文96-储11井三开钻井液总结

东濮凹陷中央隆起带

文留构造文96块

井别：注采井井号：文96-储11井

文96-储11井三开水包油

钻井液技术总结

中原石油勘探局钻井工程技术研究院

二〇一一年三月

1 概述

文96-储11井位于东濮凹陷中央隆起带文留构造文96块，文92-4井井口88°方向143m，是一口双靶心定向井，目的层位为沙二下和沙三上，钻探目的文96储气库建设。预计原始地层压力系数为0.18~0.63。为保证储气库建设的顺利实施，最大限度地保护油气层，本井三开目的层井段采用水包油钻井液实施钻井施工，三开钻井液设计密度0.85~0.95g/cm3。

本井水包油钻井液配制使用了柴油，并使用了110m3回收利用的水包油老浆。老浆到井后，先在井上进行处理后与新浆混合。钻井液性能满足设计要求后开钻，整个三开施工井下安全正常。

现场于2011年2月21日开始水包油钻井液配浆工作，2月22日完成钻井液配制并调整至设计性能并顺利开钻，2月24日完钻，进尺391m。经电测、通井等作业，3月8日顺利回接套管，完成固井施工。在此期间，水包油钻井液在钻井、完井过程中取得了良好应用效果，密度基本控制在0.94~0.95g/cm3，机械钻速快、钻进过程顺利、起下钻畅通，电测下套管顺利。

1.1 工程概况

施工井队：中原油田钻井四公司45751钻井队

水包油钻井液技术服务单位：中原油田钻井工程技术研究院

三开开钻时间：2011年2 月22日

三开设计井段：2416~2824m

三开实际井段：2407~2798m

1.2 井身结构和套管程序

本井井身结构和套管程序见表1。

表1 井身结构表

开次套管次序钻头尺寸×深度套管尺寸×下深

一开表层Φ444.5mm×300m Φ339.7mm×297m

二开技套Φ317mm×2408m Φ273.05mm×2407m

三开油套+尾管Φ241mm×2798m Φ177.8mm×2798m

2 三开钻井液工作难点和技术思路

2.1 工作难点

本井三开钻井液工作主要存在以下技术难点：

1）地层疏松、成岩性差，对钻井液防塌性能要求高；

2）地层压力系数低，预计地层压力系数为0.18～0.63，发生漏失的可能性较大；

3）文96断块是中原油田的老区块，长期注采，地层压力系数紊乱，发生漏失和出水的几率很大。

4）储气库工程要求最大限度的保护产层，保持产层通道畅通，需要钻井液有良好的保护油气层能力。

5）三开地层钻井速度快、钻屑浓度大，掉块较多，要求钻井液携砂能力强。

6）回收利用的水包油老浆氯根含量较高，在10000ppm左右，加之利用了多口井，固相含量颗粒较复杂，给水包油钻井液的密度控制造成一定负面影响。

2.2 技术思路

针对以上工作难点，结合水包油钻井液特点，我们在润滑、防塌、防漏、防出水、井眼清洁等方面重点强化以下措施。

在井眼清洁方面，钻井液采用适当的粘度和切力，提高携砂能力，减少井壁滞留层厚度，结合短起下钻，清除岩屑床，增强携砂效果。引入固相清洁剂，使钻屑在分散前及时清除出钻井液，同时还能提高

钻井液的抗污染能力。

在井壁稳定方面，通过优选高效降滤失剂，控制滤失量，优化钻井液流型，降低井壁冲蚀，提高钻井液防塌性能。优选聚醚多元醇，既能起到保护井壁防塌的目的，又能提高钻井液的润滑性。

在润滑减阻方面，采用高比例的油含量，保持良好的流变性，充分利用固控设备，降低钻井液含砂量。

在防漏方面，以预堵为主，引入了新型防漏剂。防漏剂与水包油钻井液配伍性良好，室内实验表明，预堵效果良好。钻进过程中，钻井液中加入2~3%的防漏剂，能起到良好的封堵漏层的效果。

3 钻井液配制

根据室内实验情况确定的钻井液配方为：45%～50%柴油+50%～55%水+4%～5%钠土+5%主乳化剂+4.5%辅助乳化剂+1.2%PAMS- 601+0.5%LV-CMC+3.0%SMP+3.0%SMC+0.5%NaOH.

设计钻井液性能指标为：密度：0.85~0.95g/cm3；漏斗粘度：60～80 s；API失水：<3mL；初切/终切：1～3/4～12 Pa；pH值：8～12，含砂量：≤0.3%；泥饼摩阻系数：≤0.10；塑性粘度：15～35mPa.s；动切力：5～12 Pa；膨润土量：25~30g/l。

本井完井井筒容积预计为110m3，地面泥浆罐内钻井液量控制为80m3，加上日常损耗约30m3，三开预计配制水包油钻井液220m3。为降低水包油钻井液配制成本，三开水包油钻井液采用配制部分新浆复合水包油老浆的方法，利用回收的老浆110m3，配制新浆110m3，配制过程如下：

3.1 下钻，钻水泥塞，循环干净后在套管内静止。

3.2 彻底清除地面循环罐内的泥浆、沉砂，并用清水清洗泥浆罐。3.3 按钻井液设计配方在4#泥浆罐内配制预水化膨润土浆25m3，水化24h。

3.4 在3#罐配制16m3胶液作为隔离液，泵入井内。

3.5 将4#泥浆罐预水化膨润土浆转入3#泥浆罐继续水化，在4#泥浆罐内按设计配方配制聚合物胶液55m3，使用泥浆枪和搅拌器充分溶解处理剂。打开1#、2#、3#、4#罐联通闸板，开泥浆泵在地面循环，充分混合1#、2#、3#、4#泥浆罐预水化膨润土浆和聚合物胶液。

3.5 从4#罐混入110 m3水包油老浆，同时地面循环并调整钻井液性能，4个罐打满后，开始替浆，待井口返出隔离液时，放掉隔离液。返出水包油钻井液时停泵，打住锥形罐。

3.6 继续循环，循环均匀后分别加入主乳化剂和辅助乳化剂，边循环边在4#罐均匀混入30吨柴油。

3.7全井循环2周，循环均匀后开钻。期间调整水包油钻井液性能，循环均匀后钻井液性能为密度：0.95g/cm3；漏斗粘度：85S；表观粘度：38Pa.S；塑性粘度：19mPa.S；动切力：6Pa；初切/终切：1/3.5Pa；API滤失量：2mL；pH：10。

4 水包油钻井液维护处理技术措施

4.1 三开钻进过程中，维护处理主要以控制粘切为主，主要使用预水化搬土浆和PAMS601、LV-CMC稀胶液来控制粘切。

4.2 钻井液补量主要通过加入聚合物胶液，并视钻井液乳化情况补充乳化剂。

4.3 钻进过程中随时注意水包油钻井液的乳化稳定性，通过主、辅助乳化剂来提高钻井液的乳化稳定性。

4.4 按要求测量钻井液pH值，维持pH值为9～11，发现pH值有降低现象，通过及时加入NaOH碱液维护，以保持水包油钻井液的胶体稳定性。

4.5 加强固控，振动筛尽量使用高目数筛布，本井筛布目数为160目，