苏里格气井水平井钻井液技术方案.doc

苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况
直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段： 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系.
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点
2。1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
2。2 苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低,普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏失最为频繁.
2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
2.4如何优化钻井液体系、性能、组分， 通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
2。5 如何通过改善泥饼质量,提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案
3。1表层技术方案
3.1。1表层钻井液配方
表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填,侯凝2-3小时,开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井,0.1%CMC+5—6％白土，密度:1.03---1.05g/cm3 ，粘度:40—50s ；钻穿流沙层50-80米之后,采用低固相钻井液体系,密度:1.01——-1。03g/cm3， 粘度：31-35s.
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2％CMP +0。2%ZNP—1。钻井液性能:密度：1.00---1。02g/cm3，粘度:31—32s.
3。1。2下表层表套前技术措施
打完表层后配白土浆（约40—50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40—50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段,起钻连续灌白土浆,确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
3。2二开直井段技术措施
3。2.1二开提前预水化聚合物胶液
利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300方，0。1%K—PAM +0.2％ZNP-1 +0。2％CMP。
3。2。2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进，根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP—1，每钻进50-70米清洗1次锥形罐，性能达到：粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3,钻进中分2-3次加入0。5吨XL-007，钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环，在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进,分2-3次加入0.5吨XL—007及其它化工，进入纸纺组100米后下罐采用大池子循环（主要针对苏里格)。
3。2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑,判断井下情况，及时作出处理，
3。2。4补充新浆配方0。1％K—PAM+0.2%ZNP—1+0.2％CMP，缓慢、分次混入，做好泵压变化记录，防止误判断井下、钻具故障。
3。2。5每天或起钻前稠浆、大排量清扫。
3.3斜井段技术措施
3.3。1斜井段钻井液配方及维护
3。3.1.1直井段钻完后根据井下情况，可用稠浆清扫,保证井筒清洁，有利于滑动定向。
3.3.1。2掌握转化时机.井斜达到15°左右转化钻井液体系（根据井下情况和井队加药品快慢），转化时加入抗盐、抗高温处理剂,严禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂， 转化主处理剂为： GD—K、JT-1、PAC（CMC）、SFT-1、SMP-2、ZDS、WT—1及工业盐等。
3。3.1.3钻井液体系转化配方：原浆+0.2-0.3%PAC +2—3％ GD-K +0.2-0。3％JT-1 +1。5—2%SFT—1+3-4%ZDS +0。1%NaOH +5-10%工业盐+3—4％有机盐
3.3。1.4控制性能：密度：1。08-1。10g/cm3 ，粘度:38-42s ，FL:6—4ml，PH:8-9，动切：5—10 Pa
3。3.1。5加药顺序:按上述配方以循环周先后交替加入PAC 、GD—K、JT—1、SFT-1、ZDS,打钻6—8小时再加入NaOH,WT-1及工业盐。在井斜30°的时加入2-3吨SMP—2(加入SMP—2，可适当减少GD-K、JT-1等降失水剂的含量）.
3。3。1.6苏5井区和桃7井区刘家沟钻穿必须做承压试验.
由于延长、刘家沟组易漏地层与“双石层”等易塌地层处在同一裸眼井段，解决好易塌层垮塌和易漏层承压能力是技术的关键。
为提高地层承压能力,做地层承压试验,做承压试验要求：(1）钻穿刘家沟组50-100米；(2)转化为强抑制无土相复合盐钻井液体系；（3）井斜达到15°左右，钻井液密度大于1。10g/cm3以上；(4)钻井液当量密度大于1.25g/cm3；（5）配量：封刘家沟井段+10 m3;（6）加量：5-8%DF-A（适用苏5、桃7区块，其它区块暂不做要求。）
3。3.1。7斜井段根据井斜提高钻井液密度：
（1）在井斜30°时密度达到1。15—1.18 g/cm3.
(2)在井斜45°时将密度达到1。25-1.28 g/cm3，（苏5及苏47、苏48等易漏的区块,，钻井液密度走下线，加入SFT-1及目数更小的超细碳酸钙提高封堵性能，同时加入5-7％KCL、0。2—0.3%CWD-1、0.1％K-PAM，增加该体系的防塌抑制能力）。在斜井段不加入原油的情况下可加入XCS—3增加体系的防塌润滑性。
(3)在井斜达60°以上时将密度达到1。28 g/cm3以上,(苏5及苏47、48等易漏的区块，钻井液密度走下线）；穿越下古煤层时要将钻井液密度提高到1.30 g/cm3 以上。
（4)井斜小于30°时尽可能采用工业盐、有机盐等提密度,以提高滑动增斜效率。
3.3.1.8 钻头泥包的原因分析及对策
（1)PDC钻头泥包分析
钻井液性能：性能差,如抑制性、润滑性能差、失水大、滤饼厚、黏土含量高等。
地质因素:泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层,易形成泥包.
钻井参数：钻进中排量较小,未能将钻屑及时带离井底,造成重复切削。钻进中钻压不均匀,钻时变慢后，盲目加大钻压。
钻头选型：选用中心孔流道较小的PDC 钻头,导致钻屑滞留在底部。
(2）预防PDC钻头泥包的技术对策
预防PDC钻头泥包的钻井液维护的核心是:一是通过无机盐、有机盐等强抑制剂的含量，提高钻井液的抑制性，抑制泥岩地层分散、造浆。二是保持无土相、低活性固相含量.
（3）复合盐钻井液防PDC泥包的维护.
首先确保体系中有足够的抑制剂含量，主要通过观测钻屑和钻井液的性能来掌握。具体的：一是泥岩段的砂样成型好，不粘筛布。二是钻井液的性能在泥岩段钻进变化不大，密度、粘度、固含不升，性能稳定。
其次加强固控设备的使用，保持钻井液中低固相。
再次工程措施：一是 PDC 钻头钻速快、钻屑多，必须要有足够的排量，避免钻屑重复切削会形成淤泥而泥包钻头.要求环空上返速度达到1.00m/s；二是钻压合理，送钻均匀,速度太快时要适当控制钻压;三是尽量避免长时间、长井段的滑动钻进,四是下钻分段循环.
3.3.1。9防煤层垮塌的钻井液措施
（1）泥浆措施:
由于煤层遇水极易分散,防煤层垮塌的泥浆技术措施应从提高泥浆密度和控制泥浆API及HTHP失水入手.
进入山西组煤层前用密度为1.30—1。35 g/cm3。
采用GD—K、JT-1、超细目碳酸钙粉等处理剂，使泥浆API失水控制在4ml以下，HTHP失水控制在15ml以下，并且可形成薄而韧、渗透率低的泥饼。
采用高粘度钻井液、粘度控制在60s以上,防止水力对煤层的冲刷、工程在满足携砂的前提下采用较低的排量钻进。
(2）工程技术措施
在煤层钻进中，禁止采用滑动钻进方式，禁止在煤层段强增斜扭方位作业。
煤层段严禁长时间循环，井下要出现遇阻要避开煤层循环。
3.3.2斜井段完钻电测及下套管前的钻井液处理
3.3。2.1完钻后配稠浆清扫，再大排量充分循环钻井液2—3周,确保洗井彻底。
3.3。2。2短程起下钻至造斜点附近,确保井眼畅通后把预配置25方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD—2、1吨XCS—3），封闭大斜度井段。起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
3.3。2。3电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。
3.3.2.4电测完按设计钻具组合、双扶正器通井，到底后大排量充分循环钻井液2—3周，确保洗井彻底；若下钻遇阻，及时接方钻杆建立循环划眼,并根据井下情况处理好钻井液，直到上提下方无遇阻，短起下无遇阻后打入预配的20—25方封闭润滑液(原浆中加入1吨GD—2、1吨XCS-3）,封闭大斜度井段方可起钻下套管。起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
3。4水平段技术方案
3.4。1水平段钻井液配方及维护
3.4.1.1钻塞时用大池子泥浆循环。其他循环罐预配钻井液，利用斜井段泥浆最多不超过60方（下完套管后利用离心机降低斜井段钻井液密度,配置水平段钻井液时可加入30方左右，钻进过程中分多次加入30方），以免使用过多影响钻井液性能，造成钻头泥包和钻进中托压。
3。4。1. 2转化过程中控制泥浆总量在200方左右，具体加量为：3-4％GD—K+ 4—5％ZDS +0.1% PAC（CMC） +0。1％烧碱+甲醛适量（0。1%左右）+工业盐15吨+15吨甲酸钠（保证体系的抑制性），循环2周后测初始性能：密度1。15-1.18g/cm3，漏斗粘度38-42S，失水6-4ml，PH=8—9。必须勤观察振动筛砂样返出情况及时维护，钻进一定进尺可适量补充K—PAM、XCS-3、原油增强体系的抑制能力和润滑性.
3。4.1。3砂岩地层钻进,钻时较快，每钻进400-500米进尺进行短起下钻,气层显示很好（气测值出现高于50万ppm)，可将密度提高到1。25 g/cm3以上，长时间滑动钻进后，复合钻进时可适当提高转盘转速，破坏岩屑床，滑动钻进时，如长时间没有进尺，必须上提活动钻具，防止发生粘卡。
3。4.1.4出现泥岩时的要求
（1）出现泥岩时要及时给技术办进行汇报，并以甲酸钠、NaCL为主，BaSO4（石灰石）为辅提高密度；
（2)若伽玛值大于180（此值作为参考,当伽玛值大于120时，要勤观察振动筛上返出砂子以否为泥岩），钻遇泥岩到30m时,必须将密度提至1。25 g/cm3以上（若密度未达到要求,必须循环加重）；KCL含量达到5-7％；
（3）若伽玛值大于180,钻遇泥岩达50m时，密度必须提至1。30g/cm3 （若密度未达到要求,必须循环加重) 以上；提密度出现渗漏时继续加入KCL，总含量达到7—9％， CWD—1（或KPAM）达到0.3-0.4%；
（4）若伽玛值大于180，钻遇泥岩段到80m时，密度必须提至1.35g/cm3（若密度未达到要求，必须循环加重）,同时CWD-1（或K-PAM）总量达到0.4-0.5％等。若伽玛值大于180，钻遇泥岩段到150m时,密度必须提至1。40g/cm3 (若密度未达到要求，必须循环加重） 。
3.4。1。5水平段提密度要求：
每次提密度要仔细观察漏失量，提密度时一个循环周不超过0。02g/cm3（低密度时一个循环周可提高0。03-0。05g/cm3)，防止加量过快压漏地层，若出现漏失的迹象停止加重,循环观察；已知井漏区块以化学防塌为主，物理防塌为辅，提密度时要更为慎重，原则上一个循环周不超过0.02g/cm3,防止加量过快压漏地层，并随钻加入DF-A进行随钻防漏.
3.4.1.6随着水平段进尺的增加，携砂也变的相对困难。控制动塑比在0。30—0.35,3转的度数>3，可适量的在原浆中加入适量XCD和ZDS，提高粘切清扫井眼，保证井眼清洁,减小岩屑床的形成.
3。4.1。7强化四级固控设备的使用：进入斜井段要合理使用四级固控设备，严格控制钻井液中的有害固相，含砂量小于0。3%。振动筛选用波浪筛布,筛布要求在100-120目，要求钻井液要100%的过筛.钻进时，不间断的开启除砂、除泥器（筛布选用150目）、离心机清除调整钻井液中的固相比例。井斜达到30°以后时每班必须开离心机4-—6小时，除砂、除泥器不小于8小时，密度降低时要及时加重,通过清除-加重-清除-再加重的办法来调整钻井液中的固相比例。
3.4.1.8做好防淀粉发酵的工作，转化时加入0.1%的甲醛，体系气泡过多或有异样气味，有发酵的前兆可再加入适量甲醛及烧碱.
3.4。2水平段完钻电测前及下工具前钻井液处理
3.4.2.1完钻后配稠浆清扫，大排量充分循环钻井液2-3周,确保洗井彻底。
3.4.2.2短程起下钻至套管脚近，再下钻至井底，正常后配置20方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3)，封闭水平井段。
3.4.2。3起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
3.4.2。4电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。
3.4。2.5电测完按设计钻具组合通井,到底后大排量充分循环钻井液2-3周；若下钻遇阻,及时接方钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，上提下方无遇阻方可下钻,到底后仍需短起下作业进行验证，短起下正常后方可打入预配置20方（1000米水平段)封闭浆（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS—3）,封闭水平井段。
4．化工储备：
直井段
材料药品
代号
用量（吨）
单价(元/吨）
耗费（元)
聚丙烯酸钾
K-PAM
1.5
14462
21693
钻井液抑制防塌剂
ZNP-1
2
13369
26738
阳离子抑制剂
XL—007
1
13605
13605
螯合金属聚合物强抑制剂
CMP
2
13248
26496
白土
　白土
10
780
7800
提粘剂
CMC
0。3
18010
5403
合计

16。8

101735
斜井段
聚阴离子纤维素
PAC
2
18218
36436
羧甲基淀粉
GD—K
12
6538
78456
磺化酚醛树脂
SMP-2
3
12187
36561
水分散阳离子乳化沥青粉
SFT-1
10
8376
83760
烧碱
NaOH
3
2692
8076
聚丙烯酸钾
K—PAM
2
14462
28924
超细钙
ZDS
15
1350
20250
抗盐抗钙降失水剂
JT—1
4
15727
62908
重晶石
　重晶石
55
641
35255
氯化钾
KCL
18
3205
57690
固体石墨润滑剂
GD-2
3
8333
24999
工业盐
NaCL
40
650
26000
黄原胶
XCD
0.5
26154
13077
小阳离子页岩稳定剂
CWD—1
2
13605
27210
聚合醇润滑剂
XCS-3
8
10940
87520
有机盐
WT—1
15

合计

177.5

627122
水平段
聚阴离子纤维素
PAC
1.5
18218
27327
羧甲基淀粉
GD-K
10
6538
65380
烧碱
NaOH
2
2692
5384
聚丙烯酸钾
K—PAM
1
14462
14462
超细钙
ZDS
10
1350
13500
石灰石

30
280
8400
氯化钾
KCL
15
3205
48075
固体石墨润滑剂
GD-2
3
8333
24999
黄原胶
XCD
0。5
26154
13077
小阳离子页岩稳定剂
CWD-1
1.5
13605
20407。5
乳化剂
RHJ-1
0。2
14359
2871。8
甲醛

0.2
3809
761。8
聚合醇润滑剂
XCS—3
3
10940
32820
原油

15
4831
72465
合计

92。9

349930。1
总计

287.2

1078787.1
（备注：仅适应于水平段长800米以内，没出现泥岩，没出现漏失的井,化工消耗总量控制在100万元以内；水平段大于800米的井，按系数计算;出现井漏和大段泥岩的按实际消耗计算）