龍鳳山氣田強(qiáng)抑制封堵型防塌鉆井液技術(shù)

褚　奇，李　濤，王　棟，胡雪峰，付　強(qiáng)，殷擁軍，楊　軍

（1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101；2.中國(guó)石化東北油氣分公司，吉林長(zhǎng)春130072；3. 中國(guó)石化中原石油工程有限公司鉆井四公司，河南濮陽(yáng)457001）

龍鳳山氣田強(qiáng)抑制封堵型防塌鉆井液技術(shù)

褚奇1，李濤1，王棟2，胡雪峰2，付強(qiáng)3，殷擁軍3，楊軍3

（1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101；2.中國(guó)石化東北油氣分公司，吉林長(zhǎng)春130072；3. 中國(guó)石化中原石油工程有限公司鉆井四公司，河南濮陽(yáng)457001）

褚奇等.龍鳳山氣田強(qiáng)抑制封堵型防塌鉆井液技術(shù)［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：35-40.

龍鳳山氣田泉頭組及以上地層水敏性泥頁(yè)巖發(fā)育，在鉆井過(guò)程中經(jīng)常發(fā)生垮塌、卡鉆、擴(kuò)徑和泥包鉆頭等復(fù)雜情況，營(yíng)城組地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生井漏。針對(duì)該地區(qū)的地質(zhì)特征與鉆井要求，通過(guò)水化膨脹實(shí)驗(yàn)和抑制膨潤(rùn)土造漿實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選胺鉀復(fù)合抑制劑NK-1作為鉆井液抑制劑；通過(guò)失水造壁性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)和巖心滲透率測(cè)試實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選了降濾失劑KFT-Ⅱ和封堵防塌劑ZX-8作為鉆井液封堵防塌劑，在此基礎(chǔ)上研制了強(qiáng)抑制封堵型防塌鉆井液體系，并對(duì)其性能進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該鉆井液具有良好的流變性、失水造壁性、抑制性和封堵防塌性。在北209井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，鉆井液性能穩(wěn)定，封堵性和防塌性能突出，解決了全井的井壁失穩(wěn)問(wèn)題，起下鉆、電測(cè)和下套管作業(yè)無(wú)遇阻，滿(mǎn)足了現(xiàn)場(chǎng)鉆井施工和儲(chǔ)層保護(hù)的需要。

防塌鉆井液；井眼穩(wěn)定；龍鳳山氣田；儲(chǔ)層保護(hù)；應(yīng)用

龍鳳山氣田是中國(guó)石化東北油氣分公司的重點(diǎn)勘探開(kāi)發(fā)區(qū)，含氣面積為64.87 km2，預(yù)測(cè)天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)2×1010m3。隨著龍鳳山氣田勘探開(kāi)發(fā)的深入，依照相鄰井區(qū)應(yīng)用的鉆井液技術(shù)在龍鳳山區(qū)塊進(jìn)行的鉆井施工，出現(xiàn)了許多突出問(wèn)題。泉頭組及以上地層水敏性泥頁(yè)巖發(fā)育，成巖性差，易坍塌掉塊、泥包鉆頭；下部的營(yíng)城組地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生井漏。前期施工的北2井和北201井各井段均出現(xiàn)不同程度的卡鉆現(xiàn)象，在營(yíng)城組地層多點(diǎn)發(fā)生漏失，分別漏失837.20和1 022.85 m3鉆井液，堵漏時(shí)間分別占鉆井周期的17.06%和32.35%。以上問(wèn)題已成為龍鳳山氣田大規(guī)模勘探開(kāi)發(fā)的障礙。因此，筆者通過(guò)做抑制泥頁(yè)巖水化膨脹實(shí)驗(yàn)、抑制膨潤(rùn)土造漿實(shí)驗(yàn)和封堵微裂縫實(shí)驗(yàn)，研究出一種適用于龍鳳山氣田易水化地層和裂縫發(fā)育地層使用的封堵型防塌鉆井液體系，對(duì)相應(yīng)處理劑進(jìn)行優(yōu)選。

1　關(guān)鍵處理劑優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)

針對(duì)龍鳳山氣田鉆井過(guò)程中存在的井壁失穩(wěn)和井漏問(wèn)題，結(jié)合龍鳳山氣田已鉆井的施工資料及地層特點(diǎn)，鉆井液體系應(yīng)具有較強(qiáng)的抑制性和封堵防塌性。因此優(yōu)選了鉆井液化學(xué)抑制劑和封堵防塌劑。

1.1抑制劑的優(yōu)選

1.1.1抑制泥頁(yè)巖水化膨脹實(shí)驗(yàn)

分別提取北201井青山口組和泉頭組地層的鉆屑各10.0 g，研磨成粒徑為0.015～0.044 mm的粉末，在4.0 MPa下壓實(shí)5.0 min，使用NP-01型頁(yè)巖膨脹儀分別測(cè)試巖屑粉末在不同實(shí)驗(yàn)漿中的線(xiàn)性膨脹率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1　實(shí)驗(yàn)漿的頁(yè)巖膨脹率隨時(shí)間變化的曲線(xiàn)

由圖1可見(jiàn)，巖屑在0.5%NK-1實(shí)驗(yàn)漿中的膨脹率最小，KCl也具有明顯的抑制頁(yè)巖膨脹的效果，且濃度越大，抑制效果越明顯，而浸入0.5%UHIB實(shí)驗(yàn)漿中的頁(yè)巖膨脹率明顯大于其他實(shí)驗(yàn)樣，且呈現(xiàn)先增大后達(dá)到平衡的實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，從而說(shuō)明UHIB在初始階段不斷進(jìn)入黏土層間，并通過(guò)靜電吸附、氫鍵作用和偶極作用將黏土的片層束縛在一起，阻止水分子進(jìn)入，當(dāng)實(shí)驗(yàn)時(shí)間達(dá)到10 h時(shí)已經(jīng)達(dá)到了巖屑的陽(yáng)離子交換容量，UHIB不再進(jìn)入黏土層間，從而不再引起頁(yè)巖的水化膨脹［1-3］。這種實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象也驗(yàn)證了線(xiàn)性膨脹率實(shí)驗(yàn)方法不適用于評(píng)價(jià)聚胺類(lèi)抑制劑抑制性能的文獻(xiàn)報(bào)道［4-5］。因此， 初步判斷胺鉀復(fù)合抑制劑NK-1抑制頁(yè)巖膨脹的效果最為顯著。

1.1.2抑制膨潤(rùn)土造漿實(shí)驗(yàn)

抑制膨潤(rùn)土造漿及維護(hù)鉆井液流變性的能力，是評(píng)價(jià)鉆井液抑制劑最簡(jiǎn)單有效的方法之一。在400 mL自來(lái)水中定量加入不同抑制劑和5.0%的鈉基膨潤(rùn)土，高速攪拌30 min，用0.1%NaOH溶液調(diào)節(jié)體系pH值不小于9.0，75 ℃熱滾16 h后測(cè)實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)。再加入5.0%的鈉基膨潤(rùn)土，高速攪拌30 min，75 ℃熱滾16 h后測(cè)定φ3讀數(shù)。如此反復(fù)直至測(cè)不出讀數(shù)為止［6-7］。比較各階段實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)大小，可對(duì)比不同抑制劑的作用效果，見(jiàn)圖2。

圖2　不同實(shí)驗(yàn)漿φ3讀數(shù)隨膨潤(rùn)土加量變化的曲線(xiàn)

由圖2可知，在相同膨潤(rùn)土加量下，其他實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)明顯小于清水實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)，當(dāng)膨潤(rùn)土加量達(dá)到20.0%時(shí)， KCl實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)才迅速升高，且7.0%KCl實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)始終小于3.0%KCl實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)，表明提高KCl濃度可以進(jìn)一步提高K+固定膨潤(rùn)土晶格作用，有效抑制膨潤(rùn)土的水化作用；當(dāng)膨潤(rùn)土加量達(dá)到25.0%時(shí)，1.0%PB-1、 0.5%UHIB和0.5%NK-1實(shí)驗(yàn)漿的φ3讀數(shù)才明顯增大，且在相同膨潤(rùn)土加量下，UHIB與NK-1的φ3讀數(shù)大小相當(dāng)且一直維持在較低水平，表明UHIB和NK-1抑制膨潤(rùn)土水化的能力強(qiáng)于KCl。因此，最終確定NK-1作為鉆井液抑制劑。

1.2封堵防塌劑的優(yōu)選

1.2.1酸溶性測(cè)試

儲(chǔ)層保護(hù)貫穿于油氣勘探開(kāi)發(fā)的全過(guò)程。龍鳳山區(qū)塊的儲(chǔ)層屬于致密砂巖氣藏，具有基塊致密、裂縫發(fā)育、局部超低含水飽和度、高毛細(xì)管壓力和損害形式多樣化的工程地質(zhì)特征，普遍采用酸化壓裂作為增產(chǎn)措施。鉆井液漏失是引起裂縫性致密砂巖儲(chǔ)層損害最為嚴(yán)重的方式之一，不僅有固相堵塞儲(chǔ)層流動(dòng)通道，濾液帶來(lái)的液相圈閉損害，而且在氣藏開(kāi)采工程中，固相還會(huì)隨高速氣流的采出沖蝕油層套管、井口裝置等，給氣井的高效安全生產(chǎn)帶來(lái)隱患，另外，還會(huì)對(duì)壓裂效果產(chǎn)生一定負(fù)面影響。因此，有必要對(duì)進(jìn)入儲(chǔ)層段的封堵防塌材料的酸溶性進(jìn)行評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)測(cè)得，除杏殼和云母外，其他封堵防塌材料具有較佳的酸溶性。其中，碳酸鈣的酸溶性最佳，為96.54%；纖維素的酸溶性較差，為31.22%；其他封堵防塌材料的酸溶率在40.0%～70.0%，可以基本滿(mǎn)足酸化解堵的需要。

1.2.2失水造壁性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

研究了在基礎(chǔ)配方（4.0%膨潤(rùn)土+0.15% Na2CO3+0.10% HV-CMC）中加入不同封堵防塌劑，120 ℃下老化16 h，測(cè)定不同實(shí)驗(yàn)漿的常溫中壓濾失量、高溫高壓動(dòng)態(tài)濾失量和高溫高壓砂床滲透深度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1　不同封堵防塌劑的失水造壁性能評(píng)價(jià)

由表1可以看出，6種封堵防塌材料中ZX-8、FLC-2000和KFT-Ⅱ的失水造壁效果較好；ZX-8、FLC-2000和KFT-Ⅱ之間復(fù)配可以進(jìn)一步提高鉆井液的失水造壁性。因此，初步選定FLC-2000、KFT-Ⅱ和ZX-8作為鉆井液體系的封堵防塌劑。

1.2.3巖心滲透率測(cè)試實(shí)驗(yàn)

封堵防塌劑之所以可以穩(wěn)定井壁，原因之一在于固相顆粒能夠在一定溫度和壓力下進(jìn)入井壁微裂縫，增強(qiáng)井壁的內(nèi)結(jié)構(gòu)，阻止鉆井液濾液進(jìn)一步滲透，所以對(duì)比濾失前后巖心滲透率是評(píng)價(jià)封堵防塌劑的重要指標(biāo)［8-9］。結(jié)果見(jiàn)表2。實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方為4.0%膨潤(rùn)土+0.15%Na2CO3+0.10%HV-CMC。

表2　不同防塌劑對(duì)巖心滲透率的影響

由表2可以看出，6種封堵防塌材料中， KFT-Ⅱ、FLC-2000和ZX-8封堵巖心微孔隙的效果較好，F(xiàn)LC-2000、KFT-Ⅱ、ZX-8之間復(fù)配后可以進(jìn)一步提高鉆井液的封堵能力。但考慮到FLC-2000的進(jìn)口成本較高，供貨來(lái)源有限，因此，結(jié)合成本因素和實(shí)驗(yàn)效果，最終確定KFT-Ⅱ和ZX-8作為鉆井液用封堵防塌劑。

2　鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

根據(jù)室內(nèi)處理劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)結(jié)果和龍鳳山氣田鉆井工藝要求，在參考鄰井成熟鉆井液體系配方的基礎(chǔ)上，確定封堵型防塌鉆井液配方如下。

（3.0%～6.0%）膨潤(rùn)土+（0.10%～0.15%）Na2CO3+（0.1%～0.3%）HV-CMC+（1.0%～2.0%）SMC+（1.0%～2.0%）SMP-I+（0.5%～1.0%）磺酸鹽聚合物降濾失劑DSP-2+（0.3%～0.5%）NK-1+（1.0%～2.0%）KFT-Ⅱ+（1.0%～2.0%）ZX-8+（0.5%～1.5%）超細(xì)碳酸鈣QS-2+（0.6%～1.2%）隨鉆承壓堵漏劑SZD-2+（0.5%～1.0%）潤(rùn)滑劑SMJH-1+重晶石

為保證該鉆井液具有良好的流變性、失水性、抑制性和防塌性，各處理劑的用量取上述配方中建議用量中的最小值。

2.1鉆井液流變性能和濾失性能

測(cè)定鉆井液的各項(xiàng)性能，結(jié)果如表3所示。由表3可以看出，在相同密度條件下，封堵型防塌鉆井液體系在老化前后的表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力、靜切力和API濾失量變化較小，高溫高壓濾失量略有增大，表明該鉆井液的流變和濾失性能較為穩(wěn)定，能夠在深部地層條件下使用，可以滿(mǎn)足龍鳳山氣田現(xiàn)場(chǎng)施工的要求。

表3　封堵型防塌鉆井液流變與濾失性能

2.2抑制、防塌性能

考察高溫老化前后封堵型防塌鉆井液（密度為1.20 g/cm3）的抑制性能和防塌性能，利用2.00～3.20 mm的巖屑進(jìn)行滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)，并結(jié)合高溫高壓動(dòng)態(tài)濾失實(shí)驗(yàn)和砂床滲透深度測(cè)定實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如表4所示。由表4可以看出，老化前后封堵型防塌鉆井液體系的頁(yè)巖膨脹率隨著時(shí)間的延長(zhǎng)略有增大，但增大幅度較小；鉆井液過(guò)孔徑為0.70 mm篩的頁(yè)巖回收率保持在88%以上，過(guò)孔徑為0.45 mm篩的頁(yè)巖回收率略有提高，表明該鉆井液更有利于保持巖屑的完整性，有助于現(xiàn)場(chǎng)施工中振動(dòng)篩篩除巖屑。高溫老化后，封堵型防塌鉆井液的高溫高壓瞬時(shí)濾失量由高溫老化前的1.6 mL升至2.6 mL，動(dòng)態(tài)高溫高壓濾失量與高溫高壓砂床滲透深度略有增大，表明高溫對(duì)該鉆井液的抑制性和防塌性影響較小，NK-1和KFT-Ⅱ、ZX-8與鉆井液其他處理劑的配伍性良好，鉆井液性能指標(biāo)達(dá)到了龍鳳山氣田易水化和裂縫發(fā)育地層的鉆井工藝要求。

表4　封堵型防塌鉆井液抑制、防塌性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2.3酸溶助排性能

為考察封堵型防塌鉆井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能，使用北201井營(yíng)城組砂巖地層巖心進(jìn)行人工造縫（裂縫寬度分別為300、600和900 μm），根據(jù)參考文獻(xiàn)［10-12］報(bào)道的測(cè)試程序，利用MFC-I型多功能鉆井工作液酸溶解堵評(píng)價(jià)儀，對(duì)鉆井液的酸溶助排性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，巖樣的酸溶助排恢復(fù)率隨著返排壓力的增大，先增大后降低，但均大于65.0%，酸化解堵效果明顯，表明在后續(xù)的酸化壓裂施工時(shí)，酸液可以有效清除井筒附近的酸溶性堵塞，溶蝕巖石礦物，擴(kuò)大滲流通道，改善儲(chǔ)層滲流能力，說(shuō)明該鉆井液具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)作用。

圖3　不同裂隙巖樣酸溶助排恢復(fù)率與返排壓差變化曲線(xiàn)

3　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

封堵型防塌鉆井液自2015年應(yīng)用于龍鳳山氣田以來(lái)，成功解決了該區(qū)塊泥頁(yè)巖地層鉆井工程中出現(xiàn)的擴(kuò)徑、掉塊、井塌和井漏等復(fù)雜情況，降低了鉆井液處理頻率，有效地控制了鉆井液成本，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。現(xiàn)以具有代表性的北209井為例，對(duì)封堵型防塌鉆井液體系的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況做詳細(xì)介紹。

北209井是中國(guó)石化在松遼盆地長(zhǎng)嶺斷陷龍鳳山次洼龍鳳山圈閉布署的一口評(píng)價(jià)井，目的層位是營(yíng)城組Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂組，井底溫度為126.3 ℃，井型為二開(kāi)次直井。該井實(shí)鉆井深為3 910 m，使用封堵型防塌鉆井液解決了上部泥頁(yè)巖地層水化造漿引起的井壁坍塌和下部地層的漏失問(wèn)題，起下鉆無(wú)遇卡現(xiàn)象，電測(cè)一次成功到底，一開(kāi)和二開(kāi)井段的井徑擴(kuò)大率分別為9.31%、5.08%，井徑規(guī)則；平均機(jī)械鉆速為8.62 m/h，創(chuàng)工區(qū)最高紀(jì)錄，鉆井周期為40.98 d，創(chuàng)工區(qū)最短紀(jì)錄；目的層的潛在漏失問(wèn)題得到很好的解決，施工過(guò)程中未發(fā)生漏失；酸化壓裂后穩(wěn)定日產(chǎn)氣量為2.0×104m3/d，日產(chǎn)水量為1.0 t，流壓為15.8 MPa，生產(chǎn)壓差為2.0 MPa，明顯高于該工區(qū)平均產(chǎn)量。

1）一開(kāi)鉆井液現(xiàn)場(chǎng)處理與維護(hù)（97.8～1 605 m井段）。使用強(qiáng)抑制聚合物防塌鉆井液體系， 以滿(mǎn)足懸浮攜砂、 防漏和防塌的要求， 其基本配方如下。

1#（3.0%～6.0%）NV-1鈉基膨潤(rùn)土+ （0.1%～0.2%）Na2CO3+（0.3%～0.5%）HV-CMC + （0.2%～0.3%）NK-1+（0.3%～0.5%）KFT-Ⅱ

鉆井液密度控制在1.05～1.15 g/cm3，黏度為42～50 s。使用好四級(jí)固控設(shè)備，及時(shí)清除有害固相，以保持鉆井液性能穩(wěn)定。在起鉆前加入優(yōu)質(zhì)膨潤(rùn)土漿，確保表層套管下入和固井作業(yè)的順利進(jìn)行。

2）二開(kāi)鉆井液現(xiàn)場(chǎng)處理與維護(hù)（1 605～3 910 m井段）。二開(kāi)井段上部地層以泥巖、頁(yè)巖和砂巖為主，地層膠結(jié)疏松，滲透性好，鉆屑容易吸水膨脹，易泥包鉆頭；下部地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生漏失。按照“三低一高”的施工原則，即在保證高排量的情況下，盡量使用低密度、低黏度、低切力的鉆井液鉆進(jìn)，采用封堵型防塌鉆井液，其基本配方如下。

1#+（0.05%～0.2%）HV-CMC+（1.0%～2.0%）SMC+（1.0%～2.0%）SMP-Ⅰ+（0.5%～1.0%）DSP-2+（0.3%～0.5%）NK-1+（1.0%～2.0%）KFT-Ⅱ+（1.0%～2.0%）ZX-8+（0.5%～1.5%）QS-2+（0.6%～1.2%）SZD-2+（0.5%～1.0%）SMJH-1

施工中，以維護(hù)鉆井液性能為主，保持封堵防塌劑KFT-Ⅱ和ZX-8的有效含量不低于1.0%，SMJH-1的有效含量在0.8%左右，摩擦系數(shù)小于0.06，并可通過(guò)吸附作用在鉆具表面生成疏水膜，防止泥包鉆具，嚴(yán)格控制鉆井液密度不高于1.15 g/cm3；另外，使用孔徑為0.076 mm的線(xiàn)性高頻振動(dòng)篩、除砂器、除泥器、離心機(jī)，嚴(yán)格控制固相含量不高于12.0%，濾失量不高于4.0 mL。完鉆后，大排量清洗井眼，配制60.0 m3潤(rùn)滑防卡封井鉆井液，確保電測(cè)順利進(jìn)行。北209井分段鉆井液性能如表5所示。

表5　北209井分段鉆井液性能

4　結(jié)論

1.針對(duì)龍鳳山氣田上部地層易發(fā)生坍塌掉塊、泥包鉆頭和擴(kuò)徑等復(fù)雜情況，下部地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生漏失，優(yōu)選了NK-1作為鉆井液抑制劑，KFT-Ⅱ和ZX-8作為鉆井液封堵防塌劑，提高了鉆井液的抑制性能和防塌性能。

2. NK-1、KFT-Ⅱ和ZX-8與常規(guī)鉆井液處理劑之間具有良好的配伍性，所配制的封堵型防塌鉆井液體系具有良好的流變性能、濾失性能、抑制性能、防塌性能和儲(chǔ)層保護(hù)性能。

3. 封堵型防塌鉆井液體系在北209井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中表現(xiàn)出良好的抑制性和防塌性，有效地解決了全井的井壁失穩(wěn)問(wèn)題，起下鉆順暢，提高了鉆井時(shí)效，封堵層酸溶率高，通過(guò)酸化返排易解除，儲(chǔ)層效果顯著，具有良好的推廣應(yīng)用前景。

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Plugging Inhibitive Drilling Fluid Used in Longfengshan Gas Field

CHU Qi1， LI Tao1， WANG Dong2， HU Xuefeng2， FU Qiang3， YIN Yongjun3， YANG Jun3
（1. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering， Beijing 100101；2. Sinopec Northeast Oilfield Company， Changchun， Jilin 130072；3. The 4th Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd.， Sinopec， Puyang， Henan 457001）

The Quantou Formation and the formations above in Longfengshan gas field are mainly water sensitive shales. Downhole troubles such as borehole wall collapse， pipe sticking， wellbone expansion and bit balling have frequently been encountered in drilling these formations. Lost circulation， on the other hand， has always been encountered in the Yingcheng Formation， which is full of fractures. To ensure safe drilling through these formations， a plugging inhibitive drilling fluid was formulated based on laboratory researches. A shale inhibitor， NK-1， was selected through shale core swelling test and bentonite hydration test. KFT-II and ZX-8， as plugging agent and anti-collapse agent， were selected through mud cake building test and core permeability experiment. Laboratory evaluation showed that this drilling fluid had stable rheology， good filtration characteristics， strong inhibitive capacity and plugging and anti-collapse performance. In field application， the well Bei-209 was drilled successfully with this drilling fluid. The drilling fluid had stable rheology， and no borehole wall collapse happened. Tripping of drill string， wireline logging and casing running were run with no hindrance， and the reservoir formations were fairly protected from being damaged.

Anti-collapse drilling fluid； Borehole stabilization； Longfengshan gas field； Reservoir protection； Application

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0035-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.007

中國(guó)石油化工股份有限公司科技攻關(guān)項(xiàng)目“微裂隙地層納微米封堵井筒強(qiáng)化技術(shù)”（P14100）。

禇奇，副研究員，博士，1982年生，2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)在從事油田化學(xué)品的研究與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用工作。電話(huà)（010）84988610/18611781706；E-mail：chuqi.sripe@sinopec.com。

（2016-3-5；HGF=1604M2；編輯馬倩蕓）