曙光地区高密度及高密度水平井钻井液技术应用.doc

1、 曙光地区高密度及高密度水平井钻井液技术的应用与实践研究单位：钻井液公司兴隆台项目部研究人员：刘 榆 彭云涛 李云亭刘 聃 牛作军 赵玉平 王文超 项目负责人：刘 榆 彭云涛 材料编写人：刘 聃成果完成时间：2011 年 11 月引言石油是重要的经济资源。21 世纪，我国已成为世界石油消费大国，石油需求与供给之间的矛盾日益突出。目前，中国陆地石油勘探成度已很高，新发现油田规模总体呈变小趋势，新增储量日益困难，可动用性较差。因此，石油年产量的稳定和增长主要还是依赖已开发的主力油田的内部调整挖潜。以辽河油田曙光地区为例，为了提高石油采收率近年来所施工的开发井多以水平井为主，加之几十年的注水、注气影

2、响，目前主力油层已进入高含水、含气开采阶段。钻井过程中，注水、注气对钻井液性能的污染及所导致的地层异常高压都给原本就较为复杂的水平井钻井工艺施工造成更大的难度。井涌、井漏、出油、出砂、井塌、卡钻等井下复杂情况时有发生。钻井时效低，井下安全性差，甚至发生部分井段或井眼报废事故，严重影响该区块勘探开发的进程。本项通过分析曙光区块地层概况及钻井工艺特点，针对以往在该区块施工的高密度及高密度水平井（以下简称为高密度水平井）在工程施工中所遇到的复杂情况和技术难点。科学合理地制定出一套相应的钻井液体系，并通过一年来在该区块的实践、应用，不断完善和规范施工各阶段技术管理措施和维护处理方案,通过各种钻井液处理

3、剂的合理配伍、优化使用，避免因钻井液原因造成井下事故发生，大大缩短了工程建井周期，创综合经济效益 635.5 万元。为今后在该地区高密度水平井实现安全、快速、高效、低成本施工提供了技术规范和操作指南。1、 曙光地区生产概况1.1 地质概况曙光油田构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，累积探明含油面积185.79 平方公里，探明地质储量 41972 万吨；动用含油面积 141.38 平方公里，动用地质储量 36409.53 万吨；全油田标定可采储量 8854.80 万吨，采收率 24.3%，是一个涉及稀油、稠油、超稠油，涵盖近百个小断块的极为复杂的油田。整体构造呈一长条状单斜构造。地层倾角为 2

4、7。完钻井揭露的地层自下而上为：古近系沙河街组的沙四段、沙三段、沙一+二段，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。目前，主要开发目的层系是兴隆台组油层和馆陶油层。兴隆台组油层，油层埋深 750800m，平均厚度 52.7m。原油在 50地面脱气粘度为16.815104mPa.s。馆陶油层，油层埋深 564708m，平均厚度95.3m，原油在 50地面脱气粘度为 16.38104mPa.s。该区块埋藏较浅，兴隆台组和馆陶组油气层砂岩破裂压力较低，钻井液密度较高时易发生井漏；东营组和沙河街软泥岩发育，易缩径导致起钻抽吸。表 1 曙光地区地质分层及岩性描述地质分层界 系 统 组 段 主 要 岩 性

5、描 述第四系更新统 平原组顶部为厚层松散的砾石层及粘土，中下部多为灰白色中砂岩，灰色泥岩不等互层，底部为一套灰黄色泥质砂岩，与下伏地层明化镇组呈角度不整合接触。上新统 明化镇分为明上段和明下段。明上段为灰色细砂岩与灰色，灰黄。棕黄，棕红色泥岩呈不等互层，已砂岩为主；明下段浅灰色细砂岩与灰色泥岩棕红色、灰绿色泥岩不等互层以泥岩为主。上第三系中新统 馆陶组上部灰色灰白色砂岩，沙砾岩与灰绿色棕红色泥岩不等厚互层；中部为灰白色细砂岩，下部砂砾岩发育。一段 上部为厚层,中厚层灰白,浅灰色细砂岩,砂砾岩及灰色，灰绿色泥岩不等厚互层。二段 灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细砂岩，粉砂岩、泥岩比较发育东营

6、组三段 深灰色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。一段 灰色泥岩与浅灰色细砂岩、粉砂岩不等厚互层。二段上部灰色灰白色细砂岩、粉砂岩与薄层灰绿色棕红色泥岩不等厚互层；中部为灰白色砂砾岩、泥质、钙质粉砂岩；下部色灰白色砂砾岩、砂岩发育与薄层棕红色泥岩不等厚互层，夹少量碳质泥岩。三段 灰白色砂质砾岩、砂砾岩与灰绿色泥岩互层新生界下第三系渐新统沙河街组四段 棕褐色、棕色砂岩、砂砾岩、细砂岩及灰白色泥岩不等厚互层1.2 工程概况自曙光地区 1975 年正式投入试采至今，目前该地区所钻井型大多数以生产类定向井、水平井为主。其典型的井身结构设计方式如下（三开）：444.5mm/339.7mm（表层套管）+311.1m

7、m/ 244.5mm （套管封上部注采段及定向水平起始段）+215.9mm/ 177.8mm 或 139.7mm（封水平段套管及割缝筛管） ，油层钻遇率达到 100%。本区块常规水平井井斜达到90 中完，非常规水平井呈“鱼钩状” ，定向时井斜达到 100 以上再降斜到 90中完，目前该区块多为非常规水平井。水平段一般长 300m 左右。2、 曙光地区钻井液工作的技术难点2.1 井壁稳定问题曙光地区上部馆陶地层松散，工具造斜能力不易控制，井身轨迹控制难度大，并且井径扩大严重，会给后期施工钻井液携带悬浮带来很大困难。东营组、沙1+2 段泥岩成岩性差，水化分散快，吸水膨胀率高，地层造浆能力强，容易使

8、钻井液粘切升高，流变性变差。从而导致井壁形成泥饼过厚，大井眼环空返速低，井壁冲刷效果差，起钻过程中容易造成钻头、扶正器泥包抽吸。引起起下钻困难、扩划眼甚至井塌、卡钻等复杂事故。例如杜 32-兴 H210 井：311mm 井眼施工至 704m，起钻下引子带双 308mm 扶正器通井。下钻至 558m 时发现钻具内泥浆倒返严重，工程未按规定及时接方钻杆循环。而采取直接下钻到底，在开泵过程中，发现憋泵上提遇卡。经倒扣取出钻具 5 个单根，下套铣作业时发现自导管 50m 以下至井底 210m 发生井塌。此事故为典型的东营组地层缩径，工程操作不当造成“活塞效应”而抽空上部地层导致井筒内钻井液液面下降从而

9、发生井壁坍塌。2.2 出油、出砂及地层污染问题曙光地区为提高原油产出量及储层采收效率，个别区块内布井密度较大。良好的地层连通性，加之受周围较多的注水注气井影响，导致该地区地层压力较高，钻井过程中发生出油、出砂等问题较为普遍。本区块地理位置所属渤海湾内陆地区，海水倒灌现象也较为严重。另外，在该区块南部地区馆陶组存在矿化度很高的回注污水。因此，解决该地区受注水、注气影响而造成的地层污染及出油、出砂等问题在钻井过程中就显得尤为重要。例如，杜 84-兴 H2058 井（完钻井深1343m）完井电测完，下钻通井准备下筛管。下钻到底循环正常并短起下 16 柱（起至技术套管内）均正常。下钻余一单根接方钻杆准

10、备开泵过程中上提下放发现钻具卡死。后经六次反扣打捞，井下落鱼钻具总长为 282.71m。每次套铣循环过程中，振动筛均有大量油砂及大块砂砾岩返出，最终由于该井地层出砂严重常规密度难以平衡致使甲方决定将该井封井暂时放弃施工。下图 1、图 2 为该井出砂照片。图 1 图 22.3 防漏、堵漏问题曙光地区受开采层注水、注气影响导致地层压力失衡，钻井液实际施工密度与工程设计密度存在较大差异。加之该地区地层埋藏较浅，馆陶组、东营组和沙河街组的地层破裂压力系数较低，钻井施工中较高的钻井液密度极易压裂地层，造成井漏事故的发生。根据该区块完钻井情况及区块注采情况分析：馆陶组油层埋深 564800m 为主要油气开

11、采井段，是主要易漏井段；沙河街组局部采油亏空，易漏层位一般在 11001500m 左右，这一段沙体单层厚度一般不超过20m, 但是由于气层压力高低相差大，提密度过程中也容易发生井漏；少数井在东营井段薄层砂砾岩也发生严重井漏，深度一般在 800-1100m；部分水平井段裸眼完成，穿越油层井段长，而钻井施工中，由于上部防出油、出砂需要较高的密度平衡，以及邻井采油引起地层压力的降低造成部分低压油气层施工过程中压差过高，容易引起井漏，而水平井段的渗漏现象也较为明显。2.4 润滑防卡问题与直井段不同，大斜度井段及水平段由于钻具长期趋于下井壁，增加了井眼中钻屑的清洗难度，易形成不稳定的岩屑床，加上钻具旋转

12、时的研磨效应，钻屑被反复碾压破碎，大量的钻屑微粒混入钻井液中造成固相含量升高，增加了井下摩擦阻力和旋转扭矩，从而使井下变得比较复杂，增大了粘卡的可能性。另外，受注水、注气的影响，钻井施工中高密度钻井液的使用，加之一些防漏、堵漏材料的加入也容易对钻井液滤饼造成影响。在渗透性极好的砂岩及油层水平段施工中发生压差卡钻的几率也较大。因此，加强造斜段和水平段钻井液的润滑防卡性能也是该地区施工中的关键所在。2.5 携岩、悬岩问题大井眼环空返速比较低，311mm 井眼为了防止抽吸，钻井液普遍采用低粘、低切施工，在排量不足的情况下存在携砂、悬岩困难的问题；钻井液在高温状况下提粘困难，受地层热注水、气影响，异常

13、井温条件下水平井的携岩、悬岩也存在一定的难度。2.6 保护储层问题水平井段钻速慢，钻井液与油气层接触时间长、面积大；另外，打开油气层同时存在漏、涌、喷的风险，在防漏、防涌、防喷的同时如何减小对油气层的污染也是一个难题。2.7 钻井液本身存在的问题2.7.1 曙光地区上部地层，泥岩水化分散程度高，常规钻井液抑制性难以满足安全钻井施工的要求。2.7.2 该地区未进行大面积开采前，地层压力系数较低，钻井液通常采用不分散低固相体系。该体系钻井液固相容量小且不具备对地层的封堵能力。而目前，该地区受注水、注气影响，采用高密度钻井液。不仅要求钻井液有较强的固相容纳性且要具备良好的防漏、封堵能力。2.7.3

14、由于该地区回注污水影响，地层受污染较为严重，钻井液本身要具有较强的抗污染能力，确保钻井液体系性能稳定，满足钻井要求。2.7.4 受该区块热注影响，地层存在异常高温，水平井钻井液体系高温条件下高分子降解严重，粘切降低速度快，钻井液携岩、悬岩能力降低；2.8 其他方面问题2.8.1 在曙光地区以杜 84 区块为例，除个别几支老牌队伍常年在此施工外，另不断的有新队伍搬至此区块进行游击作战。由于这些井队在此地区没有施工经验，对于高密度布控井区块的地层岩性及特点以及周边注采井的实时动态关注不够，相对应的工程施工技术措施也不够完善。2.8.2 个别钻修井队设备配套不完善，泥浆泵排量小不能满足大井眼洗井要求

15、，环空返速不够，井眼形成不规则；在排量不达标的情况下，试图通过提高钻井液粘度满足携岩、悬浮的要求，从而导致井壁泥饼形成过厚，起下钻困难，以致扩划眼作业中划出新眼。例如，C12302 井队在杜 84-兴 H2074 井钻井施工过程中，由于泥浆泵排量小，造成设备“小马拉大车”的现象。为满足携屑需要工程领导现场要求钻井液工将粘度上提至 120s，结果在井深 842m 进行短起下钻作业过程中下钻遇阻，扩划眼时由于馆陶组砂砾岩胶结疏松可钻性好造成划出新眼。且后续施工中井斜严重超出设计范围，最终导致该井填井至 650m，重新进行侧钻定向施工。2.8.3 一线施工人员业务素质水平参差不齐。一些工作年限比较长

16、的老员工在刚时隔多年重新回到此区块打井时，也仅按照多年前在该地区施工的老方法进行常规钻井液体系的维护与处理。在突发性钻遇受污染地层或出油、出砂状况时，应急措施采取不当，在没有完全调整好钻井液性能的情况下盲目提比重，造成加重过快、过猛压漏地层，或造成钻井液“卖豆腐”甚至发生粘卡、压差卡钻等复杂事故。3、曙光地区钻井液体系的设计与处理剂优选3.1 曙光地区高密度水平井钻井液体系所要解决的主要矛盾通过上述对曙光地区地质状况及施工过程中所遇难点的分析，总结归纳起来主要矛盾即地层受注采气影响造成地层异常高压及外来污染物的侵入加之复杂的水平井钻井工艺比一般地质条件下的高密度井或定向水平井的钻井液施工所受到

17、的束缚条件更多。3.1.1 由于该地区受长时间的注采气影响，设计中所提供的各项地层压力数据及其纵向分布数据等都没有实质性参考价值。各种强污染出现的位置、污染的潜在程度和强度以及钻井液在某井段持续使用时间不能预先确定，导致钻井液强化、转化的提前量难以确定，维护处理抗污染的技术难度和责任就更大。凡是一般在深井中所遇到的抗高温、抗盐、抗钙、抗油、气、水、粘土等的污染问题，在本地区钻井液施工中均要遇到并必须逐一解决。3.1.2 受成本和井深结构的限制，在同一裸眼井段，钻井液要同时担负起防喷、防漏、防塌、防卡的任务，对于安全密度窗口很窄的井段，不仅合理的当量钻井液密度的确定十分困难，而且维护这种合理的当

18、量钻井液密度更加困难。3.1.3 高密度水平井钻井液体系的稳定性以及流变性、造壁性、抑制性、封堵性、润滑性等综合性能的协调统一是钻井液工作长期以来研究解决但又一直未能很好处理掉技术难题，对于该地区复杂地质条件下的水平井施工，防粘卡、压差卡钻的问题就显得更加突出、严峻。3.1.4 水平井作业周期长，各种与钻井液性能有关的井下事故更容易诱发和恶化，因此对高密度水平井钻井液体系的性能有更高的要求。3.2 高密度水平井钻井液体系流变性影响因素及应对措施3.2.1 高密度水平井钻井液体系流变性影响因素钻井液体系流变性稳定性指该体系在钻井过程中能够较大程度地经受环境条件（温度、压力）和外来物质（钻屑、化学

19、物）的影响，其宏观流变性能不发生明显改变的特性。由于受目前曙光、杜家台区块开发现状的影响，在钻井过程中所采用的钻井液体系不可避免要受到外来物质（回注污水、热注采气）的侵污，维护其流变性的稳定性要比配制该体系钻井液的工作要困难得多。主要有几方面原因： 高固相含量高造成的粘度高；高固相粒子分散带来的粘度高；固相粒子间相互作用造成的粘度高；对外来物质的侵污敏感性强；固相控制设备使用率受限。这些原因的宏观表现是钻井液的固相容量限很窄，如果再加上异常温度的影响，固相容量限将更窄。3.2.2 高密度水平井改善钻井液体系流变性的应对措施由于高密度体系的主要矛盾在于体系固相含量太高，加上地层中的固相粒子分散性

20、强，势必导致体系钻屑容量很低。在曙光、杜家台地区由于受大面积注水、注气的影响，造成外来物侵污钻井液，大量的出油、出砂造成钻井液体系粘切迅速上升，甚至丧失流动性。现场应对措施不及时就只有被迫采取冲放钻井液并大量加水稀释的作法。这样以来就形成了“调整完流变性能提密度，密度上提以后流动性又再次丧失”这样的恶性循环，不但造成了成本的大量浪费，也给井下安全带来了极大的隐患。因此，高密度体系钻井液中固相含量和分散特性的控制应该是体系流变性控制因素的关键所在。以往大量研究表明,从以下方面着手可增强其体系流变性能的稳定性：增强并持续保持体系的抑制能力，降低钻井液内部和外来固相颗粒的分散性，即选用抗污染能力较强

21、的钻井液体系；严格控制膨润土含量在其容量限以内；大幅度降低钻井液中的总固相含量。3.2.3 曙光地区高密度水平井钻井液体系的选择通过以上对钻井液体系流变性能稳定性的控制因素的分析，针对曙光、杜家台地区东营组泥岩井段易抽吸；沙河街组砂砾岩及油气层易漏等特点，在高密度水平井钻井液体系的类型选择上，通过对无毒分散、有机硅分散、有机硅氟和MFC分散钻井液体系现场应用对比分析和综合评价，最后确定MFC钻井液体系作为该地区高密度水平井施工的首选钻井液体系，相比其它钻井液体系具有如下优点： 钻井液性能稳定，粘切低，在上部东营组地层使用低粘低切（粘度3136S，初切小于 1Pa,终切小于 3.0Pa）可以提高

22、钻井液对钻头的清洗效果，防止钻头泥包；提高钻井液对井壁的冲刷和冲蚀效果，减少重晶石、防漏材料及钻屑在井壁上的吸附，有利于实现大排量洗井，提高环空返速到0.950.75m/s，提高冲蚀效果，抵消了部分泥岩膨胀所造成的缩径趋势，最大限度地降低抽吸几率。 由于钻井液粘切低，性能稳定，可以满足频繁加重，加防漏材料的要求，满足了在该地区施工钻井液体系要具有强抗污染能力的要求。 触变性性能良好：粘度、切力低大幅度降低了起下钻、下套管、开泵的激动压力，降低了抽吸、井漏几率。 体系碱值比较低。该体系在处理维护时，处理剂MFC加量与烧碱加量比例为 5 ：2 ，PH值控制在9-9.5 左右即可。低碱值有利于抑制粘

23、土水化分散和水化膨胀，降低了泥岩水化膨胀速度，减缓了井眼缩径趋势，同时抑制了钻屑水化分散，提高了固控设备的清除效果。3.3 曙光地区高密度水平井钻井液体系处理剂的优选3.3.1 曙光地区高密度水平井钻井液抑制剂和封堵剂的选择降低粘土矿物的水化能力，抑制其水化膨胀和分散是一般常规井钻井液体系化学抑制剂选择的主要依据。而曙光、杜家台地区所施工井的井眼稳定与否，不是单纯的解决水化和抑制水化的问题，还要解决因注采气造成的外来流体对钻井液的侵蚀。因此，在使用合理的钻井液密度满足井眼力学稳定的同时，还要通过有效的封堵和抑制类材料的复配使用来达到化学稳定井壁的目的。本区块在抑制剂的选择上以液体多元包被剂为主

24、，在定向及水平井段还使用低粘 PAC，通过大分子聚合物配合适当的中分子、小分子聚合物，在确保体系的抑制性和包被性的同时改善泥饼质量、降低滤失，防止缩径和钻屑的水化分散，预防因井眼膨胀和虚厚泥饼造成的阻卡。 。另外通过加入超细碳酸钙来保证在高密度钻井时体系内含有一定比例的细小粒子，使其能迅速的在岩石近井壁内侧浅层桥塞住孔喉，大幅降低滤失介质的渗透率。大量井的实践证明通过低粘 PAC 和超细碳酸钙的复配加入，改善了泥饼的可压缩性，使泥饼更致密，渗透率更低，改变了泥饼质量也大大降低了地层流体与滤液的互通空间，既有效预防了高密度钻井情况下井漏事故的发生，同时也通过屏蔽暂堵作用起到了保护油气层的目的。3

25、.3.2 曙光地区高密度水平井钻井液防塌降失水剂的选择降失水剂的作用机理是护胶、增粘和本身的堵孔三大作用。降水剂通过吸附在粘土颗粒上，阻止其絮凝、聚结变大，保持细小胶体粒子颗粒含量。从而使钻井液形成薄而致密的泥饼。曙光地区所施工的水平井井深一般都在 2500m 以下，进入水平段后施工失水一般控制在 4-5ml 左右。以杜 84 块为例，失水控制范围如图 3 所示：0204060801012046810121416井 深 m失 水 mL图 3 杜 84 块钻井液失水随井深变化图所以在降失水剂的选择上，一开及馆陶、东营段多采用 FT-881 和 HA 树脂，进入沙河街组陆续采用降失水效果较好的井壁

26、稳定剂和 KH-931。在水平井段施工中，除使用上述降失水材料外，在不影响工程定向仪器使用及录井地质资料收集的前提下，适当加入低软化点沥青。以有效防止剥落性页岩表面的水化和渗透，抑制页岩膨胀、解离和剥落性坍塌，稳定井壁，并对不规则性井壁裂隙起到压缩性封堵的作用。3.3.3 曙光地区高密度水平井钻井液防卡润滑材料的选择按照以往定向及水平井施工过程中所用润滑材料的使用经验，液体类润滑剂以柴油和阳离子型润滑剂为主，固体类润滑剂以石墨为主。定向施工中加入 2-5%液体润滑剂，1-2% 固体润滑剂。随着井深的增加逐步提高固液润滑剂的含量，井斜超过 45 后，液体润滑剂含量 4-7%，固体润滑剂含量不低于

27、 3%。以杜 84块为例，含油量随井深变化如图 4 所示：020406080101200123456井 深 m含 油 量 %图 4 杜 84 块钻井液含油量随井深变化图4、曙光地区高密度水平井钻井液技术措施4.1 出油、出砂及井喷的预防措施4.1.1 曙光地区水平井钻井液密度的使用原则上以施工井所在区块及周边新近完成井所采用的钻井液实际密度为依据，并紧密结合周边注采井的生产动态。在确保不发生出油、出砂及起下钻后效值在完全可控的范围内的前提下，充分考虑地层压力及地层破裂压力系数等综合因素，科学合理地选用钻井液密度。例如：开发水平井杜 84-兴 H2040 因临井杜 84-兴 H111 井临时注气

28、而造成溢流。该井钻井液密度由设计的 1.30 g/cm3 提高至 1.63 g/cm3 才压井成功。4.1.2 提高大分子聚合物的有效浓度，一般多元包被剂的使用量为 1.5-2.5kg/m,以提高泥浆的抑制能力，严格控制滤失量，低粘低切施工，减缓泥岩缩径，防止起钻抽吸诱发井涌、井喷。4.1.3 保持钻井液体系良好的触变性。在提密度前充分使用好四级固控净化设备，尽量降低钻井液内的有害固相及膨润土含量。事先调整好钻井液性能，使其保持较低的粘度、切力，防止提密度后性能差异较大，泥饼过厚。从而造成起下钻、下套管、开泵的激动压力增大，从而诱发抽吸、井喷。4.1.4 发生出油、出砂密度上提后，最终合理钻井

29、液密度的确定，是需要通过短起测后效及静止模拟起下钻或测井、下套管作业的时间来观察井底地层流体动态而实现的，切忌进行盲目的工程操作，造成各类复杂事故的发生。4.1.5 进入易漏层位加入超低渗透剂和承压堵漏剂等封堵性材料，提高地层承压能力，拓宽密度窗口，防止井漏诱发井喷。4.1.6 钻进过程中一旦发生油砂侵，应立即组织加重。当加重过程中发生明显渗漏，则降低排量，提高防漏材料的含量，循环观察正常之后方可继续加重，切忌操之过急造成井漏诱发井喷。4.1.7 现场储备足够数量的加重材料和重泥浆(或压井液) 。按照井控实施细则规定，A 类井重晶石储备不少于 30t，B 类井重晶石储备不少于 20t。4.2

30、防漏、堵漏措施近些年来在城区钻井施工中，通常采用超低渗透防漏、堵漏技术来提高低压地层承压能力。超低渗透防漏堵漏技术通过超低渗透剂和单项压力封闭剂在井壁表面形成超低渗透膜及在进入地层浅层的孔吼通道中迅速形成渗透率为零的封堵层，防止钻井液进入地层造成地层裂缝扩张，或者通过超低渗透剂和单项压力封闭剂对地层裂缝的随钻即时封堵，大幅度提高地层承压能力。4.2.1曙光地区高密度水平井在施工中通常采用随钻加入承压堵漏剂和单项压力封闭剂来提高地层的承压能力。进入易发生漏失层位前调整钻井液粘切，并加入1.0%承压堵漏剂和1.0-1.0%单项压力封闭剂。提密度过程中补充1%的超细碳酸钙，密度幅度一周不超过0.02

31、 g/cm3。4.2.2在存在明显渗漏的井下钻时中途必须分几次小排量循环，将井筒内稠浆置换出来，循环的层段应避开易漏井段。下钻到底、先用一凡尔排量（约0.6m/min）顶通10 分钟，再加大排量至 1.0 -1.2m/min循环20分钟以上，正常之后排量再逐渐加大到1.8 2.0m/min循环30分钟，泥浆量没有明显变化时方可开双泵循环，必要时单泵循环把井底稠浆循环出来之后，再开双泵或达到正常钻进所需排量，防止开泵过猛憋漏地层。4.2.3下套管前要调整好钻井液性能，在保证井筒清洁的前提下尽量降低钻井液粘度和切力。4.2.4经常要储备一定数量的堵漏材料。4.2.5当井漏发生时，渗漏以超承压堵漏剂

32、和单封为主堵漏，严重漏失时以胶质水泥堵漏为主，辅以延迟膨胀堵漏和复合桥接堵漏.4.3润滑防卡措施4.3.1严格控制失水在设计范围之内，改善钻井液的失水造壁性能；钻井液流变性良好；4.3.2定向井后加入2-5%液体润滑剂，1-2%固体润滑剂。随着井深的增加逐步提高固液润滑剂的含量，井斜超过45后，液体润滑剂含量4-7%，固体润滑剂含量不低于3%。4.3.3坚持短起下钻，防止因岩屑携带不干净形成的厚泥饼、浮泥饼、岩屑床造成卡钻，起钻遇卡可以开泵循环正常之后再起钻，定向井段低速起钻。4.3.4中完电测、完井电测、下套管等作业时，根据井下情况，可加入0.5%塑料小球和1% 石墨封闭大斜度井段及井底水平

33、井段，保证电测和下套管作业的顺利施工。4.3.5发现井漏立即起钻，中途不开泵再试，防止因井漏而导致卡钻事故。4.3.6控制好井身轨迹，定向井段防止键槽卡钻，每次起钻，都应仔细测量钻头和扶正器的尺寸，下新扶正器或其它钻具结构更换为稳斜钻具时，一般都进行扩眼作业。4.4井眼净化技术措施4.4.1采用合理的泵排量，提高环空返速。4.4.2在井斜45-60定向井段 施工中要适当使用XC打段塞，清洗井底，防止岩屑床的形成；保证低剪切速率下的粘度，水平井段控制钻井液旋转粘度计的3转读数4,6 转读数 8之间。4.4.3加强短期下次数，单根打完要活动钻具，并转动转盘，防止岩屑沿下井壁的沉积，造成起钻困难甚至

34、钻具扭矩增大发生钻具脱扣现象。4.4技术管理措施4.4.1认真进行邻井资料收集和分析，根据钻井工艺要求，制定科学合理的钻井液施工预案。重点井实行“一井一策” ，细化口井施工预案，做到“三个掌握” ，即掌握地层地质资料、掌握该井的分段性能、掌握该井施工难点重点。4.4.2 实行口井专人负责制度。24小时关注周边注采井的生产动态，有预见性的调整钻井液性能。随时与工程、地质监督和相关技术人员保持联系，提出钻井液处理意见和工程方面的合理化建议。4.4.3现场配备完善的钻井液性能检测仪器，对钻井液各项指标及时进行化验分析，发现问题及时调整。4.4.4制定曙光地区钻井液现场作业指导书，通过项目部人员跑井、

35、驻井及时加强与现场施工人员的业务沟通，提高人员整体技术水平和对复杂井事故预防和处理的综合能力。5、曙光地区高密度水平井钻井液现场处理与维护5.1 井段：平原组、馆陶组（444.5mm井眼） 施工难点：大井眼的岩屑携带，馆陶组地层砾石粗易漏。 解决方法：足够的搬土含量、适当粘度、切力和排量，起钻电测前下引子带双扶正器全程通井，刮掉井壁上的浮泥饼，保证井筒清洁。5.1.1钻井液体系：无机盐凝胶钻井液5.1.2钻井液配方：68%土粉 +0.5%纯碱+0.51.0%改性淀粉+0.60.8%FT-8815.1.3维护与处理: 一开钻进，机械钻速较快，首先要保证固控设备充分运转，尽量清除钻井液中的劣质固相

36、，保证井眼清洁畅通。 馆陶地层钻进注意补充土粉，保持搬土含量在68%，增强其携屑造壁性能。 钻进中按比例随时补充改性淀粉，以维持适当的粘度和切力，增强钻井液的携屑性能。 随着井深的增加，及时加入FT-881 调节钻井液流变性，改善钻井液的失水造壁性能。 打完进尺，通井起钻前充分循环清砂，用土粉、改性淀粉配30m 3粘度为80100s稠浆打入井底，确保电测及一开套管的顺利下入。5.1.3钻井液性能控制：粘度：70 80S密度：1.06 1.10g/cm35.2 井段：东营组、沙河街组（311mm井眼定向段） 施工难点：东营组、沙一段地层造浆较严重，泥岩易发生缩径；该井段是注采气较为集中的层位，钻

37、井液随时有被污染的可能，地层出油、出砂较为严重；地层可钻性强，定向过程中井身轨迹不易控制；大井眼悬岩、携岩困难。 解决方法：防止抽吸：东营组、沙河街组地层施工，钻井液保持低粘低切和强抑制性；使用好四级净化设备，保证钻井液低搬土含量、低固相和低滤失量，为钻遇受注采气影响地层提密度打下良好基础；每钻进100m进行一次短起下作业，短起下距离为2倍进尺距离以上；防漏材料采用承压堵漏剂和单项压力封闭剂复配；尽量保证大排量施工，定向完一个单根，合转盘上下活动钻具，防止岩屑床的形成。 5.2.1钻井液体系：MFC分散钻井液5.2.2钻井液配方:井浆0.3 0.5% 多元包被剂0.51.0%MFC 0.30.

38、5%NaOH 0.5 1.0%FT-881 0.51.0%HA树脂0.5 1.0%井壁稳定剂0.5 1.5%KH-93112%承压堵漏剂1%单相压力封闭剂25%液体润滑剂1 3%固体润滑剂加重剂5.2.3维护与处理：东营组地层造浆较严重，根据进尺变化，加大多元包被剂的使用量，311mm 井眼按 2.0 3.0kgm 补充，以增强钻井液的抑制性能，控制地层泥岩水化分散； 每钻进 150200m 左右处理一次，分别加入 0.5-1.0tMFC，0.3-0.5t NaOH ，0.5-1.0tFT-881 ,适当使用 HA 树脂；进入定向施工阶段，使用 HA树脂或井壁稳定剂配合 KH-931 降失水，

39、控制 API 失水在 5ml 以下。定向后及时加入液体润滑剂（25%）和固体润滑剂（13%），降低泥饼的摩阻系数，提高钻井液的润滑性能。 东营井段和沙一、二段施工时应连续使用离心机，采取不断补充重晶石的方法维持钻井液密度在最低线 1.25g/cm3 以上，满足一次井控要求，同时最大限度降低劣质固相含量。 在进入注采气和出油、出砂井段前，应调整好钻井液性能，防止遇到大幅度上提密度造成泥浆性能恶化。 大幅度提密度前切实做好井漏的预防工作，加入 1-1.5%的承压堵漏剂和 1-1.5%的单向压力封闭剂；在提密度过程中适当补充防漏材料，以提高地层的承压能力。 钻进施工中钻井液粘度保持在 40-50S

40、之间，应始终保持良好的流动性能，防止粘切过高，造成起钻抽吸，中完电测、下套管前用固体润滑剂和塑料小球封井底大井斜段，确保电测和下套管的顺利施工。5.2.4 钻井液性能控制：东营组密度：1.10 -1.25g/cm3，粘度：3238s，失水：6ml 沙河街组密度：1.25g/cm3 以上（据现场实际注气层压力及出油砂情况而定），粘度：40 50s， 失水： 5ml5.3 井段：沙河街组（215.9mm井眼 大斜度及水平段） 施工难点：水平井定向施工阶段进尺缓慢，定进过程中“拖钻”现象比较常见；岩屑沿下井壁沉积，极易形成岩屑床，造成起下钻困难甚至扭矩增大，损坏钻具；高密度钻井液施工过程中防卡、防漏

41、的问题。 解决方法：钻井液在保证岩屑悬浮携带的前提下，尽量保持低粘切和强抑制性；择机使用好净化设备，保证钻井液较低的搬土和固相含量；保证低滤失量，泥饼薄而韧，摩阻系数小；每钻进50m进行一次短起下作业；切实做好粘卡、压差卡钻和井漏的预防工作。 5.3.1钻井液体系：MFC分散钻井液5.3.2钻井液配方:井浆0.2 0.4% 多元包被剂0.81.2%MFC 0.50.8%NaOH 0.8 1.0%井壁稳定剂 11.5%KH-93112%低软化点沥青1 1.5%超细碳酸钙 57% 液体润滑剂2 3%固体润滑剂加重剂5.3.3维护与处理：在水平井段施工，钻井液性能要始终保持稳定、良好和均匀。在满足井

42、控要求的前提下，尽量降低钻井液密度，防止密度过高造成压差卡钻。切实使用好固控设备，及时清除细颗粒有害固相，及时补充降失水剂，防止泥饼质量变坏造成粘附卡钻。加入超细碳酸钙，通过屏蔽暂堵作用提高水平井段地层承压能力。在不影响工程定向仪器使用及录井地质资料收集的前提下，适当加入低软化点沥青以稳定井壁，对不规则性井壁裂隙进行压缩性封堵。钻进过程中保证液体润滑剂含量不低于5，固体润滑剂含量不低于3；定期使用XC打段塞，保证井眼清洁、畅通。水平段施工，进尺缓慢是要勤活动钻具，适当转动转盘，钻具活动范围不小于10m；每钻进 50m进行一次短起下作业，短起长度以起出45井斜段为宜。完井电测、下套管作业前用引子

43、带扶正器通井，并采用大排量配合稠塞洗井；起钻前用固体润滑剂和塑料小球打封闭，确保电测、下套管顺利施工。5.3.4 钻井液性能控制：密度：1.50 1.85 g/cm3粘度：45 55s， 34，68 失水：4ml , 固液润滑剂含量 68% 。6.应用情况及效果6.1 应用情况通过一系列钻井液技术的综合运用，很好地解决了曙光地区高密度水平井安全快速钻井问题。2011 年钻井液公司兴隆台项目部配合钻井一公司和井下作业公司截至目前在该地区共完成高密度水平井、侧钻井钻井总进尺共 30019m，其中配合钻井一公司交井 8 口，完成钻井进尺 13472m，完成井平均井深1684m。配合井下作业公司交井

44、13 口，完成钻井进尺 16547 米，完成井平均井深 1272.8m。钻井液完井密度也由设计平均密度得 1.30g/cm3，提高到实际使用的 1.67 g/cm3 以上，在口井重晶石用量平均增加 20-50 吨的基础上，平均泥浆成本反而照定额降低 72 元/米，实现总体材料费结余 216.7 万元。6.2 应用效果 防漏效果明显，通过承压堵漏剂和单项压力封闭剂的复配使用，大大提高了曙光、杜家台地区高密度水平井地层的承压能力，使井漏发生几率大幅度降低，提高了钻井施工速度，大大缩短了钻井周期。所选用的 MFC 分散钻井液体系基本满足高密度水平井钻井工艺的要求，加之行之有效的技术管理措施的制定与实

45、施，切实保障了井下安全，大大减少了复杂情况及事故的发生。MFC 分散钻井液体系在本区块的推广使用，加大抑制剂的使用量，结合工程大排量洗井、短起下钻措施，基本解决了泥岩缩径造成的抽吸问题。311.1mm 井眼施工中，使用 MFC 分散钻井液的施工井中没有出现严重及中等程度的抽吸现象，体系明显优于其他分散型钻井液。通过充分洗井，打封闭，提高井壁润滑性，各种电测、下套管、固井均顺利。项目部在该区块完井回收钻井液方面进行多次探讨、论证，共计完井回收MFC 分散体系钻井液 1300 余方，现场再利用 1200 方，此项工作节约挖潜150 万元，同时减少了现场排污压力，保护环境，一举多得。表 1 为 20

46、11 年曙光地区采用该体系施工的高密度及高密度水平井的基本概况。表1 2011年曙光地区施工的高密度及高密度水平井基本概况序 号 队 号 井 号 区 块 完 钻 井 深 建 井 周期 设 计 完 井密 度 实 际 完 井密 度 事 故 、 复 杂情 况 及 类 别1 C12288 曙 3-03-4C2 杜 16 块 1600 12 1.25 1.60 无2 C10288 杜 22C2 杜 18 块 1329 12 1.45 1.58 无3 C12292 曙 3-08-9C 杜 18 块 1468 16 1.45 1.80 无4 C10288 曙 3-07-07C 杜 18 块 1506 14

47、1.45 1.67 无5 C10288 曙 3-05-07C 杜 18 块 1518 14 1.20 1.67 无6 C12298 曙 3-11-005C2 杜 26 块 1099 14 1.20 1.81 无7 C10288 曙 3-12-06C2 杜 26 块 863 8 无 设 计 1.55 无8 C10288 曙 3-12-6C2 杜 26 块 1064 11 1.20 1.60 无9 C10287 曙 3-011-07C 曙 3 区 1250 11 1.20 1.59 无10 C12301 曙 3-05-8C 曙 3 区 1535 15 1.30 1.80 无11 C10287 曙

48、4-8-更 1C 曙 22 块 1138 35 无 设 计 1.93 无12 C10288 曙 4-8-008C 曙 22 块 1311 48 1.20 2.03 无13 32994 曙 3-H301 杜 28 块 2091(2598) 45 1.45 1.85 无14 32471 杜 84-兴H2058 杜 84 块 1343 33 1.15 1.78 出 砂 严 重 封 井15 30559 杜 84-兴H3340 杜 84 块 1307 17 1.12 1.50 无16 C10299 杜 84-29-K83 杜 84 块 866 10 1.10 1.57 无17 30561 杜 84-兴H

49、3120 杜 84 块 1236(1552) 26 1.15 1.64 无18 30561 杜 84-兴H3224 杜 84 块 1171 15 1.12 1.52 无19 32994 曙 4-KH108 曙 22 块 1653(1700) 27 1.45 1.55 无20 32467 曙 4-H304 曙 22 块 1612(2200) 33 1.45 1.52 无21 32993 曙 4-H302 曙 22 块 1601 52 1.45 1.53 无注：井深一栏中“ （ ） ”内表示该井附加重复进尺后的总进尺深度。7.取得的经济效益与社会效益7.1 经济效益分析7.1.1 钻井液材料盈亏2011 年在曙光地区完成的 21 口高密度水平井，钻井液材料费统计总共盈余约 216.7 万元，具体数据统计情况如下。表2 2011年曙光地区施工井钻井液材料费统计表序号 队号 井 号 井 深