红河油田井眼漏失预防处理钻井液技术
红河油田井眼漏失预防与处理钻井液技术【摘要】红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部。受地质构造因素影响，钻井过程中频繁发生程度不同的井眼漏失，严重影响安全钻井。本文提出了解决各种地层井眼漏失的预防和处理工艺，上部地层的静止堵漏和桥浆堵漏工艺，以及下部含水层裂缝性井眼漏失应用特种凝胶复合快干水泥堵漏技术，现场都取得良好效果。
【关键词】井眼漏失桥堵特种凝胶堵漏含水层裂缝性漏失红河油田
红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部。受地质构造因素影响，钻井过程中频繁发生从漏速小于3m3/h的渗透性漏失到失返的水层裂缝性漏失，严重影响安全钻井。针对红河油田地质条件复杂极易井漏的情况，钻井过程中，采取以“防漏为主，堵漏为辅”的技术思路。小型漏失采用提高粘切静止堵漏和桥接堵漏的方式，大型复杂井漏采用特种凝胶复合水泥浆等特殊堵漏方式。
通过分析井漏的地质和工程因素，提出了井眼漏失的预防和处理工艺技术，并在现场五口井上成功应用，有效解决了红河油田的井眼漏失技术难点。
1 井漏分析
根据已钻井资料，地层裂缝发育、地层承压能力低，极易发生各种类型的井眼漏失，主要可分为第四系黄土层井漏、砂岩层渗透性井漏、裂缝/裂隙井漏等三种类型的井眼漏失。
塔河油田TK860X井钻井液技术-最新资料
塔河油田TK860X井钻井液技术 1 地质简况 2 钻井液类型选择与施工难点2.1 钻井液体系的优选针对地层特点，钻井液必须满足以下要求：良好的抑制性，抑制地层岩屑水化分散；良好的屏蔽暂堵性能，形成优质泥饼，并封堵上部地层砂岩段；良好的润滑防卡和防塌能力；良好的造壁能力和护壁能力，确保井壁稳定，井径规则；能很好地保护油气层，减少油气层损害。特别三开井段“直-?斜- 稳斜- 降斜- 直” 井身特点，采用聚合醇聚磺混油钻井液体系，现场应用表明本体系具有良好的润滑防卡、悬浮携带和稳定井壁的能力，满足现场施工要求。 2.2 各井段难点一开、二开上部井段井段：一开地层疏松、渗透性强，地层可钻性好，进尺快，钻屑污染严重，渗漏严重。容易发生井口垮塌。采用固控除砂、化学絮凝和胶液稀释的办法控制钻井液自然密度。 三开井段：地层压实性好，钻时较慢。砂岩段渗透性强，易形成小井眼，二叠系微裂缝发育，渗漏严重。石炭系地层泥岩粘土含量高、塑性强，易吸水膨胀发生泥包钻头。定向井段润滑、防塌和井眼净化是主要难点。 四开井段，地层稳定，裂缝、溶洞发育，易喷易漏。井底温度 高，控制钻井液整体高温稳定性能，保护好油气层。
3 钻井液维现场应用 3.1 一开0m-502m 表层地层松软、渗透能力强，采用高粘切膨润土-聚合物钻井液，防止井口垮塌。开钻前预配制200方膨润土浆，水化24 小时，加入适量CMC-H，V 以满足携砂、悬浮和防渗漏、防坍塌要求。 3.2 二开502m-4000m 本井段井眼大，钻速快，在保证排量和井眼稳定的前提下，尽量控制钻井液适当粘切，低密度，低固相，提高机械钻速，充分使用固控设备，严格控制劣质固相，防止固相污染。 上部井段(502m-2500m，钻井液维护以补充聚合物KPAM交液和优质膨润土浆为主，根据粘切的高低而使用不同浓度的聚合物胶液。复配使用大中小分子聚合物，使钻井液具有良好的包被抑制性，包被钻屑。加入PB-1、QS-2封堵地层，降低渗漏。在进入吉迪克地层前把钻井液密度提至 1.18g/ cm3 ，防止吉迪克组地层蠕变，造成井壁缩径，导致起钻阻卡。 下部井段(2500m-4000n)，随着井深增加，井底温度的不断升高，容易造成粘土过度分散。坚持使用聚合物加强钻井液的抑制能力，聚合物浓度维持在 ( 0.5-0.8 )%，同时严格控制劣质固相。 钻进到3500m根据实际情况补充部分抗温材料，提高钻井液的抗温性能，控制钻井液的API失水小于5ml，HTHP失水小于15mL 3.3 三开4000m-5538.37m
647.2-2013_页岩气水平井钻井作业技术规范_第_2_部分：钻井作业(出版稿)
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 647.2—2013 页岩气水平井钻井作业技术规范 第2部分：钻井作业 2013-12-22发布2014-01-22实施
目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 钻井工程设计 (1) 4 井眼轨迹控制 (2) 5 防碰作业 (3) 6 水平段安全钻井 (3)
前言 《页岩气水平井钻井作业技术规范》分为五个部分： ——第 1 部分：丛式井组井场布置； ——第 2 部分：钻井作业； ——第 3 部分：油基钻井液； ——第 4 部分：水平段油基钻井液固井； ——第 5 部分：井控。 本部分为第 2 部分。 本标准按 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第 1 部分：标准的结构和编写规则》进行编写和表述。 本标准由川庆钻探工程有限公司提出。 本标准由川庆钻探工程有限公司钻井专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、川庆钻探工程有限公司川东钻探公司、川庆钻探工程有限公司川西钻探公司 本标准主要起草人：张德军、赵晗、卓云、叶长文。
页岩气水平井钻井作业技术规范第2部分：钻井作业 1 范围 本标准规定了页岩气丛式井组钻井工程设计、井眼轨迹控制、防碰作业、水平段安全钻井等内容和要求。 本标准适用于川渝地区页岩气井的钻井作业。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY／T 1296 密集丛式井上部井段防碰设计与施工技术规范 SY／T 5088-2008 钻井井身质量控制规范 SY／T 5416 定向井测量仪器测量及检验 SY／T 5435-2003 定向井井眼轨迹设计与轨迹计算 SY／T 5547 螺杆钻具使用、维修和管理 SY／T 5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY／T 6332-2004 定向井轨迹控制 SY／T 6396 钻井井眼防碰技术要求 Q／SYCQZ 001 钻井技术操作规程 Q／SYCQZ 372-2011 丛式井井眼防碰技术规程 3 钻井工程设计 3.1 井身结构 3.1.1 表层套管应封隔地表漏层和垮塌层，相邻两井表层套管下深错开20 m以上。 3.1.2 水平井技术套管下入位置井斜应不低于60°，若井下出现严重垮塌、钻遇高压油气，可提前下入技术套管。 3.1.3 油层套管尺寸不小于 11 4.3 mm，抗内压强度与增产改造施工压力之比＞1.25。 3.1.4 水平段长度宜控制在800 m ～ 1400 m。 3.2 靶区 3.2.1 靶区半径设计符合SY／T 5088-2008的规定，且满足井眼轨迹控制要求。 3.2.2 水平段井眼方向与地层最小主应力方向的夹角不小于 15°。 3.3 井眼轨道 3.3.1 每口井地下靶心与井口位置连线相互之间不宜空间交叉。
水平井钻井技术经验概述
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
塔河油田TK1040井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术
67 2010 年第 10 期西部探矿工程 塔河油田 TK1040 井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术 赵静杰 ( 华北石油局西部工程公司 ,新疆轮台 841600) 3 摘 : T K1040 井位于塔河油 S99 - T728 井 NN W 向的构造隆起条带南翼、要牧场北残丘群西翼斜坡。该井地层裂缝发育 ,存在两套压力系统 ,钻井过程中井漏和井塌问题非常严重 , 钻井作业十分困难。根据现场情况 ,对该井发生井漏的原因进行了分析 , 通过对室内小型实验研究出了适合该井堵漏、 防塌钻井液工艺技术 ,并进行了现场应用 ,取得了良好的效果。现场应用表明 ,该桥塞堵漏钻井液技术可以很好的解决该井的井漏问题。针对该井地层坍塌问题 ,本井采用多元醇配合沥青类防塌剂 , 能很好的起到防塌效果。关键词 : 承压堵漏 ; 桥堵 ; 防塌 ; 塔河油田中图分类号 : T E24 文献标识码 :B 文章编号 :1004 5716 ( 2010 ) 10 0067 04 T K1040 井是塔河油田 10 区奥陶系油藏 , 该井三开钻遇三叠系、石炭系、泥盆系、奥陶系地层 , 到达目的层后 ,发生漏失和地层坍塌等问题的出现。该井钻遇奥陶系良里塔格组时发生严重井漏 ,其分析为存在两套地层压力系统。并且随后发生井塌等井下复杂情况。最后通过大量的室内研究及现场反复摸索 ,研究总结出适应该地区地层特点的堵漏、防塌钻井液工艺技术 , 并成功在该井进行了应用 , 收到了良好的效果 , 为塔河油田 10 区高效优质开发提供了有力的保障。 1 工程地质简介渐新统地层 ( 0 ～ 3440m ) , 岩性以棕褐色泥岩与灰棕色粉砂岩、细砂岩互层为主。古 - 始新统地层 ( 3440 ～3520m) ,岩性主要以砂岩为主夹棕色粉砂质泥岩。白垩系地层 ( 3520 ～ 4609m ) 岩性主要为灰白色细 - 中粒砂岩、含砾砂岩夹棕褐、灰绿色泥岩。该井段地层疏松 ,由于钻速快、砂岩多井壁易渗漏。侏罗系地层 ( 4609 ～4639m) ,岩性主要为灰色细粒屑长石砂岩、长石石英砂岩夹灰、棕灰色泥岩、粉砂岩泥岩及薄煤层。三叠系地层 ( 4639 ～ 5144m ) , 岩性主要为灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细粒长石岩屑砂岩、深灰色泥质粉砂岩。侏罗系、三叠系地层泥页岩地层易吸水膨胀、剥落、掉块。石炭系地层 ( 5144 ～ 5781m ) , 岩性主要为褐灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩 ,石炭系“双峰灰岩” ,顶部为黄段灰色泥晶灰岩夹深灰色泥岩 , 下峰含石膏 , 使用高密度钻井液体系易发生井漏。堵漏要根据实钻情况和地质解释有针对性进行。泥盆系地层( 5781 ～5821m) ,岩性主要灰色细粒、 含砾细粒岩屑石英砂岩、粉砂岩夹灰、深灰色泥岩。 2 钻井液技术概况 T K1040 井是由华北西部 60817 HB 井队施工。T K1040 井 2007 年 9 月 2 日 15 : 25 钻至井深 5925. 58m ,层位 O 3 l , 开始发生井漏 , 漏失 1. 30g/ cm3 井浆 43. 71m3 。9 月 3 日 , 继续钻进至井深 5927. 79m 时再次发生 ,井漏漏失 1. 30g/ cm3 井浆 48. 91m3 。9 月 4 日～ 5 日期间漏失 1. 30g/ cm3 井浆 359. 09m3 。9 月 6
水平井裸眼完井砾石充填步骤
The Baker Hughes CSAP gravel pack system has all of the same field proven features of CS-300 system. The definition of CSAP is Cake-Saver-Acid-Placement, before running in hole with the gravel pack assembly, displace the open hole section in casing to brine. It’s critical to the successive hole cleaning to maximize the fluid velocity at 300 ft/min near the well bore wall. 贝克休斯CSAP砾石充填系统具有CS-300已经验证的所有相同的属性。在向井下下砾石充填的组合工具时，向套管下的裸眼部分打入盐水，这对裸眼井壁附近液流速度达到300英尺每分，连续地洗井起着非常关键的作用。 For this reason, it’s important to fully maintain turbulent fluid possible. Low-viscosity fluids are desired to help to retain turbulence. However, while low-viscosity fluids help maximize velocity near the wall. It’s commonly assumed that their use also makes it somewhat more difficult to remove solids from the wellbore. To carry solids completely out of the wellbore,elevated flow velocities are required. 由于这个原因，完全保持湍流的液体很重要。低剪切速度的液体有助于保持湍流。然而，尽管低剪切速度的流体能保证井壁附近的流体高流速。但是通常它们也存在一个缺点那就是更难将井眼的固体携带出来。为了将固体百分之百地携带出井眼，就要求液体具有很高的流速。 The steps to compete the procedure are: 步骤如下： 1、Pick up gravel pack assembly and run in hole to setting depth. 将砾石充填组合工具下放到井下预定的深度。 2、Circulate brine down the work string and out the GPV shoe around the screen annulus at a rate below 25ft/sec pass the SC packing element. 将盐水循环到工作管住从GPV引鞋流出，到筛管环空周围，速度为25英尺没秒以内，通过防砂充填工具。 3、Drop a stainless steel ball to set the SC packer, this section will shift the ball seat isolation sleeve downward, opening the return bypass ports in the crossover tool, and locking the primary ball on the ball seat. 将一个不锈钢球丢手，坐在防砂封隔器上，会使球座封隔套筒向下移动，打开crossover tool 的回路旁通通道，将初始的那个不锈钢球锁在球座上。 4、Set the packer, pull the packer tech-unit, perform an anchor test on the SC packer. 坐封隔器，拉动封隔器部分，在防砂封隔器上做一个锚定测试。 5、Pull 30000 pounds over the last recorded up-weight, followed by slacking off 30,000 pounds below the last recorded down-weight. This is your running in hole position. Followed by picking up the work string to confirm the crossover tool is free from the gravel pack packer assembly. 最后一个记录的上提载荷重加到30000磅，然后将最后一个记录的释放重量加到30000磅。这是下工具的位置。接下来上提工作管住以确保crossover tool脱离了防砂封隔器组合，可以自由上提下放。 6、Pick up the work string to position the SMART Collet above the first indicating coupling, slack off 30,000 pounds, this is your test packer position. Apply the required test pressure to the annulus, to confirm the SC packing element is packed off on the casing inside diameter. 上提工作管住到SMART Collet 的第一个位置指示接箍，释放30000磅的重量，这个是测试封隔器的位置。对环空进行要求的压力测试，来保证防砂封隔工具坐封在了套管避上。7、Pick up the work string to position the SMART Collet above the second indicating coupling.
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。
冀东油田水平井钻井液技术重点
第22卷第4期钻井液与完井液Vol.22No.4 2005年7月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJul12005 文章编号:100125620(2005)0420072202 冀东油田水平井钻井液技术 邓增库左洪国夏景刚杨文权赵增春蒋平 (华北石油管理局第三钻井工程公司,河北河间) 摘要针对水平井钻井要求和冀东油田的地层特点,采用强包被、、,定向井段和水平井段采用聚磺硅氟乳化原油钻井液。该钻井液中PMHA与JJ能力;GT298、KJ21与NPAN,L21与JGWJ复配使用可以提高钻井液的封堵能力,。现场应用表明,该钻井液具有较强的防塌能力、,解决了上部地层和水平井段砂岩储层的井塌以及大斜度井段、水平井段的携砂、,完全满足了冀东地区垂深小于3000m水平井的钻井需要。 关键词聚磺硅氟钻井液井眼净化井眼稳定防止地层损害水平钻井冀东油田中图分类号:TE254.3 文献标识码:A 钻井液性能优良是水平井井下安全的重要保证。为满足水平井钻井要求,对水平井钻井液技术进行了调研,结合冀东油田的地层特点,从钻井液的抑制防塌能力、流变性、润滑性、油层保护等方面进行室内评价,优选出了聚磺硅氟乳化原油钻井液配方,并首次在G362P4井进行试验,获得了成功。随着水平井钻井液技术的不断完善,22口水平井实践表明,聚磺硅氟乳化原油钻井液具有较强的防塌能力、良好的流变性和润滑性,油层保护效果好,满足了冀东油田垂深小于3000m的水平井钻井需要。 砂带来困难;水平段处于砂岩产层,钻速快(钻时为0.8～2min/m),钻井液中岩屑浓度大;一般水平井段的井径比常规井径大,同时钻具不能居中,在重力作用下,岩屑在运移过程中产生沉降,在钻具周边淤积。如果钻井液携砂能力较弱,或工程措施不当,极易形成岩屑床,造成卡钻。113润滑防卡 由于油层埋深较浅,井眼轨迹半径较小,造斜率有时达30°/100m以上,大斜度井段地层较软,地层与钻具接触面大,固相润滑作用小,主要依赖液相润滑,增加了润滑防卡难度。114油层保护 1技术难点 111井壁稳定 该油田馆陶组下部地层存在不同厚度的玄武 岩,胶结物少,地层破碎,表现为大块塌落;东营组泥页岩地层易吸水造成不均质剥落坍塌;储层砂岩胶结性差,返出岩屑类似流砂,储层砂岩裸露段长达几百米,上层井壁
塔河油田盐膏层钻井液技术
塔河油田盐膏层钻井液技术 孟庆生江山红石秉忠 （中石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所，山东德州 253005） 摘要：为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层，盐层中夹有泥页岩盐层和砂泥盐层，由于盐的溶解而造成井径扩大，钻井液性能不稳定，盐膏层塑性变形造成缩径卡钻，含盐泥页岩的水化分散造成井壁不稳定，钻井液增稠。针对盐膏层的复杂情况，我们研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。文中介绍了聚磺欠饱和盐水钻井液体系的室内研制及现场应用情况。 关键词：塔河油田盐膏层塑性蠕动地层压力聚磺欠饱和盐水钻井液井眼稳定 概述 为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星石油公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层。由于盐的溶解易造成井径扩大和钻井液性能不稳定；由于上覆地层压力的作用，巨厚盐膏层塑性变形易造成缩径卡钻；由于含盐泥页岩中盐的溶解和泥页岩的水化分散作用易造成井壁不稳定。针对盐膏层的特点，并结合其他油田的成功经验，研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。 难点分析及对策 1 难点分析 ①塔里木盆地石炭系盐膏层埋藏深，均分布在5100m以下的深井段, 温度在110-130℃，极易引起钻井液性能恶化，滤失量、粘度、切力上升,泥饼变厚,泥饼摩擦系数增大,从而易造成粘卡事故。 ②石炭系盐膏层厚度差别很大，且夹有不等厚的泥页岩及石膏夹层，裸眼长，剥落坍塌井径扩大,井径扩大率可达33%。形成严重的糖葫芦井眼,造成电测遇阻,固井质量差。 ③盐岩的塑性变形。若使用的泥浆液柱压力不足以平衡地层压力时,就会引起盐岩的塑性变形，使井径缩小，造成卡钻甚至挤毁套管事故。密度过高又易引起压差卡钻。
水平井钻井液
水平井钻井液 前言 水平井钻井是钻井技术发展的必然产物，和钻直井相比涉及到新的工艺和新的技术措施，它对钻井液技术提出了更高的要求，因此在水平井钻井液的设计和施工中，必须把握好钻井液的特性、分优钻井液性能、钻井液参数的优选，这样才能安全、顺利的完成钻井任务，才可能取得更高的经济效益。从胜利油田钻水平井的发展历史来看，套管结构在不断的简化，钻井周期在不断的降低，成本在不断的减少，当初钻二千来米的水平井需三开完钻，现在钻将近五千米的水平井也只下两层套管，所取得的技术和经济效益是相当可观的。所钻地层也由当初的较稳定的地层到现在的低压易漏失地层；钻井液的发展经历了水基、油基到现在的泡沫钻井液，水平井钻井液技术的持续、稳定发展，使我油田目前能钻各种类型、各种难度、不同井深的水平井。 一、水平井钻井液的发展 为提高水平井钻井液的携岩洗井效果，只有提高钻井液粘度和动切力，降低钻屑的下滑速度，避免岩屑床的形成，但粘度太高不利于钻井的施工，提高动切力是有效的方法。为达到这个目的，胜利油田在最初的几口水平井用聚腐粉JFF来改善钻井液这方面的性能，但JFF有它的局限性，作用时间不能持续长久，处理量大时易使粘度迅速上升，在此基础上采用正电胶MMH来改善钻井液流变参数，可以大大地提高动切力，施工方便、快捷。这两者处理剂实际上都是改善钻井液中粘土的性质，不同的只是JFF在施工时就已对粘土进行了处理，加入时同时会增加泥浆中的般土含量；而MMH是在施工之中进行，不可能增加钻井中的般土含量,且作用时间长。润滑剂的种类可根据地质需要而选择不同的类型。 二、钻屑在井下的运移状态 分析钻屑的运移情况，必须从钻井液的流变参数，当动切力越小，流型越显尖峰型，动切力越大，则呈现平板型层流，以宾汉模式计算，钻井液的临界环空返速 321.49 (Do+Di)(PV+(PV2+YP(Do-Di)2D) 1/2 Qc= D 7716 式中：Do井眼直径（米） Di 钻杆内径（米） D 钻井液密度（Kg/m3) PV 钻井液塑性粘度（PaS) YP 钻井液动切力（Pa)
水平井裸眼砾石充填防砂完井技术研究
水平井裸眼砾石充填防砂完井技术研究 摘要：高孔高渗储层在全球占有较大比例，对高孔高渗油藏实施防砂完井能够 大大延长油井的开采有效期，提高油井采收率。目前水平井的开发是实现油井高 产稳产的有效手段，水平井的开采一般采用潜油电泵强采，液量大，油井开采后 近井地带亏空，地层骨架松散，会造成油井大量出砂；水平井、大针度井的砾石 充填完井可以将防砂有效期延长至十年。笔者对砾石充填完井技术进行了相应管 柱结构及配套工具性能的研究，对各项施工参数进行了设计，为相关技术人员的 现场应用和技术研究提供了有意义的参考。 关键词：水平井；裸眼砾石充填防砂完井 1、前言 为实现疏松砂岩水平井的有效开发，笔者对水平井裸眼充填完井技术进行了 研究，研究了配套的防砂完井管柱、筛管和配套工具的结构与性能，对完井过程 中的施工过程中的泵压、排量、砂比等重要参数进行了优化。在现场进行砾石充 填的过程中，由于影响砾石充填效果的因素比较多，所以在实际的防砂完井设计 中需要加强对井径数据、完井液、管柱结构、防砂工具等的优化分析。在现场的 应用过程中，采用的砾石充填砂比保持在5%-10%，排量保持在500-1000L/min。 通过采用循环充填方式进行筛管与裸眼之间的砾石充填，挡住了有层中的砂子讲 入井筒。 2、水平井裸眼砾石充填完井技术特点分析 对于水平井而言，为了在最短的时间内获得最大的经济回报，较好的开采方 式是电泵强采，但这也会造成油井过早出砂，检泵作业频繁，生产成本大大增加。较为理想的完井方式是采用筛管外充填挡砂砾石的方式，裸眼完井方式保证了油 层与井筒的接触面积，同时在筛管外部采用挡砂砾石，不仅能够起到筛管和砾石 多级挡砂屏障的效果，还可以机械支撑井壁，避免井壁在开采一段时间后因骨架 松散发生坍塌。在油井生产出去，细粉砂能够随液体流人井筒，有了砾石充填层 的保护能够降低液体对筛管的直接冲刷，提高了筛管的挡砂有效期。因此采用裸 眼+筛管+砾石充填层的完井方式大大提高了油井防砂时间，能够满足日产液100 方以上的生产需求。 3、水平井裸眼砾石充填完井管柱设计 在水平井完井过程中，大部分目的层为单一油层，在设计砾石充填完井管柱 的过程中主要采用以下两种管柱，其中一种是采用上部注水泥下部筛管完井管柱，管柱从下到上依次为引鞋+洗井阀+砾石充填装置+套管短节+筛管串+套管短节+筛 管短节+盲板+套管短节+裸眼封隔器+分级注水泥装置+套管串至井口。该工艺施 工结束后需要对盲板进行钻塞，钻塞结束后进行充填管柱的下人，充填管柱的结 构组成从下到上依次是充填服务装置+变扣+冲管串+油管串至井口。另外一种较 为常用的管柱是采用裸眼段悬挂筛管，悬挂器坐挂在上级套管末端的管柱方案。 使用该管柱从下到上依次是导向装置+套管短节+砾石充填装置+套管短节+筛管串 +套管短节+悬挂器+变扣+钻杆串至井口。悬挂器的选用一般为液压丢手和倒扣正 转丢手双保险，充分保证管柱完全丢手。使用该工艺施工无需钻塞，对应的后期 充填管柱从下到上依次是充填服务装置+变扣+冲管串+油管串至井口。 4、防砂筛管研究及防砂完井工具研制 现场防砂完井的筛管采用复合防砂筛管，该筛管的基管采用常规套管打孔，
钻井液技术新进展
钻井液技术新进展 摘要：钻井液技术的革新对加强石油勘探开发，提高石油采收率具有重要作用。本文介绍了国外钻井液技术的新进展，包括井壁稳定、防漏堵漏、抗高温钻井液、提高机械钻速的钻井液、低密度钻井液流体、储层保护等技术，同时介绍了国内钻井液技术的相关进展，通过分析比较，指出开发新型钻井液技术的关键在于研发新的处理剂，为钻井液技术的发展指明了方向。 关键词：水基钻井液；油基钻井液；钻井液处理剂；纳米技术 油气井工作液指在钻井、完井、增产等作业过程中所使用的工作流体，包括钻井液、钻井完井液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、砾石充填液、修井液、压裂液、酸液及驱替液等。近年来，钻井液在保障钻井井下安全、稳定井壁、提高钻速、保护储层等方面的作用日益突出，随着当前复杂地层深井、超深井及特殊工艺井越来越多，对钻井液技术提出了更高的要求。为此，国内外对应用基础理论和新技术方面进行了广泛的研究，取得了一系列的研究成果和应用技术，有效的解决了钻井过程中迫切的难题，并为钻井液技术的进一步发展奠定了基础指明了方向。本文在调研近几年国内外钻井液新技术的基础上，对国外和国内钻井液技术的新进展分别进行阐述[1-3]。 1国外钻井液技术新进展 1.1井壁稳定技术 1.1.1高性能水基钻井液技术 国外各大钻井液公司均研发了一种在性能、费用及环境保护方面能替代油基与合成基钻井液的高性能水基钻井液（HPWM）代表性技术有M-I公司的ULTRADRIL体系、哈利伯顿白劳德公司的HYDRO-GUADRTM体系[4-5]。该钻井液体系中，聚胺盐的胺基易被黏土优先吸附，促使黏土晶层间脱水，减小水化膨胀；铝酸盐络合物进入泥页岩内部后能形成沉淀，与地层矿物基质结合，增强井壁稳定性；钻速提高剂能覆盖在钻屑和金属表面，防止钻头泥包；可变形聚合物封堵剂能与泥页岩微孔隙相匹配，形成紧密填充[6]。 在墨西哥湾、美国大陆、巴西、澳大利亚及中国的冀东、南海等地的现场应用效果表明，高性能水基钻井液具备抑制性强、能提高机械钻速、高温稳定、保护储层及保护环境的特点[7-8]。 1.1.2成膜水基钻井液技术 通过在水基钻井液中加入成膜剂，使钻井液在泥页岩井壁表面形成较高质量的膜，以阻止钻井液滤液进入地层，从而在保护储层和稳定井壁方面发挥类似油基钻井液的作用。
水平井钻井液技术
水平井钻井液技术 水平井钻井液技术 水平井技术是当代油气资源勘探开发的重点技术之一.从80十九 世纪末期开始，为了勘探提高钻探开发综合经济效益，全世界各油公 司掀起了水平井的热潮，在生产中所取得了重大经济效益，断定了水 平井“少井高产”的突出优点，取得了减少油田勘查勘探开发费用， 加快资金回收，少占土地减少和环境污染等一系列经济效益和社会效益。 由于水平井催化裂化在钻井过程中井转角从0°~90°变化，因而 水平井与直井钻井工艺有较大的差别，为了确保水平井的钻成井保护 好油气层，对水平井的钻井液完井液提出了特殊要求，必须解决井眼 净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏和保护储层堵漏等症结。 一、井眼净化 井眼净化是水平井钻井工程的一个主要组成部分，井眼雾化不好 会导致摩阻和扭矩增加、卡钻；下能影响下套管和固井作业正常进行。 （一）影响井眼净化的因素 1、井斜角：环空岩屑或临界流速随井斜角的增加而变大，而清洁 率则随之下降 2、环空返速：其大小直接影响环空岩屑的运移方式、状态和环空 岩屑浓度。提高环的空运速： 环空岩屑浓度降低，井眼减低净化状况得以改善；岩屑侵蚀床厚 度降低或被破坏，井眼下侧不形成明显的岩屑床。 3、环空流型：完全一致态的携屑效果基本相同。通过调整钻井液 流变性能，改变层流速度剖面的平板程度来取代紊流，使钻井液在环
空处于平板型层流，从而达到改善井眼净化旌善线的目的；55°~90°紊流比层流携屑效果好 4、钻井液密度：钻井液电阻率的提高，这有利于钻屑的携带 5、钻柱尺寸：当井身结构中已确定，随着钻杆尺寸柱塞的增大环空返速增加，有利于携屑 6、转速：钻柱的旋转，对沉积的岩床起搅动指导作用，有利于床面岩屑的离去；转动钻柱可以限制钻柱的偏心效应，从而改善井眼净化；提高转速可防止钻井液在井壁周围形成不流动，从而不断提高井眼净化；钻柱除了自转外，还围绕井眼周界作圆周运动，因而利于岩屑的携带 7、钻柱的偏心度：随着井斜角的增大，钻校的偏心度对环空岩屑的影响较大；环空岩屑浓度随钻柱偏心度的增大而增大8、钻井速度和岩屑尺寸：当钻速过高时，会造成环空钻屑浓度过大，岩屑床内径增加；岩屑尺寸大小亦会对井眼净化效果带来影响(二)技术措施 水平井的井眼清洗在现场经常采用机械清洗和水力清洗相结合的措施来解决，实现水平井净化的技术措施可归纳为以下几个方面： 1、增强环空返速； 2、选用合理流型与钻井液流变参数； 3、改变下部钻具组合 4、适当增加钻井液密度； 5、转动钻具或上下大范围活动； 6、使用钻杆扶正器； 7、压制钻进速度； 8、采改采高转速金刚石钻头； 9、倒划眼二、井壁稳定 井壁稳定是钻井工程中最常见的井下复杂情况之一。酿成井壁不稳定的原因可归纳为力学因素与物理化学因素，但最终均归结为井壁岩石所受的应力超过其自身强度风速造成岩石发生捏切破坏，井眼钻开前，地下岩石在上覆地层压力、水平地应力及地层孔隙压力的作用下，继续保持应力平衡状态，井眼被钻开后，井筒内的钻井液柱压力取代了所钻岩石对井壁的支撑，惹起引起井壁邻近的应力重新分布，当井筒的液柱压力小于地层坍塌压力时，井壁周围的岩石所受的远远
水平井裸眼砾石充填
水平井裸眼砾石充填 防砂工艺技术优化研究与应用 刘树新杨喜柱等 （大港油田公司采油工艺研究院滩海工艺室）摘要：本文通过对埕海一区储层、流体性质分析，基于理论分析、地层砂粒经分析试验，提出水平井裸眼砾石充填防砂工艺，优化了工艺设计参数，实施后已取得显著效果，该工艺的成功实施大大提高了我油田水平井防砂工艺技术水平，也将对环渤海类似储层的滩海油田开发具有良好的借鉴作用。 主题词：埕海一区裸眼水平井防砂工艺研究裸眼砾石充填防砂应用效果 1 引言 埕海油田位于渤海湾滩海-浅海地区，由于储层为疏松砂岩，前期研究结果表明必须采取先期防砂才能投产，而本区采用人工岛开发，井型以水平井为主，且井底位移大，水平段长，在防砂工艺方面存在极大难度。因此开展了水平井裸眼砾石充填防砂工艺技术优化研究与应用课题。在国内，该项技术的研究工作起步较晚，仅在胜利油田进行了试验与应用，但对于超过700m长水平井段的防砂仍然存在很大技术难度。 1 地质概况 埕海一区位于大港油田滩海区南部埕北断阶区，地理位置位于河北省黄骅市关家堡村以东的滩涂—海域水深4m的极浅海地区。该区主要包括二个井区：庄海4×1、庄海8断块。自下而上发育Es、Ed、Ng、Nm等四套含油层系。其中，NgⅠ1组为主力油组，有具有以下油藏特征：油藏埋藏较浅。埋深为1240－1268m，储层成岩作用弱，属于岩性-构造底水油藏。油层胶结疏松，易出砂。试采井存在出砂的现象。储层呈现高孔、高渗的特征，根据庄海802井粘土矿物X衍射分析报告来看，储层粘土以伊蒙间层为主，平均含量达到62.5%，其中蒙脱石含量约为70％，伊/蒙混层是易水化膨胀的矿物，易发生粘土膨胀和分散造成地层伤害。原油性质具有三高、三低的特点。即高密度、高胶质沥青含量、高初馏点、低凝固点、低含蜡、低含硫。该地区地层水矿化度平均为10350mg/L，水型为NaHCO3型。油藏属于正常的温度压力系统。 针对该区上述储层特点，储层极易出砂，同时，原油粘度较高对出砂影响较大，本区地处滩海，以水平井为主，防砂难度大，因此开展了该区水平井防砂工艺研究与应用。 2 防砂工艺优化研究 2.1 防砂难点分析 根据该区块的油藏特征以及该井的井身结构特点，该井的防砂工艺的选择存在以下难点： 2.1.1 粒度分布不均匀，D40/D90>6.5，单一的机械挡砂难以达到好的效果； 2.1.2 防砂井水平段长（其中庄海8Ng-H1井为731.5m）、水垂比大（最大为 3.9），都给防砂工艺的现场实施带来极大的难度。 2.2 防砂方式的确定 目前常用的防砂工艺有机械防砂和化学防砂，对于埕海一区庄海8Ng组油井防砂井段长，粘土含量高,化学防砂难以达到预期的效果，因此该井的防砂工艺应首选机械防砂。 对于选择筛管挡砂抑或砾石充填防砂，主要考虑以下几个方面进行了选择： 2.2.1 防砂经验公式 根据国外石油公司通用的SPE39437所推荐的防砂方法选择标准(见表1),根据庄海8区块馆陶组的岩心粒度分析资料,d40/d90=6.55～29.75,大于5，D10/D95=34-55，大于20，低于325目的砂粒（%）占11.2%，因此该区块应首选裸眼砾石充填防砂工艺。
11塔河油田深井超深井钻井液技术
塔河油田深井超深井钻井液技术 郭才轩1王悦坚2宋明全1 （1、中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所，2、中国石化西北分公司）摘要塔河油田主力油藏深度一般在5300m以下，是我国目前陆上油气层埋藏最深 的一个大型整装油田。由于油气埋藏深，钻遇的地层多、而且复杂，曾一度给油气田的 开发和扩展带来了困难。后通过技术攻关和技术引进，成功解决了塔河油田三叠、石炭 系硬脆性泥页岩地层的坍塌，奥陶系地层大型裂缝溶洞地层漏失，塔河油田新区巨厚盐 膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田的瓶颈问题。技术进步使塔河油田在解决复杂问题的 能力上得到大幅提升，6000m左右的开发井建井周期从原来的100多天缩短到70天以内，新区超深盐层钻井成功率从2002年前不足40%提高到现在100%。 主题词超深井井眼稳定欠平衡钻井承压封堵欠饱和盐水 塔河油田是中国石化在西部地区的一个大油田，近年来原油产量一年一个台阶，2004年原油产量达到357万吨。原油产量的大幅提高，除了得益于油藏地质技术进步外，钻井技术，尤其是钻井液技术的发展也是重要的动力源之一。塔河油田的主力油藏位于奥陶系的裂缝型灰岩地层中，埋深在5300m以上，有二套地层，一套不含盐膏，位于塔河油田老区块；另一套含有巨厚盐膏层，位于塔河油田外围新区。中国石化西北分公司针对塔河油田存在的主要钻井液技术问题，组织联合攻关，通过近5年的努力，较好解决了三叠、石炭系井眼坍塌，巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻和奥陶系裂缝性油气藏的损害等技术难题，为塔河油田增储上产、降本增效做出了巨大贡献。 一、塔河油田存在的主要钻井液技术问题分析 1、三叠、石炭系井眼坍塌问题 长期钻井实践表明：塔河油田三叠、石炭系存在严重的井眼坍塌问题，钻井中经常会遇到大面积突发性井眼坍塌，严重时必须反复划眼和通井，不仅影响了钻井速度，而且影响了成井质量，给后期的测井、固井、测试等作业埋下了隐患。我们随机的对2002年和2003年施工的30口井进行了统计分析，5000m以下地层扩大率在0-10%的井7口、10-15%的井6口、15-20%的井5口、大于20%的井12口。统计数据说明塔河油田三叠系、石炭系地层存在严重的扩径问题。从井径曲线看，三叠、石炭系井径很不规则，小的缩径率达2%以上，大的井径测不到边。 2、巨厚盐膏层钻井液问题 塔河油田外围新区石炭系的膏盐层具有埋藏深、厚度大、蠕变速度快，钻井中极易发生塑性蠕变卡钻。早期在该区及其外围施工30余口井，虽然沙10、沙24、沙42、乡1、轮南46等井成功地钻穿了巨厚盐膏层，但大多数井都发生了不同程度的井漏、阻卡、套管变形甚至挤毁等问题，半数以上井因井漏、盐膏层蠕变卡钻、井眼坍塌埋钻等事故而被迫提前完钻或弃井。综合分析认为：①井身结构上没有采取专打专封的方案，使上低下高不同的压力体系处于三开同一裸眼段，地层岩性特征、孔隙压力和坍塌压力变化大，为了安全钻进石炭系的膏盐层，需要提高钻井液密度以减少盐膏层蠕变速度，而高的钻井液密度会把上部地层压漏，因此在进入盐层前提高地层承压能力是盐层钻井的技术难题之一；②盐膏层塑性蠕变速度快，而钻井液密度因地层原因又不能提的很高，所以选择钻井液含盐浓度是一个技术关键，高了会降低盐层溶蚀速度，甚至在上返过程中形成盐重结晶，而低了又不能保证井眼稳定，因此控制钻井液氯根平衡范围也是盐层钻井成败的关键技术之一。
国外保护油气层钻井液技术新进展
2002Ο12Ο26收到 2003Ο01Ο16改回 国外保护油气层钻井液技术新进展 吴诗平 鄢捷年 (石油大学 北京 102200) 在油气钻探过程中,钻井液作为第一种入井流体,在对储层实施保护的过程中起着至关重要的作用。在长期的钻井实践中,我国已总结出三大类、共11种保护油气层的钻井液体系[1],但随着时间的推移和钻井难度的增加,保护油气层钻井液技术正面临着进一步发展和更新。近年来,液技术的研究,并已取得了较大进展和成功应用。 1 暂堵型钻井液、完井液体系的对比评价 由于储层具有高渗、天然裂缝发育等特性以及储层衰竭等原因,许多井在钻井、完井和修井过程中都会出现非常大的滤液漏失。J.Dorman 等人[2]分别对通过调整钻井液组分来控制滤失量的方法进行了研究。实验所用的主要仪器为颗粒堵塞测试仪(简称PPA )。该仪器在选择钻井液组分来降低滤失、评价颗粒堵塞情况方面十分有效。 用于室内评价的暂堵型钻井液、完井液体系有:①含有超细盐粒的聚合物体系(SSPF );②含有超细盐粒并加入合成聚合物的抗高温改性钻井液体系(SSPT ΟHT );③含有超细CaCO 3颗粒的聚合物体系(SCPF );④含有微细纤维素固相的聚合物体系(MCPF );⑤含有微细纤维素固相和抑制膨胀的天然聚合物的聚合物体系(MCPF ΟNDSP );⑥增效型聚合物凝胶体系(P GP );⑦增效型交联聚合物凝胶体系(XP GP );⑧抑制膨胀的稳定聚合物凝胶体系(DSP GP )。其对比评价内容包括高温热滚后钻井液滤失量的变化、用PPA 装置评价钻井液的滤失特性(包括瞬时滤失量以及时间与滤失量的变化关系)、正压差与滤失量的关系、动态滤失量等。 对于MCPF 体系,其组分包括黄原胶生物聚合物、PAC ΟHV 、改性淀粉(降滤失剂)、p H 缓冲剂以及微细纤维素。实验表明,该体系的瞬时失水量相对较高,但当泥饼形成后其滤失量能够有效地得以控制。不同的实验压力对SSPF 和SCPF 体系的动滤失量有很大影响,但泥饼厚度均很小。P GP 、XP GP 以及DSP GP 体系也能在不同压力下表现出良好的控制滤失和储层损害的能力,并且聚合物凝胶几乎可以完全阻止钻井液固相和滤液进入储层而造成损害。 在考虑对钻井液体系进行滤失量控制的同时,还必须考虑其流变性,尤其是高温下的流变性是否满足要求。使用Fan Ο50C 高温高压流变仪对SSPF 、SCPF 以及MCPF 体系在不同温度下的流变特性进行了评价。结果表明,随着温度升高,SSPF 和SCPF 体系比MCPF 体系具有更好的假塑性流体特征和低剪切流变特性。 通过实验研究结果的对比分析,得出以下几点认识: (1)对于高渗储层,使用含有超细盐粒(作为架桥粒子)的聚合物钻井液以及含有超细CaCO 3颗粒的聚合物钻井液,在静态和动态条件下均能有效地控制滤失; (2)在上述各种钻井液、完井液体系中,SSPF 和SCPF 体系的动滤失量相对较低; (3)在135℃(275υ)以上的高温下,建议使用具有良好抗高温性的SSPF ΟHT 体系; (4)MCPF 体系有较高的瞬时滤失量,但在泥饼形成之后滤失性可得到有效控制,而MCPF ΟNDSP 体系能有效地控制瞬时滤失量和高温高压滤失量; (5)SSPF 和SCPF 体系对于孔隙性储层能有效地控制滤失量,但对于滤失量很高的裂缝性储层,建议在体系中添加微细纤维素(MC )固相粒子进行改进。 2003年 中国海上油气(地质) CHINA OFFSHORE OIL AND G AS (GEOLO GY ) 第17卷 第4期