苏里格气井水平井钻井液技术方案完整版

苏里格气井水平井钻井

液技术方案

HEN system office room 【HEN16H-HENS2AHENS8Q8-HENH1688】

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

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。

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。

“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。

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。

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

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，%CMC+5-6%白土，密度:1.05gcm3，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:，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%CMP +%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.02gcm3，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：-1.05gcm3，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。

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，%K-PAM +%ZNP-1 +%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%K-PAM+%ZNP-1+%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。

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+ +2-3% GD-K + +%SFT-1+3-4%ZDS +%NaOH +5-10%工业盐+3-4%有机盐

3.3.1.4控制性能：密度：-1.10gcm3，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-1.18 gcm3。

（2）在井斜45°时将密度达到-1.28 gcm3，（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、、%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。