油基钻井液=昌40井完井总结.pdf

一、前言昌40井是吉林油田在伊通盆地岔路河断陷新安堡凹陷昌35井北鼻状构造上的一口预探井 本井在公司领导的大力支持下，在吉林油田的有关领导、 各相关部门和其他兄弟单位的积极协助下，已经顺利钻完三开加深后井深， 并且完成电测和固井工作，因此对三开钻井液施工工作做一技术总结二、基础数据及工程地质概况井号：昌 40 井井别：预探井井型：直井构造名称 : 伊通盆地岔路河断陷新安堡凹陷昌35 井北鼻状构造构造位置：岔路河断陷新安堡凹陷昌35 井北鼻状构造地理位置：吉林省长春市双阳区新安堡镇聂家屯东南600m 钻探目的：预探新安堡凹陷基岩的裂缝发育情况和油气情况设计井深： 5300m 目的层位：主要目的层双二段，兼探永吉、奢岭组、基岩完钻层位：基岩完钻原则：钻入基岩500m,无显示完钻完井方法：射孔完井完钻井深： 5732m 1. 地质简况：1.1 设计地质分层表 1 地层设计分层故障提示 界系统组段底界深度(m) 厚度(m) 新生界古近始新双阳二段4450 防喷、 塌、卡、气浸、井涌系统组一段4800 350 基岩（未穿）5732 932 防喷、 卡、漏、气浸、井涌2．工程简况：2.1 工程时间：三开时间： 2008年 12 月 3 日 18：00 完钻时间： 2009年 6 月 7 日 12：00 完井时间： 2009年 6 月 26 日 16：00 2.2 井身结构：表 2井段钻头尺寸(mm) 井段（m ）套管尺寸(mm) 套管下深(m) 一开444.5 805 339.70 803 二开311.1 3482 244.50 3480 三开215.9 5732.10 139.70 5432 三、油包水乳化钻井液抗低温防冻实验考虑到本井冬季采用欠平衡作业，需要采用两套不同密度的钻井液进行施工，本地区冬季最低温度可达到-30℃，根据设计， 即钻进时采用欠平衡钻井液,密度为 （3482-4010m ） 1.17-1.25, （4010-4500m ） 1.24-1.32g/cm3, （4500-5300m ）1.28-1.36 g/cm3。

用昌 37 井老泥浆 +用-35﹟柴油配置的稀释液进行调整, 使其达到性能的要求另一套泥浆为起钻压井用钻井液体系，泥浆的密度为1.51 g/cm3, 在欠平衡钻进时， 此套密度的泥浆体系需要储备在罐中，要求在零下 30℃的低温下，仍具有可泵性因此确定用-35 ﹟柴油，进行配伍性实验，最终确定如下配方：考虑到充分利用昌37 剩余井浆（约 200 m3） ，本井段欠平衡钻进用钻井液采用配置新泥浆与原老泥浆混合的方案，起钻压井用钻井液采用新配置的钻井液1、常规配方： -35＃柴油 +3.5%主乳+1.5%辅助乳化剂 +1% 润湿剂 - Ⅱ+4% 胶体结构剂 +25% CaCl2水溶液 +3% 降滤失剂 +3% 氧化钙， +重晶石， （油水比 8：2） ，当井深钻到 4500m后改抗高温钻井液体系，配方为：井浆+2%UZMUL-S+1%UZMUL-P+2%抗高温辅助乳化剂2、抗高温体系配方： -35＃柴油 + 3%UZMUL-S+2%UZMUL-P +1% 辅乳+2% 润湿剂- Ⅱ+5% 胶体结构剂 +2% 抗高温辅乳 +25% 的 CaCl2水溶液 +4%CaO+3%降滤失剂 +重晶石， （油水比 8：2）四、三开钻井液施工简况（一）三开上部井段 (3480-4500m)：油包水乳化钻井液1、油包水乳化钻井液的配置本井 11 月 13 日配浆材料全部到井， 按前期在化验室确定的最佳配方，做配浆小型试验，待柴油到井后， 于 11 月 14 日开始配稀释液， 配稀释液的步骤如下：先在 7#罐中打入柴油，再按配方中相应的比例依次加入各种添加剂，将稀释液配好后，混入昌37 井老浆， 11 月 16 日将钻进用泥浆数量配足，于7：00开始用油基钻井液顶替技套内的水基钻井液。

9：30顶替完毕循环调整好后，于 11：00 开始钻水泥塞， 11 月 17 日 7：30 钻至扶鞋等柴油，准备配制起钻压井用钻井液将起钻压井液配置290 m3后，于 12 月 3 日开钻验收， 12 月 3 日16：00 钻浮鞋， 18：00 开始三开钻进此时两套泥浆体系的性能参数见表 3：钻井液名称密度g/cm3粘度S 滤失量ml AV mPa.s PV mPa.s YP Pa 碱度ml 总固相% 含水量% 含油量% HTHP Ml ESV 欠平衡钻井液1.29 75 0 66.5 60 12 1.1 24 16 60 6 1060 起钻压井液1.51 78 0 68 58 14 1.05 27 16 57 5 1115 2、钻井液顶替11 月 15 日 7：00，将处理后的昌 37井剩余泥浆顶替井内的水基泥浆首先通过打回水， 将泵的上水管线中的油基钻井液置换成清水，避免油基泥浆和水基泥浆直接接触造成水基泥浆的粘切上升，顶替困难，然后替入11m3清水作为隔离液，后面是油基泥浆整个顶替过程始终大排量连续进行，同时旋转钻具，提高了顶替效率 9:30 油基泥浆返出后循环，顶替工作结束3、钻进时性能参数的控制首先是每个班测1-2 次全套泥浆性能，包括油、水、固相的分析和高温流变性能，发现不足及时调整。

3.1 密度的调整由于是探井，并且采用欠平衡钻进，总是严格执行所要求的泥浆密度，认真使用好振动筛、除砂器、除泥器等固控设备随着进尺的增加，低密度亚微米粒子不断侵入到泥浆中， 除砂器和除泥器不能满足固控要求时，及时开启离心机将密度控制在要求的范围每次起钻都使用1.50 g/cm3重泥浆顶 1.28 g/cm3轻泥浆来平衡地层压力，下钻到底后又用1.28 g/cm3轻泥浆顶 1.50 g/cm3重泥浆，恢复欠平衡钻井 因此每次起下钻都存在顶替时发生泥浆互混的问题，造成重泥浆密度降低、 轻泥浆密度升高， 所以每次起下钻后， 都采取补充重晶石将重泥浆加重到 1.50 g/cm3，轻泥浆通过离心机再降低到1.28 g/cm3的措施12 月 18 日 16：40 钻到 3965m ，钻时开始加快， 19：10 钻到 3969m时，钻时降低到 19.95 分钟/m，开始循环观察， 到 20：20 全烃由 7 万上涨到 22.7 万降低到 12 万，钻完方余， 21：00 接完单根，到 21：35 全烃开始上涨，停钻循环，到 21：38 上涨到 36万，22：05 单根峰上涨到 73 万，22：40 最高到 86 万，以后逐渐降低，维持在50-60 万之间，当时的密度是1.29 g/cm3。

采取边加重边循环观察，至 19 日 17：20 将密度提高到 1.35-1.36 g/cm31 月 5 日 19：00 钻至 4378 米时，全烃值上升，最高72 万，先开始循环观察泥浆，然后缓慢均匀加重，2：30 将泥浆的密度已经提高到1.40 g/cm3，全烃值忽高忽低， 4：00钻进至 4379m ，全烃值迅速上升至82 万，缓慢均匀地提高密度17：00 泥浆密度 1.42 g/cm3，换好旋转防喷器的胶芯，改走欠平衡循环系统，边点火边钻进，决定将密度提高到1.45 g/cm3同时将压井泥浆的密度从1.50 提高到 1.60 g/cm3随着井深的增加和时间的延长，地层内的原始压力得到释放，因此逐渐将密度调整到1.42g/cm3，一直到完井 5732 米起钻压井的密度始终保持在 1.60 g/cm3左右3.2 粘度的控制当粘度偏低， 不能很好的携带岩屑时， 主要是通过加入胶体结构剂来提高粘度；当粘度高于所要求的参数时，主要是根据配方， 采取加入稀释液的方法进行调整3.3 滤失量的控制由于油包水乳化钻井液在乳化状态良好的条件下本身就具有低滤失量的特点，因此在初期刚配置完泥浆时API 滤失量为 2ml，HTHP 滤失量在 10ml 左右，但随着泥浆的使用，细颗粒固相含量的增加，乳化状态越来越好，API 滤失量逐渐降至 0ml，HTHP 滤失量降至 5ml 以内，发现有上升的趋势， 通过少量加入降滤失剂进行调整。

3.4 油水比的控制水作为内相（分散相）在体系中起到类似固相的作用，同时溶解CaCl2和石灰，调节活度和碱度低的油水比，表面看是节约了柴油的用量，节约了成本，但泥浆的粘度相对要高， 其他的性能参数也要发生相应的变化，需要增加乳化剂的加量调整 , 反而又增加了泥浆的成本通常水的含量由于高温挥发，油水比呈上升趋势， 因此综合考虑泥浆的各项参数，在补充水相时， 往往是采用配合乳化剂加入到体系中 以后维持体系的油水比在4 比 1 左右，使各项性能满足施工要求3.5 固相的控制本井对固控设备的使用和管理非常严格，只要从井口返出的泥浆 （包括下钻返出的泥浆）必经过振动筛，使振动筛、除砂器的使用率达到了100% ，使用效果也非常理想， 2009年 2 月 1 日，除泥器上与罐焊接的一根管线刺漏，由于油基钻井液对消防的严格要求， 无法用电焊焊接， 因此 2 月 1 日以后，除泥器未再使用对于更加细小的颗粒，间断采用离心机，配合稀释液稀释，使本井自三开至完井的 5732.10m井段，总固相始终保持在32% 左右3.6 破乳电压的控制本井的破乳电压始终在1000V以上， 所采取的措施是维持体系中乳化剂的有效含量，发现不足及时补充，使体系始终保持在良好稳定的乳液状态。

二）三开下部井段 (4500-5306m)：油包水乳化钻井液转抗高温油包水乳化钻井液1、由普通油包水乳化钻井液向抗高温油包水乳化钻井液的转换按照施工方案，井深到4500m开始改为抗高温钻井液体系因此在4500m以前就按照配方，做好了由普通油包水乳化钻井液向抗高温油包水乳化钻井液转换的的小型试验，配方是：柴油+2%UZMUL-S+1%UZMUL-P+2%抗高温辅助乳化剂 +25% CaCl2水溶液 +3% 降滤失剂 +3% 氧化钙为避免一次性大型转换可能出现性能变化幅度大的问题，才取分两次转化的方式于1 月 17 日 4490m 时，开始加入1%UZMUL-S,0.5%UZMUL-P,1%抗高温辅助乳化剂， 1 月 23 日仍按相同的比例加入相应的药品，完成了泥浆的转型2 、抗高温油包水乳化钻井液的维护处理2.1采用与上部井段相同的维护处理方法，即根据性能参数的变化，适当调整抗高温的材料的比例， 配成稀释液进行维护处理， 补充泥浆量， 使各个参数始终维持在设计范围2.2更加严格对固控设备的监督和管理当井深钻到4280m时，除泥器与罐焊接的管线刺坏，为安全防火起见，无法焊接更换，从井深4280m以后至完井，再未使用除泥器。

因此随时检查振动筛筛网的使用情况，通过调整除砂器的压力，调整除砂效果 除砂器难以清除的细小颗粒则只能采用控制离心机的流量，配合稀释维护的方法，保证泥浆的性能参数2.3 性能参数控制方面和上部井段措施相同三）三开加深井段 (5306m-5732.10m)：油包水乳化钻井液转抗高温油包水乳化钻井液1、3 月 28日，井深 5231m时，由于所设计的基岩目的层始终未出现，甲方决定测地层对比，电测非常顺利测井完成后后经甲方部门研究决定，本井加深至5740m ，钻探基岩潜山构造，继续用密度为1.42g/cm3实施欠平衡钻进抗高温油包水乳化钻井液的维护处理3 月 30日 20：15 开始加深钻进，此时仍继续采用上部井段的泥浆体系由于本井所在地区地温梯度高（据设计和甲方部门提供数据，约为4℃/100m） ，井底最高温度达到 250℃，因此，就需要提高油包水乳化钻井液的抗高温能力，更换原有的乳化剂， 即体系改进为此公司研究所抓紧组织进行了大量的油包水钻井液抗 250℃高温和配伍性试验，最终确定改进配方：现场井浆 +1% 辅助乳化剂 +1%UZMUL -P +1%CaO +2%UZMUL-S 2、抗高温油包水乳化钻井液的维护处理2.1按照上述的配方，即进一步增大了抗高温乳化剂的比例，一次性加入，以后就按照这一比例和配方进行维护，维护的方。