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。