油田产能建设钻采方案模板.doc

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*油田*2-88区块油藏产能建设
可行性研究报告
( 钻采工程)

1 油藏概况及试油试采概况
1.1 油藏概况
1.1.1 地理位置
*油田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市车*子镇*农场东约13.7km。地势比较平坦, 地面海拔290m左右, 大部分地区土质松软, 长有植被, 地面主要为农田; 属典型的内陆性气候, 干燥少雨, 夏季干燥炎热, 冬季寒冷, 年温差与日温差大; 探区内石油勘探公路主干线基本形成, 交通较为便利。
区域构造上位于准噶尔盆地西部隆起车*子凸起东部。车*子凸起为准噶尔盆地西部隆起的次级构造单元, 其西面和北面邻近扎伊尔山, 南面为四棵树凹陷, 向东以红－车断裂带与昌吉凹陷相接。
在相邻地区, 中国石油天然气股份有限公司已探明车*子、 小拐和红山嘴等油田, 其中车*子油田位于*油田的东南方, 相距26.0km, 小拐油田位于*油田的东北方, 相距38.0km。
1.1.2 地质特点和油藏特征
1.1.2.1 油藏类型
*2-88区块三个砂体油藏类型均为受构造控制的岩性油藏, 3个砂体比*2主体单元埋藏深, 一般在1390-1430m, 平均油藏埋藏中深1413m, 含油井段短, 层系单一。压实差, 砂岩疏松, 单层油层厚度薄, 平均单井钻遇油层厚度4.4m。
1.1.2.2 开发层系
本次方案设计目的层沙湾组在车*子地区分布广泛, 自西北向东南地层厚度增大, 在东南部可达400m以上。与上覆塔西河组呈削蚀不整合接触, 与下伏地层超覆接触。根据岩性、 电性组合特征, 沙湾组自上而下可划分为三段。
总体来看, 沙湾组一段砂岩发育, 侧向连通性好, 是重要的油气运移输导层; 沙湾组二段下部以砂泥岩互层为主, 有利于形成砂岩岩性圈闭; 沙湾组二段上部及沙湾组三段沉积的厚层泥岩是良好的盖层, 与下伏砂岩构成了非常有利的储盖组合。当前发现的*2-86、 *2-88等油藏均属于沙湾组一段砂岩岩性油藏。油源对比分析表明, 其油源主要来自西部昌吉凹陷侏罗系烃源岩。
1.1.2.3储层物性特征
据*2-1、 2-2井59块样品储层物性资料统计: 平均孔隙度35.3%, 渗透率3729.4×10-3um2, 属特高孔、 特高渗储层, 碳酸盐含量5.1%。
*2-1、 2-2井CT资料分析: 储层岩性为绿黄色饱含油细砂岩, 物质均一, 孔隙直径0.05-0.07mm, 分布均匀, 样品内部分有直径1mm左右连通大孔隙。偶见直径0.06mm高密度颗粒。
1.1.3流体性质及温度压力系统
1.1.3.1地面原油性质
根据地面原油分析结果: 原油性质比较好, 密度在0.8302-0.8317 g/cm3, 粘度2.51-5.10 mPa.s, 可是含蜡量较高8.57-9.54%。原油性质平面上差别不大( 表1-1) 。
表1-1 地面原油性质统计表
井号
相对密度D204
粘度
凝固点℃
含蜡量％
蜡熔点℃
胶质含量％
馏成
含水 ％
含砂 ％
含盐mg/L
含硫 ％
运动粘度10-6m2/s
动力粘度
初馏点℃
100℃％
150℃％
205℃％
270℃％
300℃％

20℃
30℃
40℃
50℃
*8-平41
0.8302

4.99
3.88
3.10
2.51
+8
9.54

92
1.1
10.3
23.4
42.8
60.3
0

1092.74

*8-40
0.8317

5.10
3.94
3.20
2.51
+6
8.57

101
／
8.1
21.4
41.7
62.5
0

104.9

1.1.3.2地层水性质
表1-2 水性分析表
井号
pH
主要离子含量(mg/L)
总矿化度(mg/L)
水型
密度(g/cm2)
K++Na+
Mg2+
Ca2+
Cl-
SO42-
HCO3-
CO32-
P2-80
6.4
53.36
33.06
54.51
100.18
161.34
68.59
13.49
450.24
CaCL2
1.0004

1.1.3.3地下流体高压物性
*2井 3月15日进行高压物性取样, 并进行PVT分析, 分析结果见表1－3。

表1－3 *2井区高压物性参数选值表

1.1.3.4温度压力系统
表1-4 *2井区地层压力温度系统( 仅供参考)
井名
井段m
中深m
静压Mpa
压力系数
地层温度℃
温度梯度℃/100m
*2井
1013.4
1017.3
1015.35
10.2
1.03
42
2.66
*2-1井
991.4
996.0
993.70
10.35
1.06
/
/
*2-2井
1026.8
1030.3
1028.55
10.06
1.00
44.14
2.83
*2-5井
1005.4
1008.3
1006.85
10.26
1.04
44.72
2.95
*2-7井
988.4
992.9
990.65
10.4
1.07
43.96
2.92
*2-8井
1023.5
1027.6
1025.55
11.05
1.10
49.84
3.40
*2-10井
999.9
1002.6
1001.25
10.1
1.03
44.63
2.96
*2-14井
1004.3
1008.4
1006.35
10.21
1.04
43.04
2.79
*2-12井
1014.4
1018.5
1016.45
10.28
1.03
44.99
2.95
*206井
987.1
989.2
988.15
10.05
1.04
41.38
2.67
*206-x15井
1074.5
1077.9
1076.20
10.35
0.98
42.87
2.59
平均

1.04

2.87

地层中部压力为10.21MPa , 压力系数为1.04; 为正常压力系统。地层中部温度为45℃, 温度梯度2.87 ℃/100m, 为正常温度系统。

1.1.3.5 流体物性
*2井原油性质属于一种特殊的油品。该层经试油验证, 原油颜色为绿色, 密度0.7892mg/m3,含蜡量6.16%, 为典型的轻质油, 油源可能来源于四颗树凹陷, 层位为上第三系。*2井地面原油性质见表。从地面原油分析结果看: 原油性质比较好, 粘度低, 可是含蜡量较高。
表1－5 *2井地面原油性质统计表
井名
取样日期
取样位置
密度 (20℃) g/cm3
粘度 (20℃) mPa.s
凝点℃
含硫 %
含水 %
含蜡 %
胶质/沥青质 %
*2井
05.3.16
井口
0.791
1.6
-2.3
0.02
0
6.88
1.25
*206井
05.9.22
井口
0.814
1.78
3.5
0.32
0
3.67
未检测
*206-X15井
05.12.27
井口
0.807
2.92
2
未检测
0
7.43
未检测　

表1-6 原油高压物性分析结果表
地层流体PVT实验测定数据
地层压力, MPa
10.233
地层温度, ℃
41
实验压力, MPa
10.23
实验温度, ℃
41
饱和压力, MPa
3.58
压缩系数, ×10-3MPa-1(10.23-8.00MPa)
0.9741
气油比, m3/ m3
5
热膨胀系数, ×10-1℃-1 (41.0-28.0℃)
4.6482
体积系数
1.025
20℃脱气原油密度, g/cm3
0.7932
收缩率, ％
2.45
溶解系数, m3/m3/MPa
1.58
气体密度, ×10-3g/cm3
1.8194
地层原油粘度mPa.s
1.21
地层原油密度, g/cm3
0.7838

1.1.4储量综合评价
三个砂体合计动用面积0.78km2, 储量82.12×104t, 3个砂体前4年平均年产油4.49万吨, 采油速度5.47%, 20年末累积采油39.73万吨, 采出程度52.34%, 含水96.3%, 预测采收率53.0%。储层渗透率非常高, 原油流动性非常好。
表1-7 *油田*2外围区块容积法石油地质储量表
计算单元
含油面积km2
有效厚度m
孔隙度 %
含油饱和度 %
原油密度g/cm3
体积系数
单储系数104t/km2.m
地质储量104t
*2-86
0.28
5
30
80
0.83
1.02
20.4
31.2
*2-88
0.44
5
30
80
0.83
1.02
20.4
44.8
*8-平42
0.1
3
30
80
0.83
1.02
20.4
6.12
合计
0.82
4.74
30
80
0.83
1.02
20.4
82.12

1.2 试油试采概况
*2-88区块3个砂体总共有2口井投入试采( 表1-8) , 油井均能自喷生产, 平均日油19.7t/d, 不含水, 截止到当前( 10月9日) , 平均日油19.5t/d, 油井均不含水。投产较早的*8-平42井已累计生产97天, 累油1802t, 2口井累计生产原油1996t。
表1-8*2外围试采情况表
井号
投产初期
当前( 08.10.09)
累产油
t
累计生产时间 天
时间
工作
制度
油压
MPa
套压
MPa
日液
t/d
日油
t/d
含水
%
工作制度
油压
MPa
套压
MPa
日液
t/d
日油
t/d
含水
%
8-P42
08.05.25
3mm
1.31
1.33
3.4
3.4
0
3mm
0.95
1.29
18.7
18.7
0
1802
97
2-86
08.09.30
3mm
1.42
0
26.04
20.38
21.7
3mm
2.3
2.2
20.3
20.3
0
153.87
10

1.2.1试油试采特征
n 1.2.1．1产能较高, 自喷能力强
*2-88区块2口试油井投产到当前均能够自喷生产, 各生产井采油曲线见图1-1～图1-2, 日油不递减, 日油均在20t/d左右, 反映出各块产能较高, 自喷能力强。2口均不含水。

日油 t
油嘴mm
生产
时间
h
h

套压MPa
油压MPa

时间( 天)
日油 t
油嘴mm
生产
时间
h
h

套压MPa
油压MPa
图1-1 *8-平42井采油曲线

时间( 天)
图1-2 *2-86井采油曲线
1.2.1．2 比采油指数高, 原油流动能力大
*油田投产以来, 共有4口井进行过产能试井, 比采油指数计算结果见表1-9, 从表中能够看出本油田比采油指数非常高, *8井比采油指数最小, 也达到17.28t/d/MPa/m, 最高的是*2-10井, 28.30t/d/MPa/m, 平均22.3t/d/MPa/m, 比采油指数高, 反映了*油田储层渗透率非常高, 原油流动性非常好。
表1-9*油田比采油指数计算结果表

1.2.1．3油套压基本稳定, 有一定天然能量
从生产时间较长的*8-平42井采油曲线能够看出, 油套压基本稳定, 自 5月该井稳定3mm油嘴生产后, 一直到 10月, 套压稳定在0.8MPa, 油压稳定在1.35MPa。其它井投产时间短, 油套压也比较稳定。油套压基本稳定, 表明*2-88区块各砂体有一定天然能量。
1.2.4 试油试采小结
1、 产能较高, 均能自喷, 不含水;
2、 比采油指数高, 原油流动能力大
3、 油套压相对稳定, 有一定的天然能量;

2 钻井工程方案

2.1井身结构设计
2.1.1已完钻井井身结构
已完钻井井身结构

井号
一开
二开
钻头直径
×钻深
套管直径×下深
水泥返至井深
钻头直径
×钻深
套管直径
×下深
水泥返至井深
*2-1
Ф346.1×983m
Ф273.1×981.36m
地面
Ф241.3×1050m
Ф177.8×1046.83m
730m
*2-2
Ф346.1×1000m
Ф273.1×998.11m
地面
Ф241.3×1090m
Ф177.8×1087.65m
695m
*2-7
Ф346.1×151m
Ф273.1×150.50m
地面
Ф241.3×1040m
Ф177.8×1037.31m
280m
*2-14
Ф346.1×150m
Ф273.1×149m
地面
Ф241.3×1062m
Ф177.8×1060m
300m
2.1.2 已钻井情况分析
车*子已完钻生产井11口: *2-1、 *2-2、 *2-4、 *2-5、 *2-6、 *2-7、 *2-8、 *2-10、 *2-12、 *2-14、 *206-斜15, 已投产探井2口: *2、 *206井
2.1.2.1*2井
*2井 1月21日钻进至井深515.20m, 钻头位置276.82m, 井口发现溢流, 溢流时间 1月21日1: 00～2: 45, 层位: 第四系西域组, 溢流量10.0m3, 溢流速度6.0m3/h, 钻井液性能: 密度1.08g/cm3, 粘度32s, Cl-1由886mg/l上升至2482mg/l, 气测全烃0.014%, 无变化, 初步判定为地层水。处理措施: 1月21日1: 00发现溢流, 关封井器, 加入相对密度为1.18钻井液20.0m3进行压井, 循环钻井液, 停泵观察, 未发现溢流, 正常后恢复钻进。
2.1.2.2其它已钻井
(1)*202井 7月20日一开, 7月28日测完固井质量后,发现井筒内溢流,后经上级领导决定,更改原设计用Φ241.3mm钻头钻至井深1010m。下入177.8mm技术套管封固水层。平均机械钻速8.58 m/h。
(2)使用Φ346.1表层套管的*203井平均机械钻速5.1m/h; *2井平均机械钻速5.77 m/h; *602井是中国石化西部新区在西部最深的一口评价井, 平均机械钻速7.37 m/h; *6井是一口预探井, 可借鉴的钻井参数和地层资料少, 在钻进过程中一直采取轻压吊打的方式钻进, 钻压一直没有放开, 导致平均机械钻速较低。*6井平均机械钻速: 8.13m/h; 平均机械钻速为6.59 m/h。
(3)使用Φ444.5表层套管的*204井平均机械钻速10.71m/h; *103井平均机械钻速2.53 m/h; *1井平均机械钻速5.53m/h; 平均机械钻速为6.26m/h。
(4)根据实钻和测试结果, 车*子地区为常压地层, 井身结构主要是考虑封固不稳定地层和采油需要, 两层套管程序。 表层套管封隔上部松散易垮井段, 为二开钻井提供有利钻井条件, 油层套管满足采、 注要求。
(5)井深在300m～900m有水层做好套管防腐工作。
2.1.3设计井身结构方案
2.1.3.1直井井身结构表
开数
钻头直径×钻深
套管直径×下深
水泥返至井深
一开
Ф346.1mm×150m
Ф273.1mm×149m
地面
二开
Ф241.3mm×1450m
Ф177.8mm×1447m
返至油气顶以上200m

2.1.3.2水平井井身结构表
开数
钻头直径×钻深
套管直径×下深
水泥返至井深
一开
Ф346.1mm×300m
Ф273.1mm×299m
地面
二开
Ф215.9mm×1429.65m
Ф139.7mm×
(1179m+250m精密滤砂管)
稳斜段以上至地面
2.1.3.3直井井身结构图

表层:
钻头直径(mm): 346.1
钻头钻深(m): 150
套管直径(mm): 273.1
套管下深(m): 149
水泥返至地面

油层:
钻头直径(mm): 241.3
钻头钻深(m): 1450
套管直径(mm): 177.8
套管下深(m): 1447
水泥返至油气顶以上200m
2.1.3.4水平井井身结构图

表层:
钻头直径(mm): 346.1
钻头钻深(m): 300
套管直径(mm): 273.1
套管下深(m): 299
水泥返至地面

油层:
钻头直径(mm): 215.9
钻头钻深 (m): 1429.65m
套管直径(mm): 139.7
套管下深 (m): 1179m +250m精密滤砂管
水泥返高: 稳斜段以上至地面

2.2水平井井眼轨道设计( 待重新设计)
井号: 新疆车*子

井底设计垂深(m):1000.00
井底闭合距(m):530.00
井底闭合方位(deg):90.00
造斜点井深(m):768.29
最大井斜角(deg):90.00
第 1靶垂深(m): 1000.00
靶点闭合距(m):230.00
靶半高(m):1.00
靶半宽(m):5.00
第 2靶垂深(m): 1000.00
靶点闭合距(m):530.00
靶半高(m):1.00
靶半宽(m):5.00

剖 面 参 数
井深
m
井斜
deg
方位
deg
垂深
m
水平位移
m
南北
m
东西
m
造斜率
deg/m
靶点
0.00
0.00
90.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00

768.29
0.00
90.00
768.29
0.00
0.00
0.00
0.00

1048.29
70.00
90.00
983.65
150.80
0.00
150.80
0.25

1068.33
71.60
90.00
990.24
169.73
0.00
169.73
0.08

1129.65
90.00
90.00
1000.00
230.00
0.00
230.00
0.30
A
1329.65
90.00
90.00
1000.00
530.00
0.00
530.00
0.00
B

井身各点数据
井深
m
井斜
deg
方位
deg
闭合方位
deg
垂深
m
水平长
m
南北
m
东西
m
K井斜
deg/m
K方位
deg/m
K全角
deg/m
0.00
0.00
90.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
768.29
0.00
90.00
0.00
768.29
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
798.29
7.50
90.00
90.00
798.20
1.96
0.00
1.96
0.25
0.00
0.25
828.29
15.00
90.00
90.00
827.60
7.81
0.00
7.81
0.25
0.00
0.25
858.29
22.50
90.00
90.00
855.99
17.45
0.00
17.45
0.25
0.00
0.25
888.29
30.00
90.00
90.00
882.88
30.70
0.00
30.70
0.25
0.00
0.25
918.29
37.50
90.00
90.00
907.80
47.36
0.00
47.36
0.25
0.00
0.25
948.29
45.00
90.00
90.00
930.34
67.13
0.00
67.13
0.25
0.00
0.25
978.29
52.50
90.00
90.00
950.11
89.67
0.00
89.67
0.25
0.00
0.25
1008.29
60.00
90.00
90.00
966.77
114.59
0.00
114.59
0.25
0.00
0.25
1038.29
67.50
90.00
90.00
980.02
141.48
0.00
141.48
0.25
0.00
0.25
1048.29
70.00
90.00
90.00
983.65
150.80
0.00
150.80
0.25
0.00
0.25
1068.33
71.60
90.00
90.00
990.24
169.73
0.00
169.73
0.08
0.00
0.08
1068.33
71.60
90.00
90.00
990.24
169.73
0.00
169.73
0.08
0.00
0.08
1098.33
80.60
90.00
90.00
997.44
198.82
0.00
198.82
0.30
0.00
0.30
1129.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
230.00
0.00
230.00
0.30
0.00
0.30
1159.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
260.00
0.00
260.00
0.00
0.00
0.00
1189.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
290.00
0.00
290.00
0.00
0.00
0.00
1219.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
320.00
0.00
320.00
0.00
0.00
0.00
1249.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
350.00
0.00
350.00
0.00
0.00
0.00
1279.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
380.00
0.00
380.00
0.00
0.00
0.00
1309.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
410.00
0.00
410.00
0.00
0.00
0.00
1329.65
90.00
90.00
90.00
1000.00
440.00
0.00
440.00
0.00
0.00
0.00

水平井设计轨道图( 需要改)
2.3油气层保护
2.3.1设计原则
( 1) 实现低密度安全、 快速钻井, 提高钻井效益;
( 2) 解决井壁稳定, 减少工程事故;
( 3) 保护好油气层, 满足地质录井需要;
( 4) 有利于环境保护, 减少对环境的污染。
2.3.2设计依据
( 1) 依据钻遇地层特点、 钻井工艺要求和邻井区资料。
( 2) 依据现有和成熟的钻井液技术。
2.3.3 地层特点和钻井工艺对钻井液的要求
( 1) 地层特点: 储层具有极高的孔渗性, 属高孔高渗优质储集层, 地层压力为低压。
( 2) 钻井工艺对钻井液的要求: 一开要求钻井液能有效地携岩屑和防止坍塌, 清洁井眼, 确保井壁稳定; 二开要求钻井液应具有较好的润滑防卡性能和携岩能力, 能有效封堵地层, 有效保护油气层。
2.3.4钻井液体系的确定
当前该区块钻井所用的钻井液体系见下表:
邻井钻井液使用情况表
井 号
钻井液体系
钻井液相对密度
*2井
聚磺钻井液体系

*2-1井
低密度低固相钻井液
<1.05
*2-2井
低密度低固相钻井液
<1.05
*206
泡沫钻井液
<1.02
*2-7井
非渗透钻井液

*2-14井
非渗透钻井液

根据以往钻井可知, 该区块地储层压力低, 易漏失, 地层有极高的孔渗性。当前对于低压力、 高孔高渗的地层, 聚合物非渗透抗压钻井液体系, 在经过*油田、 新疆等油田的现场应用中, 对于稳定井壁、 封堵漏失、 减小井眼扩大率、 屏蔽暂堵油气层等方面起到了很好的作用。
聚合物非渗透抗压钻井液主要是在一般的聚合物钻井液中加入非渗透抗压处理剂。非渗透抗压处理剂包含有两个主要组分:一种是起物理作用的多种形状组成的惰性材料, 主要在地层孔隙中形成具有一定强度的屏蔽膜; 另一种是起化学作用的活性矿物材料, 在激活剂的作用下与地层孔隙中的砂子、 粘土胶结, 形成骨架结构, 从而在提高地层承压能力的物理封堵基础上再进一步提高井壁处地层的破裂压力。
非渗透抗压处理剂作用特点: 非渗透抗压处理剂利用特殊聚合物处理剂和惰性材料,在井壁岩石表面浓集形成胶束,依靠惰性材料的架桥和聚合物胶束( 胶粒) 界面吸力及其可变形性,能封堵岩石表面较大范围的孔喉,在井壁岩石表面形成致密非渗透封堵膜,有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层,在井壁的外围形成保护层; 同时在形成的屏蔽膜中的活性矿物与地层孔隙中的砂子、 粘土胶结, 形成骨架结构, 增加了地层的抗压强度。加有非渗透抗压处理剂的钻井液能较好地解决以下技术难题:
1、 加有非渗透抗压处理剂的钻井液能有效封堵不同渗透性地层,具有广谱防漏和保护储层效果。而传统钻井液中固体颗粒桥堵作用效果却主要取决于颗粒分布与地层孔喉大小匹配吻合度,地层适应范围较窄。
2、 加有非渗透抗压处理剂的钻井液封堵层形成速度快且薄,位于岩石表面上,不会渗入到岩石深处,因此只要消除过平衡压力,封堵膜的作用就将消弱,一旦有反向压力,封堵膜就会被清除。因此,在完井和生产过程中,封堵层易于清除不会产生永久堵塞损害储层。
3、 加有非渗透抗压处理剂的钻井液封堵隔层(膜)承压能力强,能提高漏失压力和破裂压力梯度,相当于扩大了安全密度窗口,能较好解决以往钻长裸眼多套压力层系或压力衰竭地层时易发生的漏失、 卡钻、 坍塌和油层损害等技术难题。
4、 加有非渗透抗压处理剂的钻井液不同于常规钻井液的泥饼,井壁表面封堵层很薄,且阻隔压力传递能力强,因此,能有效避免泥饼压差卡钻。
5、 加有非渗透抗压处理剂的钻井液滤饼98-99%可清除,压力反转可自动脱落, 也可采用酸化、 射孔等方法解除堵塞, 其渗透率恢复值大于95%,有利于提高产能。
, *油田在东辛、 临盘、 河口、 现何等油区应用非渗透钻井液体系, 该体系表现出封堵能力强, 井壁稳定, 井眼扩大率小, 油气层保护效果好等特点。
根据该区块地层的特点, 本方案选用聚合物非渗透抗压润滑钻井液

钻井液体系表
井型
井 段
钻井液体系
直井
一 开
膨润土浆
二 开
聚合物非渗透抗压钻井液
水平井
一 开
膨润土浆
二开直井段
聚合物钻井液
二开斜井段及水平段
聚合物非渗透抗压润滑钻井液

2.3.5钻井液性能指标要求
直井钻井液性能指标
项目
一开
二 开
非油层段
油层段
密度ρ g/cm3
1.05-1.10
1.13~1.18
1.08~1.13
漏斗粘度FV s
50~70
30~40
35~45
API失水 FL ml

<10
<5
泥饼厚度K mm

1
0.5
切力G Pa/Pa

1~2/2~4
2~3/3~5
pH值

8~9
8~9
固相含量S %

<8
<8
含砂量 CS %

<0.3
<0.3
粘附系数 Kf

<0.2
<0.2
动切力YP Pa

3~5
4~6
塑性粘度PV mPa.s

5~10
8~12
般土含量MBT g/L

40~50
35~45

水平井钻井液性能指标
项目
一开
二 开
直井段
斜井段及水平井段
密度ρ g/cm3
1.05-1.10
1.13~1.18
1.08~1.13
漏斗粘度FV s
50~70
30~40
40~60
API失水 FL ml

<10
<5
泥饼厚度K mm

1
0.5
切力G Pa/Pa

1~2/2~4
3~5/5~8
pH值

8~9
8~9
固相含量S %

<8
<8
含砂量 CS %

<0.3
<0.3
粘附系数 Kf

<0.2
<0.05
动切力YP Pa

3~5
5~10
塑性粘度PV mPa.s

5~10
10~20
般土含量MBT g/L

40~50
30~40
钻井液性能说明: 实际钻井液密度应当根据井下地层情况和地质监督的要求, 进行适当调整, 尽量走下限。在易垮塌井段, 控制较高的粘切值及动塑比, 以提高携岩能力, 保持井底清洁。
2.3.6 钻井液基本配方、 处理措施
2.3.6.1直井钻井液配方
直井钻井液配方
材料名称及代号
浓度(kg/m3)
一开
二开油层上
二开油层段
膨润土浆
聚合物钻井液
聚合物非渗透抗压钻井液
膨润土
40~60
30~45
30~45
聚丙烯酸钾KPAM

1~3
2~4
聚合物降失水剂DHFJ

20~25
20~25
有机硅护壁剂MFG-2

20~25
20~25
硅氟稀释剂

3~5
3~5
无荧光白沥青防塌剂DJ-1

20~25
20~25
非渗透抗压处理剂

5~10
纯碱Na2CO3
3~5

羧甲级纤维素钠盐 HV-CMC
1~3

其它: 烧碱、 青石粉、 重晶石粉等。
2.3.6.2直井重点维护处理措施

(1)一开井段:
该井段为疏松的泥岩和流砂层, 为确保井壁稳定及携岩, 配浆开钻, 稠钻井液粘度50～70s, 密度在1.05～1.10 g/cm3。钻进过程中若发现有钻屑沉积显示, 分两次泵入10～15m3的稠钻井液清扫井眼。钻完充分洗井, 用般土浆至少清扫井底一周, 下套管前用稠钻井液封井, 巩固井壁。
(2) 二开井段:
该井段储层注意防喷。钻井液上部主要以抑制地层造浆、 携带岩屑, 防止泥岩缩径为目标, 下部主要以防塌、 防喷、 保护油气层为目标, 确保安全钻进。
A．将一开钻井液用清水和胶液冲稀至膨润土含量40g/l左右二开。开钻将钻水泥塞污染的钻井液放掉或加入纯碱清除钙离子, 其余钻井液地面净化处理后, 作正常钻进使用。
B．调整钻井液性能达到设计要求。正常维护及处理钻井液的处理剂尽可能按比例配成胶液加入, 切勿将处理剂干粉直接加入循环钻井液中, 以防在处理剂完全生效前就被固控设备除去。钻进中及时补充浓度为0.2～0.3%聚合物胶液, 细水长流维护钻井液, 尽量不单独加清水, 增强钻井液的抑制性。
C．储层性能达到设计要求, 特别是API失水降到5ml以内。控制滤失、 防塌, 确保井眼稳定。
D．进入储层前50～100m, 保持钻井液性能稳定, 加入非渗透抗压处理剂保护油气层。
E．疏松砂岩层、 防漏。
F．钻进中要保持各种处理剂的有效含量, 并定期补充, 使钻井液性能符合设计各井段要求。
G．钻进过程中, 要注意观察井口返浆情况, 振动筛上的岩屑返出、 岩屑的形状的变化, 严格控制钻井液性能达到设计要求, 提高钻井液的悬浮、 携带岩屑能力, 确保正常钻进。
H．正常钻进使用青石粉加重。
I．良好的固控设备和高的运转率是保证钻井液质量的前提, 因此, 必须使振动筛、 除砂器、 除泥器等与钻井泵同步运转, 严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相。维持钻井液膨润土含量在30～45g/l。根据需要, 间断使用离心机。
J．起钻灌好钻井液,防止抽吸井喷或井下其它复杂情况发生。
K．每次性能调整前必须做小型试验。
2.3.6.3水平井钻井液配方
水平井钻井液配方
材料名称及代号
浓度(kg/m3)
一开
二开直井段
二开斜井段及水平段
膨润土浆
聚合物钻井液
聚合物非渗透抗压润滑钻井液
膨润土
40~60
30~45
30~45
聚丙烯酸钾KPAM

1~3
2~4
聚合物降失水剂DHFJ

20~25
25~30
有机硅护壁剂MFG-2

20~25
25~30
硅氟稀释剂

3~5
4~6
无荧光白沥青防塌剂DJ-1

20~25
25~30
非渗透抗压处理剂

5~10
纯碱Na2CO3
3~5

羧甲级纤维素钠盐 HV-CMC
1~3

聚合醇润滑剂

30~40
其它: 烧碱、 青石粉、 重晶石粉等。

2.3.6.4水平井重点维护处理措施

( 1) 一开井段:
该井段为疏松的泥岩和流砂层, 为确保井壁稳定及携岩, 配浆开钻, 稠钻井液粘度50～70s, 密度在1.05～1.10 g/cm3。钻进过程中若发现有钻屑沉积显示, 分两次泵入10～15m3的稠钻井液清扫井眼。钻完充分洗井, 用般土浆至少清扫井底一周, 下套管前用稠钻井液封井, 巩固井壁。
(2) 二开井段:
该井段储层注意防喷。钻井液上部主要以抑制地层造浆、 携带岩屑, 防止泥岩缩径为目标, 下部主要以防塌、 防喷、 保护油气层为目标, 确保安全钻进。
A．将一开钻井液用清水和胶液冲稀至膨润土含量40g/l左右二开。开钻将钻水泥塞污染的钻井液放掉或加入纯碱清除钙离子, 其余钻井液地面净化处理后, 作正常钻进使用。
B．调整钻井液性能达到设计要求。正常维护及处理钻井液的处理剂尽可能按比例配成胶液加入, 切勿将处理剂干粉直接加入循环钻井液中, 以防在处理剂完全生效前就被固控设备除去。钻进中及时补充浓度为0.2～0.3%聚合物胶液, 细水长流维护钻井液, 尽量不单独加清水, 增强钻井液的抑制性。
C．定向前混入30～40%聚合醇润滑剂,