長慶油田華H50-7井超長水平段鉆井液技術(shù)

胡祖彪， 張建卿， 王清臣， 吳付頻， 韓成福， 柳偉榮

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710016）

鄂爾多斯盆地長7段的頁巖油主要分布在長71和長72亞段，滲透率一般小于0.3 mD，為低孔—特低孔、特低滲—超低滲儲層，儲層品位低、物性差、開采難度大，采用常規(guī)開發(fā)技術(shù)無法獲得工業(yè)油流，采用超長水平段水平井才能獲得較好的開發(fā)效果。2019年，長慶油田在鄂爾多斯盆地的隴東地區(qū)鉆成了78口水平段長度超1 500.00 m的水平井。隴東地區(qū)水平井鉆進過程中存在滑動鉆進托壓嚴重、易發(fā)生井眼失穩(wěn)、水平段地層造漿嚴重、水平段堵漏難度大、施工后期摩阻扭矩大和鉆進加壓困難等技術(shù)難點[1–2]。為驗證超長水平段水平井的開發(fā)效果，探索動用水源保護區(qū)和林區(qū)地下頁巖油的方法，長慶油田部署了超長水平段水平井華H50-7井，設(shè)計水平段長4 000.00 m。目前，國內(nèi)在鉆水平段長度超過3 000.00 m的水平井時，為降低摩阻扭矩和保證井壁穩(wěn)定，一般都使用油基鉆井液[3–5]，但存在成本高、污染嚴重和鉆屑不易處理等問題[6–9]。因此，華H50-7井應用了水基鉆井液鉆進水平段，并采取超長水平段降摩減阻、水平段斷層防漏堵漏、水平段泥巖穩(wěn)定和窄密度窗口控制當量循環(huán)密度等配套技術(shù)措施，最終順利完鉆。該井實際完鉆井深6 266.00 m，水平段長4 088.00 m，位垂比2.21，鉆井周期77.25 d，創(chuàng)造了亞洲陸上最長水平段紀錄。該井的順利完鉆，為更長水平段水平井高效鉆進和同類頁巖油的高效開發(fā)積累了經(jīng)驗。

1 華H50-7井概況

華H50-7井位于甘肅省華池縣城壕鄉(xiāng)境內(nèi)，是一口三開井身結(jié)構(gòu)的頁巖油開發(fā)水平井。該井主要用來考察單井的產(chǎn)量提高幅度及投入產(chǎn)出比，目的層位為長71和長72亞段，設(shè)計完鉆井深6 216.00 m，設(shè)計水平段長4 000.00 m，設(shè)計方位角165°，靶前距399.00 m，偏移距156.00 m，造斜點井深450.00 m。該井實際入窗點井深2 178.00 m，中靶垂深1 976.00 m，實際完鉆井深6 266.00 m，水平段長4 088.00 m。華H50-7井的實際井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖 1 華H50-7井實鉆井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Actual casing program of Well Hua H50-7

華H50-7井鉆遇地層從上至下為第四系，白堊系環(huán)河組、華池組、洛河組，侏羅系安定組、直羅組、延安組和三疊系延長組。第四系為膠結(jié)疏松黃土層，膠結(jié)差，可鉆性好，易漏、易坍塌。侏羅系安定組、直羅組和延安組為砂巖地層，埋藏淺，欠壓實，易發(fā)生滲漏。三疊系延長組長7段為深灰色、灰黑色泥巖、頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層，易發(fā)生油氣侵和垮塌。

2 鉆井液技術(shù)難點

華H50-7井為三開井身結(jié)構(gòu)水平井，一開和二開均使用成熟的鉆井液體系鉆進，技術(shù)難點較少，三開水平段主要鉆井液技術(shù)難點為：1）水平段長，鉆屑清除困難；2）水平段鉆遇斷層夾持地塹，易發(fā)生失返性漏失，堵漏及堵漏過程中鉆具防卡難度大；3）長水平段降摩減阻困難，對水基鉆井液的潤滑性能要求高。

2.1 水平段井眼清潔難度大

由于華H50-7井水平段超長，靶點多，井眼軌跡不平滑，鉆具與井壁間的間隙不穩(wěn)定，鉆井液遲到時間長，鉆屑上返過程中與井壁、鉆具碰撞的概率更大，影響鉆屑行進軌跡和上返速度，更容易沉降；單根鉆進開泵期間鉆屑不能及時返至地面，測斜和接鉆具期間鉆屑易沉降[10–14]。

2.2 水平段降摩減阻困難

水平段長度大，鉆具與井壁接觸面多，且長水平段攜巖困難，易形成巖屑床，造成摩阻增大[15–19]。與油基鉆井液相比，水基鉆井液潤滑性差。對于性能相當?shù)挠突@井液和水基鉆井液，在相同條件下水基鉆井液的潤滑系數(shù)比油基鉆井液大65%左右。堵漏時需要加入大量惰性固相，固相含量增加約40%，進一步增大了摩阻。該井采用水基鉆井液鉆進，降摩減阻的難度非常大。

2.3 鉆遇斷層夾持地塹，易發(fā)生井漏和卡鉆等井下故障

華H50-7井2 716.00～3 215.00 m井段鉆遇斷層夾持地塹，存在多處裂縫和破碎帶，易發(fā)生惡性漏失和破碎帶掉塊卡鉆等井下故障。長水平段堵漏風險大：1）堵漏時，水平井眼中近3 000 m長的鉆具會長時間靜止貼近下井壁，發(fā)生壓差卡鉆的風險高；2）漏失和堵漏期間鉆井液性能波動大，井筒中的液面長時間約處于井深480.00 m處，從套管鞋到失返漏失點3 000.00 m長的水平段處于泥巖層中，防塌難度大；3）地層“自呼吸”現(xiàn)象嚴重，堵漏效果差；4）鉆至接近完鉆井深時易發(fā)生漏失，已鉆成的處于泥巖層的3 000.00 m長的水平段因處理漏失浸泡時間增長，泥巖段井壁保持穩(wěn)定的難度大。

3 水基鉆井液配方優(yōu)化及性能評價

針對以上鉆井液技術(shù)難點，考慮油基鉆井液存在塑性黏度與當量循環(huán)密度高、切力偏低、攜巖能力差、鉆屑與鉆井液后期處理難度大和成本高等問題，華H50-7井設(shè)計采用水基鉆井液鉆進。這就要求水基鉆井液應具有更強的抑制性和潤滑性、更好的攜巖能力和更低的塑性黏度，以滿足保障井壁穩(wěn)定、清潔井眼、降摩減阻和防漏的需求[20–22]。

3.1 關(guān)鍵處理劑優(yōu)選

3.1.1 抑制劑

鉆井液抑制性是保證鉆進成功的重要因素，不僅關(guān)系到能否抑制鉆屑水化和降低固相含量，還關(guān)系到能否抑制井壁泥巖水化、防止井壁坍塌等問題。因此，對CQFY-3（自行研制）、NaCl、KCl、HCOONa、HCOOK和CaCl2等6種抑制劑的抑制性進行了試驗評價，以優(yōu)選抑制劑。

將CQFY-3和NaCl、KCl、HCOONa、HCOOK和CaCl2等6種抑制劑配制成不同質(zhì)量分數(shù)的溶液，使用HD-3A型水分活度測定儀測量其水活度，結(jié)果見表1。

表 1 不同質(zhì)量分數(shù)抑制劑溶液的水活度Table 1 Water activity of different inhibitor solutions

從表1可以看出，與鄰井巖屑的水活度（測試結(jié)果為0.43～0.72）相比，CQFY-3的水活度和地層巖屑的水活度匹配度更好。

將鄰井巖屑加入到質(zhì)量分數(shù)為30%的CQFY-3、NaCl、KCl、HCOONa和HCOOK溶液中，測試巖屑的滾動回收率和加入巖屑后抑制劑溶液的表觀黏度，計算表觀黏度的上升率，結(jié)果見表2。

表 2 巖屑在不同抑制劑溶液中的回收率Table 2 Recovery rate of cuttings in different inhibitor solutions

由表2可知，巖屑在質(zhì)量分數(shù)為30%的CQFY-3溶液中的滾動回收率最高，且質(zhì)量分數(shù)為30%的CQFY-3溶液在加入巖屑后表觀黏度上升幅度最小，表明其抑制巖屑水化分散的能力最佳。

由以上性能評價結(jié)果可知，CQFY-3的水活度與地層的水活度匹配且抑制性最好，因此選用CQFY-3作為抑制劑。

3.1.2 增黏劑

為了提高鉆屑清除效率和井眼凈化能力，鉆井液需具有較高的動塑比、低剪切速率黏度和低剪切速率切力LSYP（六速旋轉(zhuǎn)黏度計3 r/min下的讀數(shù)乘以2減去6 r/min下的讀數(shù)），并且為了降低循環(huán)壓耗，還需要盡可能降低塑性黏度，因此，基漿在加入增黏劑后要具有塑性黏度低、切力高的特性。對基漿（配方為20.0%CQFY-3+1.5% PAC-LV+0.5%BLA-MV+2.0%LG-130+1.0%膨潤土）加入復合增黏劑CQZN（自行研制）、XCD、PAC-HV和CMCHV后的流變性進行了試驗評價，結(jié)果見表3。

表 3 加入不同增黏劑前后基漿的流變性能Table 3 Rheological properties of base slurry before and after adding different tackifiers

從表3可以看出，基漿中加入復合增黏劑CQZN后的塑性黏度最低，低剪切速率切力最高，符合要求，因此選用復合增黏劑CQZN。

測試基漿中加入不同量復合增黏劑CQZN后的流變性，優(yōu)選CQZN的最優(yōu)加量，結(jié)果見表4。

表 4 加入不同量復合增黏劑CQZN后基漿的流變性Table 4 Rheological properties of base slurry after adding different dosages of CQZN compound tackifier

從表4可以看出，隨著復合增黏劑CQZN加量的增大，基漿的動塑比和低剪切速率切力升高，但當其加量增加到0.3%時，升高幅度變小，因此復合增黏劑CQZN的加量控制在0.3%左右。

3.1.3 潤滑劑

長水平段水平井在鉆井過程中的摩阻較大，為降低摩阻，要求所使用的鉆井液具有良好的潤滑性能，這就需要選擇性能優(yōu)異的潤滑劑。使用極限壓力潤滑儀和六速旋轉(zhuǎn)黏度計，測試基漿（配方為0.3%CQZN+20.0%CQFY-3+2.0%PAC-LV+1.0%BLA-MV+4.0%LG-130+2.0%膨潤土）中加入潤滑劑A、B、C和D前后的潤滑系數(shù)和表觀黏度，并計算出基漿加入不同潤滑劑后潤滑系數(shù)的降低率，結(jié)果見表5。

表 5 加入不同潤滑劑前后基漿的潤滑系數(shù)降低率和表觀黏度Table 5 Lubricating coefficient reduction rate and apparent viscosity of base slurry before and after adding different lubricants

從表5可以看出，基漿中加入潤滑劑A和C后的潤滑系數(shù)降低率較大，且黏度效應低。因此，初選潤滑劑A和C，并將其進行復配，測試基漿加入按不同配比復配潤滑劑后的潤滑系數(shù)降低率和表觀黏度，結(jié)果見表6。

表 6 加入復配潤滑劑后基漿的潤滑系數(shù)降低率和表觀黏度Table 6 Lubricating coefficient reduction rate and apparent viscosity of base slurry before and after adding compound lubricants

從表6可以看出，基漿中加入4%潤滑劑A和2%潤滑劑后其潤滑系數(shù)降低率最大，黏度效應也不高。因此，潤滑劑選用4%潤滑劑A和2%潤滑劑C進行復配。

3.2 鉆井液配方的確定及性能評價

3.2.1 鉆井液配方的確定

通過優(yōu)選關(guān)鍵處理劑并進行正交試驗，確定了水基鉆井液的基本配方：0.3%CQZN+1.5%～2.0%PAC-LV+0.5%～1.0%BLA-MV+2.0%～4.0%LG-130+20.0%～30.0%CQFY-3+4.0%潤滑劑A+2.0%潤滑劑C，其主要性能為：漏斗黏度50～60 s，密度1.25～1.35 kg/L，API濾失量2～3 mL，高溫高壓濾失量6～10 mL，塑性黏度12～25 mPa·s，動切力7～14 Pa，動塑比0.5～0.7，六速旋轉(zhuǎn)黏度計3和6 r/min下的讀數(shù)分別為4～8和5～9，低剪切速率切力（LSYP）3～7，水活度0.5～0.7。

試驗結(jié)果表明，優(yōu)選的水基鉆井液在不添加固相的情況下可將密度提高至1.45 kg/L，能滿足鉆遇高壓層時加重壓井的要求。

3.2.2 性能評價

測試優(yōu)選水基鉆井液的流變性能，并與隴東地區(qū)頁巖油水平井現(xiàn)用鉆井液（配方為0.1%～0.2%CMC-HV+1.0%～2.0%淀粉+2.0%～3.0%瀝青+3.0%～5.0%ZDS+10.0%CQFY-1+潤滑劑+重晶石粉）進行對比，結(jié)果見表7。

表 7 不同水基鉆井液的流變性Table 7 Rheological properties of different water-based drilling fluids

從表7可以看出，現(xiàn)用水基鉆井液塑性黏度偏高，不利于防漏，動切力、動塑比和低剪切速率切力（LSYP）都較低，不利于攜砂和井眼清潔，在一定程度上能夠滿足水平段長度小于2 000.00 m水平井的施工要求，但不能滿足超長水平段水平井的施工要求，優(yōu)選水基鉆井液在防漏（塑性黏度低）和井眼清潔（動切力、動塑比和LSYP高）等方面的表現(xiàn)均優(yōu)于現(xiàn)用水基鉆井液。

相較其他普通水平井，該井對鉆井液抑制性要求更高，包括以下2方面：1）防塌。水平段長度超過4 000.00 m，施工周期長；斷層發(fā)生漏失會導致鉆井液性能波動大；發(fā)生失返性漏失時，會出現(xiàn)井筒內(nèi)鉆井液液面不在井口的現(xiàn)象，需要通過強化抑制性，以保持泥巖層水平段井壁的穩(wěn)定。2）降低有害固相。鉆井液只有具有優(yōu)異的抑制性才能抑制泥頁巖和鉆屑水化分散，降低有害固相含量，從而降低摩阻。測試巖屑在優(yōu)選水基鉆井液和現(xiàn)用水基鉆井液中的回收率、2種鉆井液加入巖屑后的表觀黏度及2種鉆井液濾液的水活度，并計算2種鉆井液加入巖屑后的表觀黏度上升率，結(jié)果見表8。

表 8 不同水基鉆井液抑制性評價結(jié)果Table 8 Appraisal results of inhibition of different water-based drilling fluids

從表8可以看出，與現(xiàn)用水基鉆井液相比，巖屑在優(yōu)選水基鉆井液中的滾動回收率更高，巖屑對其表觀黏度影響小，優(yōu)選水基鉆井液濾液的水活度也和地層巖屑的水活度（0.43～0.72）更加匹配，更能滿足該井防塌和抑制巖屑水化的要求。

根據(jù)隴東地區(qū)水平井鉆井實踐，考慮該井水平段超長和完鉆井深較深，鉆井周期可能較長，因此要求鉆井液具有較強的抗污染能力。在優(yōu)選水基鉆井液和現(xiàn)用水基鉆井液中分別加入5.0%黏土和5.0%鉆屑，熱滾48 h后測其表觀黏度、塑性黏度和API濾失量，結(jié)果見表9。從表9可以看出，與現(xiàn)用水基鉆井液相比，優(yōu)選水基鉆井液加入5.0%黏土和5.0%鉆屑后，表觀黏度和塑性黏度上升率低，濾失量波動小，表明其能滿足4 000.00 m長水平段水平井的鉆井要求。

由以上性能評價結(jié)果可知，與現(xiàn)用水基鉆井液相比，優(yōu)選水基鉆井液在流變性、抑制性和抗污染等方面均表現(xiàn)出優(yōu)異的性能，表明其能滿足華H50-7井鉆井對鉆井液性能的需求。

表 9 優(yōu)選和現(xiàn)用水基鉆井液抗污染性能評價結(jié)果Table 9 Appraisal results of anti-pollution performance of different water-based drilling fluids

4 防漏堵漏技術(shù)措施

隴東地區(qū)部分區(qū)域頁巖油儲層存在斷層，如鉆遇斷層會發(fā)生漏速10～30 m3/h的惡性漏失，甚至出現(xiàn)失返性漏失，由于漏層位于水平段，大多數(shù)發(fā)生惡性漏失的井無法成功堵漏，只能提前完鉆。根據(jù)前期地震資料顯示，華H50-7井水平段鉆至距跟端3 000.00 m左右時可能會鉆遇斷層而發(fā)生漏失，為滿足低固相、低摩阻的要求，降低堵漏期間發(fā)生卡鉆的風險，只能選擇柔性堵漏材料。

發(fā)生漏速小于10 m3/h的漏失時，采用隨鉆堵漏或者橋塞堵漏；發(fā)生漏速10～20 m3/h的漏失時，采用橋塞堵漏和超分子凝膠堵漏液堵漏；發(fā)生漏速大于20 m3/h的漏失時，采用橋塞堵漏、超分子凝膠堵漏液和纖維可固化復合堵漏液的方法，進行復合堵漏。

4.1 超分子凝膠性能評價

超分子凝膠是一種以帶大量羥基的水溶性聚合物為主鏈，通過自由基接枝聚合反應將超分子特殊官能團接枝到聚合物側(cè)鏈上、合成具有有序超分子結(jié)構(gòu)，并在一定溫度下形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的水溶性聚合物。它能夠快速形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，在漏失層將周圍介質(zhì)膠結(jié)成牢固整體，用其配制的堵漏液能在控制的時間內(nèi)在漏失層形成黏度、切力、彈性和靜結(jié)構(gòu)足夠大的凝膠段塞，由于其具有極強的黏附能力，流動阻力非常高，可以抵抗外來力（漏失壓差）的破壞，封堵漏層，解決了以前堵漏劑在漏層中停不住、易被水混合沖稀、難以滯留堆集在漏層入口附近和難以封堵漏失通道等問題。

評價高分子聚合物類堵漏劑的主要指標是黏附能力和抗拉伸能力，黏附能力就是堵漏劑在漏層滯留的能力，抗拉伸能力就是形成的凝膠段塞具有的抗破壞能力，只有黏附能力和抗拉伸能力強的堵漏劑，才能獲得更好的堵漏效果。

圖2所示為超分子凝膠黏附能力和抗拉伸能力的測試結(jié)果。從圖2可以看出，隨著超分子凝膠加量增大，其黏附強度由1.4 MPa增至4.7 MPa，而聚丙烯酰胺凝膠A523的黏附強度只有0.8 MPa。此外，超分子凝膠抗拉強度達160 kPa，遠大于瓜膠、聚乙烯醇凝膠和聚丙烯酰胺凝膠，更容易在漏層滯留形成凝膠段塞。

圖 2 超分子凝膠黏附能力和抗拉伸能力測試結(jié)果Fig.2 Test results of adhesion and tensile strength of supramolecular gel

4.2 纖維可固化復合堵漏液性能評價

纖維可固化復合堵漏液DLY-2由不同粒徑的支撐劑、有機纖維、降濾失劑、穩(wěn)定劑和固化劑組成，具有密度低（1.22～1.38 kg/L）、抗壓強度高（6 h抗壓強度2～3 MPa，10 h抗壓強度≥6 MPa）和稠度較高（初始稠度≥25 Bc）等特點，能夠克服橋塞堵漏無法形成固化體、水泥漿堵漏固化體難以在漏層處停留等難點，特別適合漏層返吐嚴重和堵漏劑在漏層無法滯留的情況。

利用裂縫性漏層模型，在常溫、壓力3 MPa條件下評價纖維可固化復合堵漏液的堵漏效果，結(jié)果見表10。從表10可以看出，纖維可固化復合堵漏液具有封堵不同寬度裂縫的能力，封堵承壓能力1.2～6.2 MPa，說明通過調(diào)節(jié)纖維可固化復合堵漏液的密度，可使其具有足夠的滯留能力，保證其在裂縫處固化，最終實現(xiàn)封堵裂縫提高地層承壓能力的目的，能夠滿足華H50-7井封堵嚴重返吐惡性漏失的要求。

表 10 纖維可固化復合堵漏液堵漏效果評價結(jié)果Table 10 Appraisal results of plugging effect of fiber curable composite plugging fluid

4.3 適當降低當量循環(huán)密度

“自呼吸”現(xiàn)象和循環(huán)壓耗存在較大關(guān)系。循環(huán)壓耗小，當量循環(huán)密度低，“自呼吸”就不發(fā)生或較為輕微，反之則嚴重。由于華H50-7井水平段長，環(huán)空壓耗遠大于普通水平井，因此要適當降低當量循環(huán)密度，以利于防漏和堵漏。

環(huán)空循環(huán)壓耗的計算公式為：

式中：pc為循環(huán)壓耗，MPa；Lp為鉆具長度，m；Q為排量，L/s；ρd為鉆井液密度，kg/L；μpv為鉆井液的塑性黏度，mPa·s；dh為井眼直徑，mm；dp為鉆具外徑，mm。

由式（1）可知，循環(huán)壓耗與鉆具長度、井眼直徑、鉆具外徑以及鉆井液的排量、密度和塑性黏度相關(guān)。在同一裸眼段，井眼直徑和鉆具外徑為定值，鉆井液的排量、密度和塑性黏度為影響環(huán)空壓耗的因素，并且隨著井深增大，環(huán)空壓耗也相應增大。不同條件下、不同井深的循環(huán)壓耗和相應當量循環(huán)密度的計算結(jié)果見表11。

從表11可以看出，采用密度為1.35 kg/L、塑性黏度為30 mPa·s的鉆井液，以33 L/s的排量鉆至井深6 178.00 m（水平段長度4 000.00 m）時的當量循環(huán)密度較井深4 179.00（水平段長度2 000.00 m）高0.05 kg/L，大大增加了防漏堵漏的難度；鉆井液密度由1.35 kg/L降至1.25 kg/L、塑性黏度由30 mPa·s降至22 mPa·s，排量由33 L/s降至25 L/s，井深6 178.00 m（水平段長度4 000.00 m）處的當量循環(huán)密度降低0.21 kg/L，可極大減緩“自呼吸”現(xiàn)象，防止井漏。因此，鉆井過程中“自呼吸”嚴重時，可適當降低鉆井液塑性黏度；在保證井壁穩(wěn)定的前提下，適當降低鉆井液密度；在保證井眼清潔的情況下，適當降低排量，以降低當量循環(huán)密度。

表 11 不同井深、水平段長度下的環(huán)空壓耗和當量循環(huán)密度Table 11 Annular pressure loss and equivalent circulation density at different well depths and horizontal section lengths

5 現(xiàn)場施工

5.1 施工概況

華H50-7井水平段按照“低黏、高切、高動塑比”的原則控制鉆井液性能，前期控制漏斗黏度低于55 s，動切力大于7 Pa，動塑比在0.5～0.6。鉆遇灰色泥巖時，將LG-130的加量提高到3.0%左右，改善濾餅的封堵性；CQFY-3的加量提高到25.0%左右，適當降低鉆井液濾液的水活度。鉆遇黑色泥巖和炭質(zhì)泥巖時，LG-130的加量控制在4.0%左右，強化濾餅的封堵性，CQFY-3的加量控制在30.0%左右，進一步降低鉆井液濾液的水活度，同時控制API濾失量低于3.0 mL。鉆遇漏層后適當降低水力參數(shù)，以控制循環(huán)壓耗，降低當量循環(huán)密度。

該井長989.00 m的水平段在泥巖層中，其中167.00 m在碳質(zhì)泥巖中，調(diào)整井眼軌跡28次，垂深波動幅度13.00 m；水平段鉆進過程中發(fā)生3次漏速較快的漏失，其中1次是失返性漏失，鉆井期間井壁穩(wěn)定、起下鉆無遇阻，套管一次下入到底，最終順利完井。水平段不同井段的鉆井液性能見表12。

表 12 水平段不同井段的鉆井液性能Table 12 Drilling fluid properties in different horizontal hole sections

5.2 效果評價

5.2.1 降摩減阻效果顯著

華H50-7井水平段雖然多次調(diào)整井眼軌跡、發(fā)生井漏，但摩阻整體較小，隨著水平段長度增長呈平緩上升趨勢，與未應用優(yōu)選水基鉆井液的2口水平段長3 000.00 m的水平井相比，摩阻大幅降低（見圖3），其主要原因是優(yōu)化水基鉆井液的固相含量和含砂量較低，潤滑性能較好。

5.2.2 抑制性能強，井壁穩(wěn)定

圖 3 華H50-7井和鄰井的水平段鉆具下放摩阻Fig. 3 RIH frictions in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells

圖 4 華H50-7井和鄰井的水平段鉆井液固相含量Fig. 4 Solid content of drilling fluid in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells

圖 5 華H50-7井和鄰井的水平段鉆井液MBTFig. 5 MBT of drilling fluids in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells

圖4和圖5分別為華H50-7井與2口鄰井水平段鉆井液的固相含量和膨潤土含量（MBT）。從圖4、圖5可以看出，與鄰井相比，華H50-7井水平段鉆進過程中鉆井液的固相含量和MBT均處于較低水平，說明優(yōu)選水基鉆井液的抑制性較強。鉆井液較強的抑制性保證了井壁穩(wěn)定，水平段鉆進過程中未出現(xiàn)井壁坍塌掉塊的情況，處于泥巖層989.00 m長的水平段在鉆進過程中浸泡時間超過40 d，也未出現(xiàn)井壁失穩(wěn)現(xiàn)象；發(fā)生失返性漏失后，井筒內(nèi)液面在井深480.00 m附近維持近70 h，泥巖段仍保持穩(wěn)定；每次起下鉆均順利，未出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象。

5.2.3 斷層堵漏效果較好

旋轉(zhuǎn)導向電阻率數(shù)據(jù)顯示在4 875.30～4 935.80 、4 970.50～4 990.40和5 165.20～5 175.80 m井段及井深5 391.00 m附近發(fā)育有明顯的裂縫，鉆至井深4 888.60，5 165.10和5 391.70 m處發(fā)生較嚴重漏失。

鉆至井深4 888.60 m（水平段2 709.60 m處）發(fā)生漏速15 m3/h的漏失，使用超分子凝膠堵漏液堵漏成功。鉆至井深5 165.10m（水平段2 987.10 m處）發(fā)生漏速25 m3/h的漏失，使用橋塞堵漏將漏速降至3 m3/h左右，然后采用隨鉆堵漏繼續(xù)進行鉆進。鉆至井深5 391.70 m（水平段3213.70 m處）時發(fā)生失返性漏失，并伴有放空、蹩跳鉆現(xiàn)象，在2次橋塞堵漏和2次超分子凝膠堵漏液堵漏無效的情況下，使用纖維可固化復合堵漏液進行堵漏成功，堵漏期間未發(fā)生鉆具黏卡、起下鉆遇阻現(xiàn)象。

5.2.4 當量循環(huán)密度控制效果明顯

由于華H50-7井水平段較長，循環(huán)壓耗遠遠大于常規(guī)水平井，“自呼吸”現(xiàn)象也就更明顯。在滿足井下安全的基礎(chǔ)上，通過適當降低鉆井液的排量、密度和塑性黏度，漏失速度明顯降低，保證了最后500.00 m水平段的順利鉆進。完鉆后小排量循環(huán)，將鉆井液密度提高至1.30 kg/L，以補償部分當量循環(huán)密度，保證了完井作業(yè)期間井壁穩(wěn)定。

6 結(jié)論與建議

1）通過優(yōu)選水基鉆井液，采取配套防漏堵漏技術(shù)，順利鉆成了水平段長4 088.00 m的華H50-7井。

2）優(yōu)選的水基鉆井液具有良好抑制性、潤滑性、井眼清潔能力和更低的塑性黏度，能滿足超長水平段水平井對鉆井液的要求。

3）華H50-7井的順利完鉆，說明通過優(yōu)化水基鉆井液性能，采取適當?shù)募夹g(shù)措施，可以用水基鉆井液替代油基鉆井液鉆長水平段水平井。同時，該井的成功鉆進，為將來鉆更長超長水平段水平井和有效開發(fā)同類頁巖油積累了經(jīng)驗。

4）為提高長水平段的防漏堵漏效果，建議根據(jù)鉆遇地層的特性，再研究制定更具針對性的防漏堵漏技術(shù)措施。