苏里格气井水平井钻井液技术方案

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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。

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