塔里木长裸眼水平井钻井液技术Word格式.docx
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钻井中塔中地区造斜点3500—3600m，水平井完井4300—4500m，牙哈地区造斜点4900m，水平井完钻井深5800—5900m，轮南地区造斜点4400—4700m，水平井完钻深度5100—5200m，桑塔木地区造斜点4400—4500m，完钻深度5100—5200m。
二．地层岩石特性
塔中油田
1．泥页岩组份分析与理化性能（见表2-1）
从表2-1可以看出：
晶态粘土矿物，全剖面纯蒙脱石缺失，高岭石含量一般在3-4%，绿泥石在上部第三纪层段为10%左右，二叠纪以下3—6%左右，伊利石在下第三纪、侏罗纪、下石炭纪中大于20%，三叠纪为7—8%，二叠纪为3—5%。
伊蒙混层及混层比是控制岩石理化性能的主要因素，在三叠纪、二叠纪含量高达30—45%，其混层比亦高至75%，在此层段可能会阻卡严重，混层比会在下第三纪、侏罗纪为60—70%，自第三纪开始自上而下逐渐递减，由75%降至45%。
非晶态粘土矿物含量一般在3%左右，随着混层比的上升而增加，当混层比高于65—75%，其含量达4—5%，主要是二氧化二铝自第三纪由0.5增至2%，向下石炭纪逐渐降至0.3%，三氧化二铁小于0.1%。
晶态非粘土矿物由石英、长石组成，缺失石膏，以石英为主，在泥页岩段一般含量在20—30%，一旦超过35%，该层段已属砂岩范畴。
长石含量较低，泥岩段为10%左右，三叠系以上在3—8%，个别层段高达14%。
全剖面回收率相对偏低，另外在泥岩中，抑制性粘土矿物含量相对较多，形成脆性剥落，呈小碎片状，在砂岩中含有钙泥混合胶结物，质地疏松，有时以条带形式存在泥岩中，更易造成分散。
由此造成的井下复杂情况有：
上部为质地疏松的跨塌，中部以高彭、高分散层段缩径而引起的阻卡为主，还有砂泥岩互层不等量膨胀所造成的塌块，下部主要为泥岩引起的脆性剥落掉块，引起井径扩大。
2．岩性描述
地层
底界深度（m）
主要岩性描述
第四系Q
311.60
细砂、粉砂质粘土
第三系R
2117.68
灰黄泥岩、褐黄泥岩与砂岩及砾石、泥岩
侏罗系J
2539.68
中细砂岩、粉砂质泥岩、泥岩
三叠系T
3359.68
粉细砂岩、砂岩、泥岩、含砾砂岩
二叠系P
4059.68
泥岩夹砂岩、砂岩、泥岩、含砾砂岩
石炭系
C双峰
4346.68
含灰岩、砂泥岩、上泥岩、标准灰岩、下泥岩、角砾岩、东河砂岩等7个岩性
C生屑
4469.68
C黄河
4554.68
哈德油田
因油气藏埋藏深，钻遇库车组、康村组、吉迪克组、苏维依组，侏罗系、三叠系等地层。
粘土矿物中伊利石含量46.78%,绿泥石含量17.39%,高岭石小于5%,几乎没有蒙脱石存在。
大部分岩性为泥质粉砂岩、粉砂岩和软塑性泥岩，地层极易水化、分散、遇水成稀泥状，渗透性好，压力系数低，一般为0.85—1.00。
哈德1号构造南部地质分层见表1。
表1哈德1号构造南部地质分层
底界深度m
厚度m
新
生
界
第四系Q
50
粘土、砂砾层
上第三系N
2362
2312
泥岩、粉砂岩、砾岩
下第三系E
2519
207
泥岩、粉砂质泥岩、灰黄色粉砂岩
中
白垩系K
3213
694
灰黄色、褐红色、紫红色泥岩、粉砂岩
侏罗系J
3597
384
灰黄色粉砂岩、褐红色、紫红色泥岩
三叠系T
4137
540
深灰色、紫褐色泥岩、含砾粉砂岩
古
二叠系P
4467
330
安山岩、玄武岩、凝灰质粉砂岩
石炭系C
5077
610
灰色、紫褐色泥岩、含膏泥岩、角砾岩
志留系S
5110▼
33
褐色泥岩、灰色粉砂岩
牙哈凝析气田
牙哈地区从上第三系库车组到下地三系（1000—5000米），均发现有盐水层，盐水层压力系数大小不等，盐水层主要分布在康村组和吉迪克组，而又以吉迪克组压力系数最高（YH3井有盐水层18层，钻井时钻井液密度高达1.92g/cm3，频繁压井处理钻井液，大大降低了钻井速度），井身结构简化后，241。
3mm裸眼长达四千多米直至储层，多套压力系数并存，在这样的情况下解决井壁稳定是进行井身结构优化的关键。
水平井对钻井液要求及钻井液技术难点
近几年国内各油田使用各种优质钻井液钻成一大批大斜度井、大位移井，积累了许多成功的经验，尤其是具有强抑制包被性、稳定井壁性好的处理剂，如聚合醇、黑色正点胶等聚合物代替油基、油包水钻井液，使水平井钻井不再是难题。
但是多年来在塔里木所使用的深井聚磺钻井液体系，能否在大斜度井、水平井中使用，就成为我们思考和攻关的难点，尤其是在市场经济激烈竞争下，优质、安全、快速、低成本，现场操作简单，使用方便，并能满足水平井钻井技术要求的钻井液体系，就成了我们努力的方向。
塔里木地区油气储藏深，直井段进尺占全井进尺的2/3多，斜井段至水平段进尺占全井进尺的1/3。
直井段即大井眼段又是快速钻井的关键阶段，所以直井段应解决好井眼大、裸眼段长、井壁稳固问题，而斜井段至水平段应解决好润滑防卡、紊流携砂、井底清洁问题。
（一）钻进中复杂情况与地层岩石特性之间的关系以及钻井液技术对策
（1）塔中油田
上部井段的阻卡
塔中地区泥岩回收率极低0.5—1.5%，膨胀率为低至中（10-16%）。
由于全井纯蒙脱石缺失，在该井段泥岩以抑制型粘土矿物为主，就全井看属于弱分散低膨胀性井段，500—1000米井段属易跨塌层段。
砂岩在整段发育渗透性好，泥浆在该井段失水后，在井壁会形成厚泥饼，后泥饼粘附泥浆中大量的不易除去的劣质固相，形成虚厚的砂泥饼，起钻时堆积阻卡；
另外也有部分分散聚集的粘土团拍打在井壁形成假泥饼，堆积阻卡，如果泥浆润滑性不太好，钻具静止时间太长，极易产生粘付卡钻。
从以上分析看出，解决塔中油田大井眼阻卡，主要是改善泥饼质量，防止形成虚厚泥饼，提高泥浆的包被、抑制能力。
所用的泥浆体系必须具备强包被、强抑制钻屑分散的特性，控制固相含量和保持较低的失水，泥饼要坚韧光滑。
（2）哈德油田
渗漏和跨塌
通过对哈德地区地层粘土矿物组成和井下复杂事故进行分析，钻井事故常发生在3000—4000米渗漏性地层，平均漏失在0.9—1.2m3/h，从每次起钻后比重和粘度切力都有明显上升可以看出，钻井液中自由水漏失严重，使钻井液性能极不稳定，经过稀胶液维护处理，才能满足井下要求。
钻井液只有具备良好的封堵作用，才能减少钻井液处理过于频繁，同时钻井液成本也有明显下降。
二叠系的凝灰岩极易跨塌，掉块严重，这要求钻井液具有良好的防塌能力。
长裸眼井段
由于钻井工艺技术不断提高，井径为215.9mm的裸眼段不断加深，裸眼长达5000米以上，由于减少了套管的下入层次，因而对钻井液技术提出了更高的要求，特别是长裸眼存在渗漏严重和极易跨塌地层，更要求钻井液在日常维护处理中，必须保证井壁稳定，避免复杂事故的发生。
油层埋藏深，油层超薄
哈德地区的油层在石炭系，深度在5005—5015米之间，两个油层厚度均在1—2米之间，由于油层低渗透，油层超薄，为了更好地进入窗口，保证水平段油层穿透率为90%，工程必须使用随钻测井测斜仪FEMWD，FEMWD的直径为188.9mm,长度为9.23m,而井眼直径为219mm，这样造成FEMWD和井壁间隙太小，正常钻进磨阻增大，拖压严重，起下钻阻卡严重。
要求钻井液具有良好的造壁性和润滑性，同时具有更好的紊流携带能力，防止岩屑床形成，减少拖压和阻卡发生。
双台阶水平井
一个水平井，两个造斜段，两个水平段，两次入窗，油层穿透率达90%，井眼轨迹难以控制，井眼很不规则，井斜变化率大，因而对水平井钻井液技术提出了新的挑战，要求钻井液具有更好的携带能力、防塌能力、井壁稳定性和润滑性。
牙哈凝析气田
牙哈地区地层特点决定了钻井液维护处理的又一难题，从上第三系到下第三系都有高压低渗盐水层，施工中在不加盐的情况下，钻井液Cl-自然上升到饱和，当用密度1.58g/cm3钻井液钻井时仍有盐水侵，为避免大量出盐水对井壁的影响，加入抗盐处理剂，降低滤失量，并且在每次下完钻后，放掉被盐水污染的混浆和纯盐水段，以确保钻井液性能稳定。
（二）水平井对钻井液的特殊要求
井壁稳定问题
水平井裸眼段长，井壁稳定更为重要。
造成井壁不稳定的因素有两个方面：
化学作用和力作用。
虽然化学作用对水平井或直井的作用机理是一样的，但是由于水平井的外在因素发生了不利的变化，所以更易引起井壁的不稳定，主要表现在以下几点：
1．在水平井内易塌地层裸露段比相对的直井内要长，裸露的面积大，化学作用的程度大大地加剧。
2．由于易塌地层的裸露加大，钻井液对裸露地层的亲泡时间延长，裸眼内易塌地层的钻井液亲泡时间延长，引起坍塌的可能性就更大。
3．在水平段，钻井液的流动阻力比直井内大，引起的附加压差变大，加上钻井液亲泡的时间延长，这样亲泡地层的滤液增加，侵入的深度加大，故引起跨塌的可能性必然增加。
由于井斜角的变化，易塌地层所能承受的压力发生很大变化，井眼不稳定更易发生，力学作用表现在：
1．井斜角加大以后，上覆地层的压力产生一个径向分力，随井斜角的增大，径向压力变大，径向压力加大后容易引起井眼周围易塌地层的错动，井塌的可能性加大。
2．随着水平井段的延长，地层的破裂压力梯度逐渐降低，比较相同井段，水平井所允许的钻井液密度上限降低，会造成支撑易塌层的作用力相应地减小，坍塌容易发生。
3．由于水平井支撑易塌层所需的钻井液密度较高，而地层的破裂压力下降，这一矛盾就造成水平井许可的钻井液密度范围变的狭小，维护和控制合理的钻井液的难度比直井段就大的多，不小心容易引起井塌。
综上所述，解决水平井井壁不稳定问题应丛化学作用和力学作用两方面入手，而解决这两个问题的关键是加强钻井液的防塌能力。
岩屑床问题
在水平井钻井过程中，当井斜角超过临界值时，岩屑在环空中下滑速度会随着井斜增大而增大。
岩屑滑向井底边的倾向也增大，面向液流内滑动的力逐渐减弱，特别是在井斜角30—60度时，不但在井底边可能形成岩屑床，而且在停泵时岩屑极易滑落而导致堵塞井眼和卡钻发生。
在水平段，钻井液不论是循环还是静止，岩屑“垂沉”现象常有发生。
加剧了岩屑床的形成厚度。
怎样才能有效地控制岩屑床形成，以及形成的岩屑床如何才能尽快破坏，是水平井成功的关键。
环空返速是决定岩屑床形成及厚度的主要因素，当钻井液返速为0.1—1.6m/s时，井底底边出现岩屑床，而且有向下管滑动的趋势。
在高环空返速（7.19m/s）不会形成岩屑床，但不稳定，极易破坏。
提高环空返速，是钻井液液态为紊流，有利于破坏减少岩屑床形成提高携带能力。
同时采用低切钻井液，控制钻井液的触变性（触变性过高不利于携屑，尤其在低返速下会加剧岩屑床的形成和增加清除岩屑的难度），是双台阶水平井解决岩屑床问题，提高井眼净化效率的关键。
钻井速度
随着钻井速度技术的提高，钻井速度显得越来越重要，而钻井速度与钻井液性能有着密切的关系。
特别对于长裸眼双台阶水平井，钻井液既要保证井下安全，又要加快钻井速度。
在钻井液密度一定的情况下，粘度和切力是影响钻井速度的主要因素，在钻进过程中，粘度升高则钻速降低，因为粘度大，流动阻力增大，消耗功率大，在功率一定的情况下，使泵排量相应降低，另外，粘度太大可使钻头在破碎岩石时，高粘度钻井液在井底岩石表面提供一个粘性垫层，它缓和了钻头牙齿对井底岩石的冲击切削能力，皆降低转速。
井底和井眼内岩屑能否被钻井液有效带出，这是关系能否安全、快速钻井的重要问题。
在层流时，速度分布为抛物线，岩屑在井筒中的受力不均匀，靠近中心的部位，钻井液流速高，作用力大，而靠近两侧部位流速低，作用力小，致使岩屑受到一力矩作用，使岩屑转动，并推向两壁（钻柱与井壁），岩屑贴在井壁上形成泥饼或向下滑动，很显然，这种运动时对携带岩屑不利。
在紊流情况下，液流速度分布比较均匀，不使岩屑出现转动状态，而且使岩屑在流液推动下都是颤动向上运动。
对于水平井，紊流还能减少岩屑床的形成，更有利于岩屑携带。
钻井液具有适当的切力和触变性，有利于携带悬浮岩屑和重晶石，不至于因突然停泵而出现沉砂而发生卡钻，但切力若太大，砂子钻屑在地面不易清除，影响净化，并且比重上升快，含砂量高，影响钻速，磨损设备，井下出现复杂。
如果粘度和切力过大，钻头易泥包，钻速快，起钻易引起活塞，下钻后开泵困难，泵压易升高，引起蹩漏地层或蹩泵，也不利于固相控制，含砂量增大，泥饼质量不好，失水增大，易引起缩径、井塌，卡钻事故。
井眼净化问题
当钻头进入到造斜段后，从井底切削的砂岩进入斜井段上升时，很易在下井壁形成岩屑床，尤其当导向钻井时钻具长时间静止不活动，岩屑床更易形成。
所以保持井底清洁，及时清除岩屑，下钻不划眼才能将所加钻压真正加在钻头上。
井底清洁的程度是与钻井液悬浮能力、密度、流变性、泵排量、静切力均密切相关。
在钻井液密度、排量一定的情况下，流变性和静切力低则有利于形成紊流清砂。
水平井段岩屑比直井段岩屑明显变得细小，而且当钻时慢的情况下，振动筛面上几乎没有砂样，而更多的出现在除砂器的底流中。
显然控制钻井液粘度60s以上太高了。
至于粘度低到何值，不会造成岩屑沉淀，试验多次发现，漏斗粘度不应低于40s，否则在接单根或起下钻时钻头放不到井底，遇阻明显，最好控制在45—50s，静切力2-3/6-10Pa。
当然泵排量不可忽视，返速低很容易形成岩屑床。
因为井径不可能很规则，尤其在井径大、裸眼段长的时候，更应注意。
返速与井径见表4。
从表中看出，即使排量不变，在规则的井眼返速够，而在大井眼段返速降低；
如果使用螺杆定向钻井时，排量更低，很容易形成岩屑床沉淀。
据有关资料：
在井斜＜30°
，返速＜0.61m/s，形成岩屑床，返速＞0.91m/s,岩屑则被流畅的携带走。
在井斜30—60°
，返速＜0.91m/s，紊流条件下，没有明显的岩屑床出现，岩屑以塞流状输送，即使有岩屑床出现，该岩屑床也是不稳定的。
而在井斜60—90°
，岩屑床很快形成，当钻具转动时，转动的钻具能使岩屑及时离开岩屑床，而被卷入到岩屑床上面流动的钻井液中；
而当钻具静止不动时，增加低剪切的钻井液粘度和静切力，可以改善岩屑的输送效果，紊流时也必须有足够的粘度才具有良好的带砂能力。
表4返速与井径表
井径
钻杆
排量27l/s
排量26l/s
排量24l/s
215.9mm
127mm
1.125
1.083
1.00
237.49mm（+10%）
0.851
0.82
0.757
248.28mm（+15%）
0.753
0.725
0.669
降摩阻问题
在井深、钻具组合、井眼大小、地层及泥浆等相同的情况下，钻进过中起下钻具的阻力旋转钻具的扭距，水平井比直井要大的多。
再直井中，由于钻具中，起下钻具的阻力和旋转钻具的扭距，只有钻具的悬重与钻井液的浮力差和钻井液与钻具摩阻两阻力，即使在不规则的情况下，钻具与井壁的摩擦阻力也不是很大。
但在水平井中，井眼是弯曲的，在重力作用下，钻具总是靠着下井壁的。
钻具与井壁之间存在摩擦力，在起下钻和旋转钻具时阻力就比直井眼大的多（这种阻力与接触面积成正比）。
水平井，这种摩擦阻力的影响是非常大的，是钻水平井要克服的一大障碍，稍不小心，就会发生卡钻、断钻具等井下事故。
搞好钻井液的润滑性，减小钻井液与钻具的摩擦力、井壁与钻具的摩擦力，是水平井泥浆工作成功的关键。
油层保护问题
比较直井，钻井液对油层的污染，水平井要严重的多。
损害机理主要表现在以下几个方面：
1．暴露的油层面积大，与钻井液接触的面积大，受到的污染程度自然也大。
2．对油层浸泡的时间长，钻井液对油层的侵害大。
3．对油层的压差大，随着水平段的延长，钻井液对油层的流动压力增加。
随着压差的增加及钻井液浸泡时间的延长，钻井液水相和无固相的侵入量和侵入深度增加，对油层的损害就越严重。
4．水平井酸化压裂的难度和费用比直井段大的多，表皮效应对油层的损害也比直井大得多。
要求水平井更应该具油气层保护能力，运用屏蔽暂堵技术，暂堵储层，拟制地层水化膨胀，防止固相颗离进入储层，减少对储层的损害。
钻井液体系优选及性能要求
1．钻井液体系优选
经过室内配方优选，聚磺混油体系比MMH-混油、油基体系更能满足水平井钻井要求，而且它有使用方便成本低廉的特点。
室内实验表明体系的各项指标均达到良好。
（1）聚磺混油钻井液独特的流变性能
聚磺混油钻井液主要表现为塑性粘度低、动切力和静切力低、流性指数值小，具有极强的剪切稀释能力。
当钻进过程中，低粘钻井液使环空形成紊流，造斜段、水平段不易形成岩屑床，钻屑能及时返出地面，减少井下复杂情况。
由于低静切力，开泵不会产生压力激动，避免将地层压漏。
聚磺混油与正电胶混油性能对比见表1
钻井液配方如下：
基浆5%钠膨润土+0.3%Na2CO3+0.3%NaOH
1#基浆+0.2%MMH+0.5%NF-923+5%原油+0.5%SP-80+4%SMP-1+2%YL-80
2#基浆+0.4%MMH+0.5%NF-923+5%原油+0.5%SP-80+4%SMP-1+2%YL-80
3#基浆+0.2%80A-51+0.5%NF-923+5%原油+0.5%SP-80+4%SMP-1+2%YL-80
4#基浆+0.4%80A-51+0.5%NF-923+5%原油+0.5%SP-80+4%SMP-1+2%YL-80
表一:
聚磺混油与正电胶混油
配方
FV
FL
AV
PV
YP/PV
ι1/ι2
η∞
基浆
20.5
35
8
5
0.7
1.5/1.5
0.11
1#
40
20
12
0.64
2/10
7.28
2#
45
7
23
14
0.67
4/15
8.58
3#
25
6
15
0.3
1/4
5.17
4#
28
0.28
1/3
5.06
（2）页岩拟制剂的选择80A-51AT-1FA-368KPAM拟制剂对比实验见表2
5#基浆+0.3%80A-51+35gHGES岩心
6#基浆+0.3%AT-1+35gHGES岩心
7#基浆+0.3%KPAM+35gHGES岩心
8#基浆+0.3%FA-368+35gHGES岩心
表2：
页岩拟制性对比实验
一次回收率%
二次回收率%
相对回收率%
5#
89．6
62．2
8．3
6#
82．0
50．3
9．4
7#
77．4
6．1
10．1
8#
57．2
2．9
13．2
大分子聚合物80A-51AT-1的分子结构决定了它只有较强的拟制作用，尤其它与各处理剂具有很好的配伍性，有效地提高其它处理剂的效能
（3）降滤失剂的选择降滤失剂的对比实验结果见表3。
由表3可以看出，在成本及效果等因素的影响下，在淡水钻井液中使用NF-923、SMP-1、即可达到应用效果，在钻遇盐水污染时，可用SMP-2、SPC等控制钻井液滤失量的增长。
表3降滤失剂的对比实验
MPa.s
YP
Pa
ml
Kf
回收率%
9#基浆
11.5
4.5
13
0.087
17.2
10#基浆+0.5%NF-923
18.7
0.069
80.0
11#基浆+0.5%FKJ-2
19
0.070
81.2
12#基浆+0.5%MAN-101
24
0.084
80.8
13#基浆+4%SMP-1
4
0.090
80.4
14#基浆+4%SMP-2+2%盐水
21
0.096
79.0
15#基浆+4%SPC+2%盐水
79.2
基浆为4%膨润土+0.3%纯碱+0.2%80A-51PH为9
（4）防塌剂的选择对使用的防塌剂进行评价，结果见表4，由表4可以看出YL-80比FT-1、FT-388防塌效果好
表4防塌剂的对比实验
滚动回收率%
相对膨胀率%
FL（HTHP）ml
17#基浆+2%FT-1
88
10
18#基浆+2%FT-888
86
19#基浆+2%YL-80
93
1
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