水平井泥浆Word文档下载推荐.docx
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1、储层多为高孔高渗型，容易受到固相和液相损害。
2、油层井段一般长达150~350米，使油层保护问题更为突出。
3、储层砂岩胶结很差，容易发生井漏，从而污染油层。
二、钻井液方案的制定
根据水平井对钻井液的要求和技术难点的分析，我们通过大量室内试验优选出了满足冀东油田浅层水平井和中深水平井施工需要的聚磺硅氟乳化原油钻井液体系。
钻井液的基本配方为：
膨润土浆（40~45g/l）+PMHA（或KPAM）0.3~0.4%+NPAN0.5~1.0%+JGYJ1~1.5%+JGWJ1.0~2.0%+GXJ0.5~1.0%+GT-981.0~2.0%+KJ-11.0~1.5%+QSAM-K1.0~2.0%+YL-11.0~2.0%+MMH0.1~0.3%+原油8~10%+乳化剂0.1%+液体润滑剂1.5~2.0%+石墨类润滑剂+油层保护剂8~10%。
聚磺硅氟钻井液体系基本配方的室内评价数据列入表1。
表1聚磺硅氟乳化原油钻井液室内评价数据表：
PV
（mPa.s）
YP
（Pa）
APL-FL
（ml）
HPHT-FL
（120oC,ml）
泥页岩滚动回收率（%）
页岩膨胀率（%）
渗透率恢复值（%）
18
9.5
2.8
9.5
92
35%
88%
上述方案中PMHA（或KPAM）、聚硅氟抑制剂JGYJ配合使用能进一步提高抑制泥页岩水化分散的能力；
改性磺化尿醛树脂GT-98是高效降滤失剂并具有一定的防塌能力，KJ-1是具有稀释作用的高温高压降滤失剂和泥饼质量改善剂，GT-98、KJ-1与NPAN三者复配使用可使HTHP失水（120oC）降至10ml以下；
QSAM-K是具有一定稀释作用的防塌剂，能有效改善泥饼质量，阳离子乳化沥青YL-1的沥青含量达50%，是沥青类产品中沥青含量较高的产品，QSAM-K、YL-1与聚硅氟稳定剂JGWJ复配使用可使防塌能力显著提高。
体系中0.1~0.3%的正电胶干粉MMH，用以改善钻井液的悬浮和携带能力，必要时也可加入少量的生物聚合物，一般加量为0.03~0.06%。
为最大限度地提高泥饼润滑性，采用多种润滑剂组成的复合润滑方案。
原油的最佳加量为8~10%，浅井使用普通液体润滑剂，中深井使用极压润滑剂，石墨类润滑剂主要用于起下钻封闭斜井段。
钻井液配方必须满足甲方对油层保护指标的要求。
根据储层孔隙的最大贡献率原理和d90规则
及地质提供的单井储层孔隙度的分布资料，制定了油层保护施工方案。
选择那些出油贡献率大于85%的油层孔隙，利用d90规则，添加不同粒径的超细碳酸钙和具有与油层温度相匹配的软化点的沥青类材料对油层孔隙进行快速封堵，从而避免液相和固相对油层的进一步损害。
一般使用4种不同粒径的超细碳酸钙及一种低软化点沥青复配做为油层保护剂，每一口井都有不同的配比，油层保护剂的加量为8~10%。
三、钻井液的配置和维护处理
（一）上部直井段钻井液维护处理
1、在MBT为20~25g/l的膨润土浆中加入PMHA、NPAN后开钻，钻进中使用PMHA、NPAN维护，明化镇上部地层钻进中要保持钻井液的低粘度和低切力（粘度30~35s），适当失水量（5~8ml），使用好四级净化设备，使泥浆密度控制在1.12g/cm3以下。
2、中深水平井钻入玄武岩地层前加入GT-981.0%，并在钻进中逐步增至2.0%，加入YL-10.5%。
3、钻至造斜点前，控制钻井液中的固相含量和膨润土含量分别低于8%和45g/1，为钻井液转型做好准备。
（二）斜井段钻井液维护处理
1、钻至造斜点起钻前将钻井液转型为聚磺硅氟乳化原油钻井液体系，转型方法为：
起钻前50~100米，先使用离心机降低固相含量和膨润土含量，控制MBT≤45g/l，保持较低粘度，通过小型试验在钻进中均匀加入JGWJ、JGYJ、GXJ各1.0~1.5%、0.7~1.0%和0.7~1.0%。
2、使用PMHA（或KPAM）、NPAN、GT-98、KJ-1、QSAM-K等配成胶液维护钻井液，并根据性能的变化不断调整配比，确保钻井液具有良好的流变性能、较好的携砂能力、优质的泥饼和尽量低的失水量。
3、钻进过程中将JGWJ、JGYJ、GXJ的有效含量逐步增加至1.0~2.0%、1~1.5%和0.5~1.0%，使钻井液始终具有较强的稳定性和抑制性。
4、施工中可以添加少量MMH，一般加量为0.1~0.3%，以改善钻井液的悬浮和携带钻屑的能力，也可以加入少量的生物聚合物改善钻井液的流型，满足井眼清洁的需要。
5、钻入水平井段前将YL-1的有效含量增至1.5~2.0%，以确保水平井段疏松砂层的井眼稳定。
6、当井斜角达30O前加入原油5~7%，当井斜角达45O以上时将原油的有效含量增加至8~10%，维持其含量到完钻。
随井斜角的增加，逐步增大液体润滑剂（中深井采用极压润滑剂）和石墨类润滑剂的用量，进一步提高泥浆的润滑性，降低摩阻系数，确保施工顺利。
加入原油后要配合使用乳化剂使原油充分乳化。
摩阻系数达到0.04~0.07。
（三）水平段钻井液维护处理和油层保护措施
1、着陆前50~100米，采用胶液稀释或开动离心机等方法，将膨润土含量控制在55g/l以内，分2~3周均匀加入油层保护剂8~10%，着陆后随钻进补加以保持其有效含量。
2、各种主要处理剂的含量，在进入油层前必须达到配方要求，确保钻井液的抑制性和防塌性能，满足安全钻井的需要。
严格控制API失水≤3.5ml，HTHP失水≤9ml，膨润含量≤60g/l。
3、保持适当的粘切，尽量使动塑比值达到0.4~0.7，初终切比值控制在1:
3~1:
5，n值控制在0.5以上，使泥浆具有较强的悬浮和携带能力，避免岩屑床的形成。
循环排量要求达到32l/s。
4、水平井段砂层胶结疏松，容易发生漏失，因而进入水平段起下钻、短起下钻或下套管时，先用1个凡尔小排量开泵再逐步增大排量，过程用时比同井深直井要长；
控制起下钻和下套管速度，避免压力激动；
钻井液的粘切不宜过高，一般粘度不超过50s，终切不大于9Pa。
四、技术措施
在水平井钻井施工中，钻井液的重要作用之一是保持井眼畅通。
而单靠追求钻井液性能是不够的，采取一些合理的工程技术措施对保持井眼畅通将起到更好的作用。
1、边打边划。
钻进时一般每打完一单根技术划眼1~2次。
边打边划的目的和作用如下：
（1）在上部井段能确保MWD或LWD的下入顺利，避免遇阻通井；
（2）对于水平井段的疏松砂层或老爷庙浅部易漏层，能避免因钻屑浓度过高带来的井漏；
（3）对于大斜度井段或水平井段，有利于携带钻屑，防止岩屑床的形成；
（4）能把井壁刮拉光滑，减轻上提拉力；
（5）大斜度井段或水平井段钻屑上返难度大，边打边划可避免钻屑的重复破碎和分散，有利于钻井液的稳定性；
2、短程起下钻。
一般150~200米短起下钻一次，井斜大于45O时根据返砂情况和钻井负荷加密短起下次数。
短起下到底循环钻井液时，可使用提高泵排量和泵入稀（或稠、高密度）钻井液段塞措施清扫井眼，并避免或延缓岩屑床的再次形成。
五、钻井液性能指标和应用效果
一年来，我公司在冀东油田共完成水平井22口，水平井钻井液技术在应用中得到了进一步完善。
应用证明，聚磺硅氟乳化原油钻井液体系具有流变性好、携岩能力强、泥饼质量好、润滑性好、封堵护壁效果好等特点，满足了冀东油田水平井钻井施工的需要。
下列表2是中深水平井LB-P5井和分支水平井G29-ZP1井施工时的钻井液性能参数。
表2LB-P5井、G29-ZP1井钻井液性能表
井号
井深
（米）
密度（g/cm3）
粘度
（s）
API-FL（ml）
HPHT-FL（ml）
MBT
（g/l）
摩阻系数
滚动回收率（%）
备注
LB-P5
2738
1.23
44
20
9.0
55
0.06
3027
46
21
2.5
8.0
60
0.05
92.0
88.0
G29-ZP1
2246
1.15
45
7.0
3.2
88.5
86.5
第一分支
2257
7.5
3.4
47
90.0
第二分支
1、钻井液的流变性满足了携带岩屑的要求
钻入大斜度井段或水平井段将粘度控制在44~48s，YP控制在7.5~9.5Pa，动塑比值达到0.4~0.7，初终切比值达到1:
5，岩屑上返正常，再加上恰当的工程技术措施，可确保井眼的清洁。
2、钻井液的防塌性能满足了井壁稳定的要求
钻入大斜度井段或水平井段一般FL为1.8~3.5ml，HPHT-FL（120OC）为6~10ml，经冀东油田化验中心检测，泥页岩滚动回收率都能达到86%以上，所钻井井径规则，井眼质量合格率100%。
3、复合润滑方案满足了润滑防卡的要求
多种具有改善泥饼质量功能的添加剂的合理搭配，使泥饼薄而致密、韧性好，由原油、石墨、液体润滑剂、极压润滑剂等添加剂组成的复合润滑方案，使泥饼摩阻系数达到0.04~0.07，施工中很少发生托压现象，钻具上提附加拉力一般在2~5t,没有发生过粘卡事故。
4、满足了油层保护的要求
按储层孔隙度分布的不同，油层保护配方的选择坚持一井一方，并及时加足油保材料，经冀东油田化验中心检测渗透率恢复值都能达到85%以上，油层保护合格率达到100%。
5、技术指标良好
从2003年10月至2004年11月，我公司使用聚磺硅氟乳化原油钻井液体系在冀东油田的柳赞、高尚堡和老爷庙等地区共完成水平井22口（综合技术指标列入表3、单井技术指标列入表4），其中井深在2500米以内的浅层水平井20口，井深在3000米左右的中深水平井2口，钻井总进尺52916米。
所钻井未发生钻井液责任事故和复杂，完井电测一次成功率100%，井眼质量合格率100%，油层保护合格率100%，固井质量合格率100%。
我公司是冀东油田各参战钻井公司在水平井施工中唯一没有发生井下事故和复杂的单位，而其它油田参战单位所钻水平井共发生井漏3次，卡钻4次（其中MWD卡钻1次，LWD卡钻2次），造成了很大的经济损失。
六经济效益分析
按甲方钻井液定额，G104断块水平井的钻井液成本为295元/米，我公司在该区块共钻8口井，总进尺18511米，钻井液定额总费用为5460745元，实际钻井液总费用为2320636元，钻井液费用节约3140109元。
除G104断块外的其他区块的水平井钻井液成本为260元/米，我公司在这些区块共钻14口井，总进尺39249米，钻井液定额总费用为10204740元，实际钻井液总费用为4981696元，钻井液费用节约5223044元。
完成水平井共22口，总进尺57760米，共创经济效益8363153元。
泥浆成本统计表
成本
单位成本
G36-P4
412563
2237
184.43
G104-5P5
432520
2392
180.82
G63-P2
345636
2160
160.02
G104-5P3
332562
2442
136.18
G63-P7
356236
2391
148.99
G104-5P4
285451
2263
126.14
G63-P3
236452
2145
110.23
G104-5P11
256455
2344
109.41
556362
2915
190.86
G104-5P8
235666
2111
111.64
G63-P6
219985
2261
97.30
G104-5P20
285100
2213
128.83
M28-P2
310085
2255
137.51
G104-5P22
229632
2296
100.01
M101-P2
273966
2430
112.74
G104-5P29
263250
2450
107.45
G63-P10
336563
2330
144.45
M101-P1
245221
2415
101.54
M101-P4
320025
2555
125.25
LB-P3
452215
149.39
N38-P1
256410
2307
111.14
G160-P3
176625
2298
76.86
小计
4981696
39249
126.93
2320636
18511
125.37
合计
7302332
57760
126.43
七、几点认识
1、我公司在冀东地区水平井上所使用的聚磺硅氟乳化原油钻井液体系具有较强的防塌能力、良好的清洁井眼能力、良好的润滑防卡能力，完全满足了冀东地区垂深3000米以内水平井钻井的需要。
2、冀东地区水平井钻井中，保持良好的钻井液性能是必要的前提，但保持井眼光滑、防止危害严重的岩屑床形成还须采取技术划眼、短起下钻等工程措施。
3、冀东油田甲方对水平井钻井中油层保护工作高度重视，满足甲方对钻井液油层保护技术要求是水平井钻井液技术的一项重要内容。
根据不同区块不同油层特性采取的屏蔽暂堵技术具有良好的油层保护效果。
4、冀东地区水平井钻井液需要有完善的固控设备做保障，特别是离心机，其作用非常重要。
表3水平井综合技术指标
井数
平均斜深
平均垂深
平均水平段长
最大井斜
电测成功率（%）
事故时效（%）
井眼质量合格率（%）
油层保护合格率（%）
22
2374
1908
157.59
95.58
100
表4水平井单井技术指标
序号
完钻斜深
完钻垂深
造斜点
水平段长
水平位移
1
1903
1629
250
465
89.82
2
1878
1410
224
715
91.63
3
1880
1470
281
765
91.9
4
1887
1677
200
454
92.54
5
1739
1400
180
575
95.5
6
1953
1581
130
619
7
1759
1300
190
856
91.05
8
1762
1520
150
464
95.36
9
1875
1659
345
92.88
10
1899
1540
147
528
93.95
11
1885
1580
511
90.7
12
1892
1093
141
899
88.24
13
1786
1190
101
795
91.23
14
2717
2460
26
302
84
15
1800
1200
958
92.2
16
1894
995
92.28
17
2601
2310
552
89.75
1712
968
840
90.61
19
1734
1170
872
91.07
1805
1350
91
741
89.91
1776
1060
1059
1838
1500
622
92.71
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