TH12524井钻井液技术总结.doc

TH12524井钻井液技术总结

———————————————————————————————— 作者：
———————————————————————————————— 日期：

2

个人收集整理 勿做商业用途

TH12524井钻井液技术总结

胜利巴州钻井技术分公司
2012年12月31日

一、概况
TH12524井是由塔里木石油勘探开发指挥部第六勘探公司70869SL承钻的一口开发井，位于库车县境内，目的层为奥陶系中下统一间房组。主要任务是1)为了建成合格的开发井投入生产.2）取全取准钻井、录井、测井、测试等各项基础资料,评价该井区艾丁北奥陶系的地层地震弱反射特征；评价该井区南北向河道的展布、储层发育与含油气情况。
目的层位:奥陶系中-下统鹰山组。
完钻层位：奥陶系中下统鹰山组。
完钻原则：钻至设计井深。
完井方式：先期裸眼完井。
该井于2011年9月16日23:00一开开钻，于 2011年12月30日3：00四开完钻，完钻井深 6570米.
1。一开:Φ444。5mm钻头钻至井深508。00m，下入Φ339。7mm套管,套管下深507m。采用内插固井，水泥浆返出地面。
2。二开:Φ311.2mm钻头钻进至井深4500m,下入Φ244.5mm套管，套管下深4498m，采用双级固井。
3.三开：Φ215。9mm钻头钻至井深6493m完钻, 下入Φ177.8 mm套管,套管下深6493m.
4。四开：Φ149.2mm钻头钻至井深6570m裸眼完钻。

二、地层特点及各井段钻井液类型选择

1。 TH10242井地层简表
地 层
完钻分层
测井分层
岩 性 简 述
界
系
统

代号
井深
（m)
视厚度
（m)
井深
（m)
视厚度
(m)
新

生

界
第四系

Q
82

依地质设计自井深4560m开始岩屑录井
上第三系
上新统

库车组
N2k
1832
1750
1630。5

中新统

康村组
N1k
3051
1219
2921。0

吉迪克组
N1j
3434
383
3431.5

下第三系
渐~古新统

苏维依组
E3s
3475
41
3474。5

库姆格列木群

E1—2km
3558
83
3560.5

中

生

界
白垩系
下统

巴什基
奇克组
K1bs
4200
674
4199。0

卡普沙
良群
巴西盖组
K1b
4263
68
4262。0

舒善河组
K1s
4613
313
4613。5

亚格列木组
K1y
4650
37
4652.5

侏罗系
下统

J1
4711
61
4712。0

三叠系
上统

哈拉哈塘组
T3h
4845
134
4845.5

中统

阿克库勒组
T2a
5101
256
51。01。5

下统

柯吐尔组
T1k
5185
84
5186.5

石炭系
下统

卡拉沙依组
C1kl
5595
410
5596。0

棕褐色、灰色泥岩

巴楚组
C1b
5804
209

双峰灰岩段:黄灰色泥晶灰岩夹灰色泥岩；下泥岩段：棕褐色泥岩、粉砂质泥岩;砂泥岩互层段：棕褐色泥岩、灰色灰质泥岩与浅灰色细粒岩屑长石砂岩、灰色细砾岩略等厚互层.
奥陶系
中统

一间房组
O2yj
5909
105

黄灰色泥晶砂屑灰岩.砂屑泥晶灰岩

鹰山组
O1—2y
5984
75
（未穿）

浅灰色含砂屑泥晶灰岩、含沥青质泥晶灰岩、沥青质泥晶灰岩
下统

2。 各井段钻井液类型选择
针对以上地层特点，钻井液必须满足以下要求：（1）有良好的携岩洗井能力和护壁能力.（2)有很强的抑制能力和抗盐、抗钙、抗高温能力。(3）有良好的润滑防卡和防塌能力。（4）能很好地保护油气层，减少油气层损害。各井段钻井液类型为：(1）一开（50-508m）采用膨润土—聚合物钻井液体系。（2）二开(508—4500m）采用聚合物钻井液体系。。（3）三开（4500—6495m）采用聚磺防塌钻井液体系.(4）四开（6495-6570m）采用低固相聚磺钻井液体系。
三、钻井液维护及处理
(一)、一开（50m—508m)
本井段使用搬土浆聚合物钻井液体系。钻遇地层为第四系，地层疏松，钻速快。用水化24小时的膨润土浆240m3进行一开钻进，钻进过程中以胶液的形式补充0.3—0。4％的聚合物（KPAM),适当的提高钻井液的抑制和包被能力。在保证井眼稳定的前提下，尽量保持低粘切钻进以保证钻井液对井壁的适当冲刷，使井眼有一定的扩大率。为了有效控制固相含量，使用好固控设备,以细目振动筛为主，除砂器、除泥器使用率100%，并配合使用好离心机，清除钻井液中的无用固相，在钻进过程中由于排量大,振动筛易跑浆,通过补充胶液以及坂土浆来补充泥浆量维护泥浆性能。完钻后大排量清洗井眼，将井底清洗干净,起钻前再用高粘度良好润滑性能的膨润土浆分别对导管鞋处以及井底进行封井，确保下套管畅通、固井作业顺利.
（二）、二开（508m—4500)
二开前彻底清洗沉砂罐,钻水泥塞时，预先加入2—5kg/m3的纯碱预处理，防止钻井液的污染.开启全部固控设备，对循环井浆进行处理，控制泥浆中的固相含量，彻底清除泥浆中的劣质固相。根据小型试验将一开的钻井液调整到二开设计的性能后二开.钻进的过程中补充大量的聚合物胶液，始终保持钻井液中的聚合物包被剂的有效含量达到0。2％～0。3%，保证钻井液对钻屑具有良好的抑制包被能力，防止钻屑分散，以有利于地面固控设备的清除。胶液配方：井场水＋0.2-0。3%烧碱＋0。3—0.5％KPAM＋0.3-0.5%铵盐+0.3-0.5%CMC—LV。由于本井段钻速快、产生的钻屑量多，应结合工程上进行大排量钻进，保证钻井液对井壁的冲刷作用，尽量防止虚假泥饼的形成，做好固相控制,开启四级固控设备最大限度的清除钻井液中的有害固相，振动筛使用120目的筛布.每钻进200～300m放一次沉砂罐泥浆，保持钻井液的清洁。起钻前一次性加入足量的润滑剂增强钻井液的润滑性降低起下钻摩阻.随着井深的增加，适时提高密度，保持井壁稳定。同时还要每钻进200米短起下钻一次，拉井壁.
本井段井眼大,钻速快，在保证排量和井眼稳定的前提下，尽量控制钻井液低粘切，低密度，低固相,提高机械钻速。
钻井液的维护主要以补充聚合物KPAM胶液和搬土浆为主,根据粘切的高低而使用不同浓度的聚合物胶液，胶液以细水长流的形式补充到泥浆中使泥浆具有极强的包被抑制性，稳定井壁,包被钻屑,有利于固相清除.严格控制失水在设计范围内，对于上部地层疏松渗透性好的井段，加大Qs-2（超细碳酸钙)，DF-1等的用量，做好屏蔽暂堵工作,以减少每天钻井液的消耗，从而使得钻井液性能得到稳定，用铵盐来调整钻井液的流变性和控制钻井液的中压失水小于8ml，形成优质低渗剪切强度好的泥饼，为下步提密度奠定基础，满足长裸眼钻进的要求。在进入吉迪克地层前把钻井液密度提至1。18g/cm3，防止因吉迪克组地层蠕变性强，造成井壁缩径,导致起钻挂卡，加强监测Ca2+含量,有效地防止了污染。加入适量的润滑剂DH—1使泥饼具有良好的润滑性，粘滞系数保持在0。07,减少了阻卡和短起下及起下钻时间。古近系和白垩系地层物性好，渗漏严重，钻井液消耗量大，泥饼厚,容易产生缩径导致阻卡,在钻井液中加入适量的QS-2、DF—1，改善泥饼质量,该井在二开中下部地层曾出现过几次短起不好起现象，针对这种状况通过及时调整泥浆加入铵盐以及降失水剂调整泥浆流型，控制失水，使短起不好起现象基本解除.个人收集整理,勿做商业用途个人收集整理,勿做商业用途
完钻前，将泥浆性能调整到设计范围内，循环干净后，搞一次长短起下到底后，充分循环泥浆,彻底清洗井眼，加足固体以及液体润滑剂用配好的封井浆封闭井底，保证了电测和下套管的顺利施工。
（三）、三开(4500-6495m）
该井段是本井钻井液维护重点，钻井液转型工作也是在这一井段完成的，在转聚磺钻井液体系之前大排量开离心机控制钻井液中的固相含量，防止转成聚磺体系后，随着温度的升高，造成粘土过度分散在转型的现场过程中，严格按照钻井液设计要求及时的将钻井液体系转化为聚磺防塌钻井液体系，加足褐煤、树脂等磺化材料以及沥青类防塌剂，将钻井液体系转化为聚磺防塌体系，提高钻井液的抗高温和防塌性能。三开地层复杂泥岩段较多，不稳定.重点抓好白垩系、侏罗系、三叠系的防塌和防粘卡以及二叠地层易坍塌及漏失、卡拉沙依地层防钻头泥包等工作，坚持使用聚合物抑制泥岩分散，聚合物浓度维持在0.5—0。8％.在施工中通过保持泥浆具有良好的携岩和悬浮能力、保持钻井液中防塌剂和降失水剂的有效含量在3％以上,控制钻井液的中压失水小于5ml，高温高压失水小于12ml，以确保井壁稳定，井眼规则，防止了掉块垮塌。在满足钻井液有足够携岩能力的前提下，保持低粘切钻进，提高了清洁井眼的效果。在钻进过程中，保持润滑剂的有效含量5％，使摩擦系数小于0.08，使钻井液具有良好的润滑性能，保证了井眼清洁与畅通.钻进期间，定期加入一些小颗粒的随钻堵漏剂QS—2和LW-7，使之在钻进过程中就可以使其对地层进行有效的封堵，不仅可以防漏还可以防塌.在现场施工过程中钻井液做到有较强的抗温能力、防塌能力、封堵能力和润滑能力及抗污染能力.使钻井作业顺利施工。个人收集整理，勿做商业用途个人收集整理，勿做商业用途
加强了工程的密切，在三开上部地层钻进每300m进行一次短程起下钻，及时修整井壁，控制好起下钻速度，开泵平稳，防止压力激动过大，起钻及时向环空灌满泥浆，确保井壁的稳定。
每一次处理钻井液前做好钻井液的小型实验，优选钻井液的配方。该井在本段施工中，由于10月27日下螺杆带PDC钻头钻进过程中螺杆坏造成螺杆胶皮脱落水眼堵，不能开泵直接起钻，使井壁没有经过充分的冲刷,在后来几次下钻过程中造成钻头泥包。通过及时处理泥浆，加足润滑剂提高泥浆的润滑性能以及开离心机降低泥浆的有害固相，使钻头泥包情况得到解除。润滑防卡能力好，防止了因泥浆性能大幅度变化引起的井下复杂情况.钻井时及时测量钻井液性能,根据泥浆性能的变化随时调整泥浆性能，保证了井下安全.
三开中完作业前大排量洗井，合理调整钻井液流变参数，并在此基础上加入1吨液体润滑剂、1。5吨SMP、1吨GLA、1吨Qs—2,配制成60方优质的封井液,保证了电测一次成功，技术套管一次下到位，顺利完成了固井施工。
（四）、四开(6495-6570）
在钻水泥塞前，将部分三开优质泥浆回收，作为重泥浆储备。在钻水泥塞时,循环调整泥浆，充分使用离心机降低密度，同时补充般土浆提高泥浆粘度、切力，加入适当SMP—1、SPNH，ZJC-1降低失水，增强泥浆的抗温能力.进入目的层前加入2%Qs-2和0。5％DF—1等油气层保护材料,防止钻井液对油气层段污染。
钻井液调整好后，使用胶液维护钻井液性能，胶液配方:20方井水 + 100kg NaOH + 300kg SMP-II + 300kg SPNH + 100kg KPAM+500kgZJC—1。胶液以细水长流的方式加入，保证钻井液性能稳定,具有良好的抗高温能力.控制钻井液性能：密度1.17g/cm3，粘度 46s， 中压失水 4。0ml,PH 9.5，塑性粘度 12Pa.s,动切力 5Pa，静切力2/5 Pa，高温高压失水 11ml，含沙量 0。1％，固相含量 7％，般土含量 30g/l，Kf 0。0612。
四、油气层保护工作
本井在施工中充分考虑油气层保护的需要，严格执行钻井液性能指标设计，采取的技术措施有：
1、井场储备充足的油层保护加重剂材料BYJ-1及油层保护剂Qs-2，保证加重系统灵活好用.
2、钻开油气层前，调整钻井液性能，使中压失水控制在4ml以内，高温高压失水控制在12ml以内，密度控制在设计范围之内，充分使用固控设备,清除有害固相，减少钻井液滤液和固相颗粒对油气层的损害.
3、进入油层前，钻井液中加入2-3%的超细碳酸钙，利用屏蔽暂堵技术保护油气层。
4、保持钻井液流变性能的稳定,避免大幅度波动，保证钻开油气层过程中各项性能均能始终符合保护油气层及稳定井壁的要求。
5、钻开油气层前,按设计加入2-3％单向压力屏蔽剂DF—1，以防油气层段钻井液的污染。
6、控制起下钻速度避免压力激动，减少油气层内部粘土颗粒运移导致通道堵塞。
7、在油气层井段发生井漏时,首先分析其原因，再考虑降低钻井液密度，采用暂堵技术,禁止使用永久性堵漏材料.
五、固相控制
　　 本井固相控制以机械固控和化学絮凝为主，及时清除有害固相.在上部地层的钻进过程中,由于钻速快、钻屑多且易分散，在加足高分子聚合物包被剂KPAM,保证钻井液有强的包被抑制外，坚持使用四级固控设备保持运转100%。5000m以后钻速较慢,且钻屑磨得细、有害固相多,振动筛使用120目筛布，保证除砂器、除泥器100%运转，适当的使用离心机，及时清除钻井液中有害细固相,从而有力地保障了钻井液性能的稳定，防止了由于有害固相不能及时清除造成的粘切变动幅度大，减少了井壁不稳定的隐患.
固控设备使用情况如下:
设备名称
筛布目数（目)
使用率(%)
振动筛
80—120
100
除砂器
180
95
除泥器
180
95
离心机

40

六、认识
1、该井在施工过程中严格执行钻井液设计,合理调整钻井液流变参数，钻井液具有良好的携砂、悬浮、防塌等性能，是保证全井钻井施工顺利进行的关键。
2、该井的白垩系砂岩较多，渗透性特别好,渗漏量大，需要及时补充超细碳酸钙、单封等封堵材料，防止发生复杂。
3、进入三叠系后，井壁容易剥蚀掉块.根据地质情况,从物理和化学两方面入手，一方面在设计范围内选择合适的泥浆比重，平衡地层压力;另一方面控制泥浆的失水并加入防塌剂以维护井壁,从而有效地保证了施工的顺利进行。
4、完善的工程措施和合理的工程参数，更是优质而快速钻进的有利保证。
七、全井材料消耗
材料名称
材料
单价(元）
材料消耗量（吨）
全井
消耗（吨）
单项
费用元）
一开
二开
三开
四开
土粉
820
23
7。5
3
4
37。5
30750
Na2CO3
3300
0。67
1.06
0。9

2.63
8679
NaOH
3600
0。25
4.1
4.2
2。2
10.75
38700
KPAM
12800
0.6
8。8
5.1
3
17。5
224000
QS—2
650

26.75
21
12
59.75
38837.5
DH—I
10000
0。4
11
7.8

19。2
192000
BYJ-I
1100

17
137
69
223
245300
JZC—I
11000

1.2
2.8

4
44000
SMP—II
12800

4。8
28。4
10.4
43.5
556800
CMC-HV
13000
1.5

1.5
19500
CMD—LV
13000

5.7
1.5
0.15
6
78000
BaSO4
920

256
43

299
275080
NH4—HPAN
6800
0.25
5。625

5.875
39950
SPNH
7300

7。2
27.4
9.8
44。4
324120
JMP-I
11000

1。55
0。7

2。25
24750
FTJN
10000

6.7
1。4

8.1
81000
GLA
5200

29.9
6。6
36。5
189800
WFA-I
24680

4。4

4。4
108592
DF—I
3500

11
11
38500
LW-7
17000

3

6
9
153000
SJ—I
13000

2

2
26000
OT
11500

1。4

1.4
16100
可酸化桥堵剂
3800

4
4
15200
合计

2787489