长庆油田吴起区块水平井钻井液工艺技术.doc

长庆油田吴起区块水平井钻井液工艺技术 摘 要：针对长庆油田吴起区块水平井钻井施工过程中易发生井壁坍塌、粘吸卡钻，井漏等复杂情况的现状，分段选用适合的钻井液体系上部井段采用强抑制无固相聚合物钻井液体系，以获得最大的机械钻速斜井段和水平段采用低固相强润滑聚合物钻井液体系，既有利于油层的保护，也有利于斜井段和水平段安全快速钻井的要求关键词：水平井 吴起区块 井眼稳定 润滑 油层保护 前言与常规定向井相比，水平井具有明显的优势:单井产量高，可钻穿多个层位的油层，采收率高，开采时间长，综合效益高所以，对于低产低渗透油层，水平井钻井具有极大的意义和价值近年来，在长庆油田水平井钻井数量迅速增加，特别是在吴起区块的广泛分布，为“三低”油藏的高效开发提供了更为有利的技术手段，经过不断的摸索和实践，对吴起区块的水平井钻井液工艺技术，取得了一些成果和经验1.地质简况长庆油田吴起区块油藏主要是三叠系延长组的细粒砂岩该区块水平井钻遇的地层有第四系黄土层；白垩系志丹统；侏罗系安定组，直罗组，延安组和富县组；三叠系延长组 第四系黄土层胶结松散，欠压实，容易发生井漏志丹统洛河组孔隙度大，渗透率高，而且某些地带还存在垂直和水平的裂缝，容易发生渗透性漏失和失返性恶性漏失。

直罗组中上部100米左右地层 含有大量伊利石和伊蒙混晶层，直罗组岩性为上部棕红，灰绿色泥岩夹细砂岩，地层稳定性差，容易坍塌，导致井径扩大延安组上部为黑色泥岩为主，夹粉砂岩和煤层，容易坍塌，下部地层稳定，富县组易塌且易漏，延长组砂岩中粘土含量丰富，极易吸水膨胀，造成缩径，但地层比较稳定2.难点分析2.1钻井液要求低密度延安组和延长组高岭土含量丰富，地层造浆能力强,而油层砂岩可钻性强，钻时快，钻屑浓度大，同时PDC钻头破岩机理与牙轮钻头破岩机理的不同：岩屑细小，泥质更易分散，更为细小的岩屑由于药品加量不足难于包被，劣质泥质在地面沉砂池无法沉淀下来，造成钻井液混浊，故钻井液密度上升也比较快，而水平段钻进过程中要求钻井液密度控制在较低值，具有一定的困难因此，要求钻井液有良好的抑制性，以控制钻屑分散，维持较低的密度同时，充分使用好固控设备，尽量清除钻井液中的有害固相2.2直罗组和富县井壁易失稳直罗组中上部100米左右地层含有大量伊利石和伊蒙混晶层，由于伊蒙混晶层的不均衡水化，使得地层稳定性差，容易坍塌富县组为杂色泥岩夹灰白色粗砂岩，泥岩吸水分散性强，易发生井壁垮塌，无论是直罗组还是富县组，井壁坍塌掉块易引起钻进过程中蹩钻，垮塌形成的“大肚子”井眼，非常不利于携砂、中途电测，不规则井眼对水平井段的携带岩屑也会带来十分不利的影响。

因此直罗，富县段防塌控制的好坏是直接影响到水平井能否安全施工的重要因素2.3摩阻控制由于有比较长一段井段井斜角从45增加到86以上，水平段的长度一般长300-600m，在大井斜角斜井段和水平段，钻具与井壁的接触面积大，滑动钻进的阻力也大，而且随着钻井液密度的上升，容易发生粘吸卡钻因此，要求钻井液具有良好的润滑防卡能力摩阻的控制能否达到要求也是一口水平井能否安全顺利完钻的关键2.4钻井液携砂能力和井眼清洁由于斜井段和水平段比较长，几百米的钻具紧贴在下井壁，如果钻井液没有较强的携砂能力，那么很容易形成岩屑床，对钻具形成嵌埋，造成井下复杂所以斜井段和水平段的钻井液必须有较强的携带岩屑能力，防止岩屑床的形成2.5中途对比电测中途对比电测时，井斜角一般会达到45左右，测井仪器靠自身所受重力前进，在下部时基本是躺在下井壁上往下走，如果井壁润滑性不够好，就会造成遇阻所以中途对比电测时的泥浆要能够同时满足携带钻屑和润滑井壁的要求2.6油层保护由于长达几百米的水平段全部在油层中钻进，而后期钻井液密度容易上升到比较大的值打开油层到完井一般有几天的时间，因此油层浸泡的时间也比较长所以水平段钻井液密度的控制和失水量的控制均要考虑到对油层的保护，密度和失水尽量控制在较小的值。

同时，完井液的配制也要做到低污染和低损害，从而最大可能地保护油层3.分段钻井液设计针对吴起区块水平井钻井施工中钻井液工艺面临的技术难点，在以往钻井实践经验的基础上,分井段选用适合的钻井液体系，既有针对性，又可大量节省钻井的成本3.1表层第四系黄土层胶结松散，欠压实，容易发生井漏，一开时应采用细分散钻井液＋堵漏剂钻进，钻至设计井深提高粘度，选择性加入SM-1、CMC、白土等，清洗井底，确保表套顺利下入井底3.2二开至造斜点该井段钻进地层为白垩系华池组，洛河组，安定组，直罗组，延安组，富县组，由于该井段设计为不下技术套管，根据地层特性，钻井液设计为无固相聚合物钻井液体系，尽可能提高钻速为下部井段的固相控制打好基础二开后至直罗组前，采用清水聚合物快速钻井液钻进，加入0.05%-0.1%絮凝剂PAM或PHP，使钻屑快速絮凝沉降，确保这一井段较快的机械钻速提高液相粘度以防止洛河段渗漏在加入强抑制性和保护井壁的CMP，BLA-MV和FSJ-4，完成进入直罗前的防塌预处理，使漏斗粘度达到32~35s，确保足够的聚合物含量以取得该段较规则的井径，为下部携砂提供井眼条件直罗前的处理配方及性能如表1：表1 直罗前的处理配方及性能配方性能ρ 1.01~1.03 g/cm3PAM 0.1~0.3%Fv 32~35sCMP 0.1~0.3%BLA-MV 0.1~0.3%Pv 5-8mP.sYP 2~5PaFSJ-4 0.1~0.3%PH 73.3斜井段及中途电测斜井段钻井液体系采用低固相聚合物钻井液体系，此段井斜将逐步达到水平，钻井液的润滑性和携砂能力十分重要，特别是在造斜钻进过程中，排量受到限制，因此要求钻井液具有良好的携砂能力。

由于禁止混油，所以使用的为无荧光液体润滑剂RSD-3同时，适当的提高粘度和切力并保证较好的流动性斜井段体系基本也是中途电测的钻井液，所以保持性能的稳定对于中途电测是很有利的配方及性能见表2，根据所测的泥饼摩擦系数,加入润滑剂RSD-3确保泥饼摩擦系数小于0.1表2 斜井段钻井液配方及性能配方性能膨润土 3~4%ρ 1.03~1.06 g/cm3SM-1 0.1~0.3%Fv 40~60sFT-342 0.3~0.5%Pv 8~16mP.sYP 2~8PaHMS-1 0.3~0.5%API FL ≤8.0mLCMC 0.1~0.2%Kf ＜0.1NaOH 0.05~0.15%Sc ≤0.3%RSD-3 0.5%~0.8%PH 8.0~9.03.4水平段水平段采用低固相低失水低密度钻井液体系在斜井段钻井液的基础上，加入助剂适当提高体系的粘度和切力，逐步改造为水平段钻井液，同时充分使用固控设备，控制密度和失水，保护油层配方见表3：表3 水平段钻井液配方及性能配方性能膨润土 4~5%ρ ≤1.08 g/cm3SM-1 0.1~0.3%Fv 45~60sFT-342 0.5~0.8%Pv 10~20mP.s YP 5~10PaHMS-1 0.3~0.5%API FL ≤5.0mLCMC 0.1~0.3%Kf ＜0.07NaOH 0.1~0.15%Sc ≤0.3%RSD-3 0.5~1.0%PH 8.5~9.54.吴起区块水平井的施工情况截止目前，我们在吴起区块已经完成了8口水平井的施工，表4是这8口井的基本情况。

其中吴平4井实验使用了聚硅酸盐-氯化钾防塌体系，其余使用的是低故相聚合物体系，低故相聚合物钻井液体系的使用，不仅有效的提高了水平井钻井的速度，而且在保护油层方面有着积极的作用聚硅酸盐-氯化钾防塌体系在吴平4井的实验也取得了一定的效果，该体系对直罗组中上部100米易塌井段的防塌效果非常明显，平均井径扩大率较小，但在1127-1152米是井径54cm，井径扩大率大，造成1340米中测遇阻，通井一趟但在录井的过程中表现出来岩屑少有的真实，对录井工作非常有利，很好的解决了在聚合物应用井段振动筛跑泥浆，很难见到真实岩屑，从而可以避免因录井原因发生的不必要摩擦，有利于施工的顺利进行在以后的钻井施工中，通过减少聚硅酸盐-氯化钾防塌体系中聚硅酸盐-氯化钾的用量，找到解决录井和防塌的平衡点，从而解决吴起区块普遍存在的录井难题，值得继续实验表4 吴起区块已完成的水平井情况井号吴平1吴平2吴平3吴平4吴平5吴平6吴平10吴平11完井井深（m）2545246326882376243527132453水平段长（m） 417350524285335504330机械钻速（m/h）15.3315.8919.9114.9914.2421.8122.92中测通井（次）10010200对比现场几口井的钻井液处理和维护施工情况，以吴平10井的现场钻井液处理及维护措施和吴平4井的聚硅酸盐-氯化钾防塌体系实验为例，对吴起区块水平井现场的钻井液工艺进行介绍。

4．1 吴平10井钻井液处理与维护4．1．1 一开（0~280m）一开使用膨润土钻井液，使用清水+ NaOH+ CMC+膨润土充分搅拌水化后开钻，30米后钻进中补充清水，钻完表层后，充分循环洗井，确保表套顺利下入4．1．2二开至造斜点（280~1480m）二开后，保持钻井液总量200方左右，逐步加入PAM絮凝和防渗漏钻进至直罗组前50m，一次性加入：K-PAM+CMP+PAM+FSJ-4+BLA-MV配制防塌泥浆，性能见表5以后配制胶液进行补充，保证直井段钻井液的低密度以满足快速钻进的需要根据现场情况看，对于洛河组井漏，提前提高液相粘度，是有一定预防作用的同时，多种聚合物复配的强抑制钻井液体系，在体系性能稳定稳定的情况下，可以有效保证直罗组和富县组的井壁稳定，以利于下部井段的携砂4．1．3斜井段（1480~2208m）1．小井斜角（小于30）井段仍使用聚合物钻井液体系，在上部井段钻井液的基础上，逐步加入K-PAM、CMP 、BLA-MV，同时，从造斜开始加入RSD-3，改善滑动钻进时的润滑性，性能见表6中1620m时性能根据现场观察，此泥浆能够满足携带钻屑的需要，在滑动钻进时也可以获得相对较快的机械钻速。

2．大井斜角井段，井斜角超过30以后，为了井下安全，转化为低固相细分散钻井液体系，井深1750m时，在原有钻井液基础上依次加入膨润土 、HMS-1 、FT-342、RSD-3，循环均匀后，泥浆流动性和润滑性均好，性能见表6中1810m时性能3．中途电测，钻至井深2010m后起钻电测，起钻前处理泥浆，依次加入NaOH膨润土、HMS-1 、FT342 、RSD-3 、FSJ-4、 SM-1，性能为：ρ 1.07 g/cm3，Fv 55s ，API FL 5.2mL，Kf 0.0349，电测一次成功所以，控制适当的钻井液粘度，充分携带干净井眼内的砂子；加入足量的润滑剂，保持较低的摩阻，这些措施可以保证井斜较大时电测的一次成功4．1．4水平。