深3047m，下入Φ244.5mm套管3032m；三开使用Φ215.9mm钻头钻至井深4467m，下入Φ139.7mm套管4318m。定向造斜深度1225m，最大井斜17.92°，最大水平位移426.94m。
二、钻井液技术难点
1.明水组、四方台组、嫩江组、姚家组以紫红色、棕红色泥岩为主，泥质较软，地层易造浆，易缩径，造成起下钻困难。2.青山口组，紫红色泥岩，胶结性差，易发生井壁坍塌。3.泉头组中部暗紫红色泥岩，无层理，不均质，超过坍塌周期易发生崩塌，下部含砾粗砂岩、杂色砂砾岩易发生渗透性漏失。3.营城组富含CO2，易造成钻井液起泡，性能变差。5.井深、地温梯度高（3.5～3.8度/100m），处理剂易降解；钻井周期长，钻井液易老化，维护处理困难。
三、钻井液技术对策
1.钻井液体系及配方优选
依据本井地质、工程设计，参考邻井资料，针对该井地质条件及钻井施工的复杂性，室内在钻井液体系选择、处理剂优选及配伍性、防塌、防CO2污染和抗高温条件下的钻井液性能维护与处理等方面进行了大量研究试验。
1.1一开井段：选用膨润土钻井液体系
基本配方：淡水+0.2-0.3%纯碱+3-5%钠膨润土+0.05-0.1%HV-CMC+0.2%KPAM
1.2二开井段：选用聚合物防塌封堵钻井液体系
基本配方：淡水+0.1～0.2%纯碱+0.05%NaOH+2%钠膨润土+0.3～0.5%KPAM+1%NH4-HPAN+1%LV-CMC+1%防塌降滤失剂PA-2+1%阳离子乳化沥青粉YK-2+2%低荧光井壁稳定剂HQ-2+1%抗温抗盐降滤失剂CFl或KFT+2%褐煤树脂+2%QS-2
1.3三开井段：选用水基抗高温成膜钻井液体系
基本配方：H2O+0.2%Na2CO3+0.1%NaOH+2～4%钠膨润土+0.2%KPAM+1%CFL+0.5%磺酸盐聚合物降滤失剂PAMS-150+3%SMP-2+2%高温防塌封堵剂GFD-1+2%隔离膜CMJ-2+2%褐煤树脂CLG-220+1.5%超高温储层保护剂HHYB-N
2.井壁稳定措施
1.保持钻井液良好抑制性。二开开钻加入0.3～0.5%KPAM，在钻进过程中及时补充，保持其有效含量，抑制泥岩、泥页岩分散。2.采用合适的钻井液密度，平衡地层侧压力。二开开钻将密度提高到1.20g/cm3，进入青山口组密度提高到1.23g/cm3，泉头组密度提高到1.26g/cm3。3.保持较低的滤失量。在二、三开开钻前按配方加入所需处理剂，降低中压滤失量≤4ml，三开控制HTHP滤失量<13ml，在钻进过程中及时补充降滤失剂，维持滤失量的稳定。4.加强封堵，提高固壁防塌能力。进入青山口、泉头组前加入1%防塌降滤失剂PA-2、1%阳离子乳化沥青粉YK-2、2%低荧光井壁稳定剂HQ-2和2%QS-2，在进入营城组前加入2%高温防塌封堵剂GFD-1和2%隔离膜CMJ-2，提高泥饼质量，日常维护及时补充，加强封堵，起到固壁防塌、保护油气层作用。
3.高温稳定措施
1.在三开钻井液配制时，一次性加入3%SMP-Ⅱ和3%SMC，保持钻井液良好的热稳定性。2.控制好钻井液的固相含量。随着井深的增加，温度的升高，控制低密度固含小于8%，坂含35～40g/l；3.在钻进过程中，定期检测钻井液高温稳定性，及时补充抗温处理剂，保持其有效含量。
4.润滑防卡措施
1.控制合适的钻井液密度，采用近平衡压力钻进，配合良好的微孔隙封堵，尽可能减少压差。2.在加入抗温材料的同时，复配部分防塌封堵材料，提高泥饼质量。3.定向前加入2%白油润滑剂，定向过程中及时补充，钻井液摩擦系数保持在0.1以下，保持钻井液具有良好的润滑性能。
5.CO2污染的预防与处理措施
在钻至泉头组一段、营城组，地层含有CO2气体，含量在0.2～8%，使钻井液气泡增多，粘切增高、流变性变差、失水增大，滤饼变差，威胁井下安全。主要采用以下预防措施：尽可能降低低密度固含和坂含；保持钻井液PH≥10；良好的流变性能，利于气泡排出；使用抗高温较好的处理剂，防止高温降解。处理措施：当钻至含CO2地层时，加入0.2～0.5%的硫酸亚铁进行处理，加入时将硫酸亚铁化成水，控制加入速度，防止加入过快性能变化过大，影响井下安全。
四、应用效果
龙深9井2012年11月2日开钻，2013年3月14日完钻，钻井周期131天，平均机械钻速2.2m/h。本井所实施的钻井液技术方案，其抑制性能、携屑造壁性能、高温稳定性和润滑防卡性能优质稳定，保证了钻井施工安全顺利进行，而且电测、下套管均一次成功。二开井眼平均井径扩大率3.39%，三开井眼平均井径扩大率7.28%，井身质量、固井质量合格，被吉林油田勘探部评为优质工程。
五、认识与结论
1.姚家组以上地层以紫红色软泥岩为主，保持泵排量≥50l/s，低粘切，有利于对井壁冲刷，井壁干净，起下钻顺利。
2.青山口、泉头组组中压失水控制在4ml以下，密度提高到1.23～1.26g/cm3，并提前加入封堵防塌剂，有利于防止地层坍塌。
3.处理CO2污染，硫酸亚铁优于其他处理剂，加入前要做好小型试验。
4.高温防塌封堵剂GFD-1和隔离膜CMJ-2配合使用，可很好降低滤饼渗透率，有利于保护油气层。
5.由于该井地温梯度较高，施工周期长，三开施工过程中应不断补充膨润土，保持合适的优质坂含是确保钻井液性能稳定的关键。
参考文献
[1]徐同台，陈乐亮，罗平亚.深井泥浆[M].东营：石油大学出版社，1994.
[2]刘向君，罗平亚.泥岩地层井壁稳定性研究[J].天然气工业，1997，17（1）.
[3]周辉，郭保雨，江智君；深井抗高温钻井液体系的研究与应用[J]；钻井液与完井液；2005年04期.
关键词：龙深9井 水基抗高温成膜钻井液 井壁稳定 高温稳定性 CO2污染
一、地质工程概况
1.地质概况
龙深9井自上而下钻遇地层为泰康组、明水组、四方台组、嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组、登娄库组、营城组。目的层位，登娄库组、营城组二段。完钻层位，营城组二段。钻探目的，扩大该区勘探成果，进一步了解营二段气藏特征；落实营城组二段储量规模。
2.工程概况
一开使用Φ444.5mm钻头钻至井深608m，下入Φ339.7mm套管607m；二开使用Φ311.15mm钻头钻至井深3047m，下入Φ244.5mm套管3032m；三开使用Φ215.9mm钻头钻至井深4467m，下入Φ139.7mm套管4318m。定向造斜深度1225m，最大井斜17.92°，最大水平位移426.94m。
二、钻井液技术难点
1.明水组、四方台组、嫩江组、姚家组以紫红色、棕红色泥岩为主，泥质较软，地层易造浆，易缩径，造成起下钻困难。2.青山口组，紫红色泥岩，胶结性差，易发生井壁坍塌。3.泉头组中部暗紫红色泥岩，无层理，不均质，超过坍塌周期易发生崩塌，下部含砾粗砂岩、杂色砂砾岩易发生渗透性漏失。3.营城组富含CO2，易造成钻井液起泡，性能变差。5.井深、地温梯度高（3.5～3.8度/100m），处理剂易降解；钻井周期长，钻井液易老化，维护处理困难。
三、钻井液技术对策
1.钻井液体系及配方优选
依据本井地质、工程设计，参考邻井资料，针对该井地质条件及钻井施工的复杂性，室内在钻井液体系选择、处理剂优选及配伍性、防塌、防CO2污染和抗高温条件下的钻井液性能维护与处理等方面进行了大量研究试验。
1.1一开井段：选用膨润土钻井液体系
基本配方：淡水+0.2-0.3%纯碱+3-5%钠膨润土+0.05-0.1%HV-CMC+0.2%KPAM
1.2二开井段：选用聚合物防塌封堵钻井液体系
基本配方：淡水+0.1～0.2%纯碱+0.05%NaOH+2%钠膨润土+0.3～0.5%KPAM+1%NH4-HPAN+1%LV-CMC+1%防塌降滤失剂PA-2+1%阳离子乳化沥青粉YK-2+2%低荧光井壁稳定剂HQ-2+1%抗温抗盐降滤失剂CFl或KFT+2%褐煤树脂+2%QS-2
1.3三开井段：选用水基抗高温成膜钻井液体系
基本配方：H2O+0.2%Na2CO3+0.1%NaOH+2～4%钠膨润土+0.2%KPAM+1%CFL+0.5%磺酸盐聚合物降滤失剂PAMS-150+3%SMP-2+2%高温防塌封堵剂GFD-1+2%隔离膜CMJ-2+2%褐煤树脂CLG-220+1.5%超高温储层保护剂HHYB-N
2.井壁稳定措施
1.保持钻井液良好抑制性。二开开钻加入0.3～0.5%KPAM，在钻进过程中及时补充，保持其有效含量，抑制泥岩、泥页岩分散。2.采用合适的钻井液密度，平衡地层侧压力。二开开钻将密度提高到1.20g/cm3，进入青山口组密度提高到1.23g/cm3，泉头组密度提高到1.26g/cm3。3.保持较低的滤失量。在二、三开开钻前按配方加入所需处理剂，降低中压滤失量≤4ml，三开控制HTHP滤失量<13ml，在钻进过程中及时补充降滤失剂，维持滤失量的稳定。4.加强封堵，提高固壁防塌能力。进入青山口、泉头组前加入1%防塌降滤失剂PA-2、1%阳离子乳化沥青粉YK-2、2%低荧光井壁稳定剂HQ-2和2%QS-2，在进入营城组前加入2%高温防塌封堵剂GFD-1和2%隔离膜CMJ-2，提高泥饼质量，日常维护及时补充，加强封堵，起到固壁防塌、保护油气层作用。
3.高温稳定措施
1.在三开钻井液配制时，一次性加入3%SMP-Ⅱ和3%SMC，保持钻井液良好的热稳定性。2.控制好钻井液的固相含量。随着井深的增加，温度的升高，控制低密度固含小于8%，坂含35～40g/l；3.在钻进过程中，定期检测钻井液高温稳定性，及时补充抗温处理剂，保持其有效含量。
4.润滑防卡措施
1.控制合适的钻井液密度，采用近平衡压力钻进，配合良好的微孔隙封堵，尽可能减少压差。2.在加入抗温材料的同时，复配部分防塌封堵材料，提高泥饼质量。3.定向前加入2%白油润滑剂，定向过程中及时补充，钻井液摩擦系数保持在0.1以下，保持钻井液具有良好的润滑性能。
5.CO2污染的预防与处理措施
在钻至泉头组一段、营城组，地层含有CO2气体，含量在0.2～8%，使钻井液气泡增多，粘切增高、流变性变差、失水增大，滤饼变差，威胁井下安全。主要采用以下预防措施：尽可能降低低密度固含和坂含；保持钻井液PH≥10；良好的流变性能，利于气泡排出；使用抗高温较好的处理剂，防止高温降解。处理措施：当钻至含CO2地层时，加入0.2～0.5%的硫酸亚铁进行处理，加入时将硫酸亚铁化成水，控制加入速度，防止加入过快性能变化过大，影响井下安全。
四、应用效果
龙深9井2012年11月2日开钻，2013年3月14日完钻，钻井周期131天，平均机械钻速2.2m/h。本井所实施的钻井液技术方案，其抑制性能、携屑造壁性能、高温稳定性和润滑防卡性能优质稳定，保证了钻井施工安全顺利进行，而且电测、下套管均一次成功。二开井眼平均井径扩大率3.39%，三开井眼平均井径扩大率7.28%，井身质量、固井质量合格，被吉林油田勘探部评为优质工程。
五、认识与结论
1.姚家组以上地层以紫红色软泥岩为主，保持泵排量≥50l/s，低粘切，有利于对井壁冲刷，井壁干净，起下钻顺利。
2.青山口、泉头组组中压失水控制在4ml以下，密度提高到1.23～1.26g/cm3，并提前加入封堵防塌剂，有利于防止地层坍塌。
3.处理CO2污染，硫酸亚铁优于其他处理剂，加入前要做好小型试验。
4.高温防塌封堵剂GFD-1和隔离膜CMJ-2配合使用，可很好降低滤饼渗透率，有利于保护油气层。
5.由于该井地温梯度较高，施工周期长，三开施工过程中应不断补充膨润土，保持合适的优质坂含是确保钻井液性能稳定的关键。
参考文献
[1]徐同台，陈乐亮，罗平亚.深井泥浆[M].东营：石油大学出版社，1994.
[2]刘向君，罗平亚.泥岩地层井壁稳定性研究[J].天然气工业，1997，17（1）.
[3]周辉，郭保雨，江智君；深井抗高温钻井液体系的研究与应用[J]；钻井液与完井液；2005年04期.