文96储12井三开钻井液总结.docx
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文96储12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12井
文96-储12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
二〇一一年五月
1概述
文96-储12井位于东濮凹陷中央隆起带文留构造文96块，是一口定向井，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，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5月22日开始水包油钻井液配浆工作，5月23日完成钻井液配制并调整至设计性能并顺利开钻，5月24日完钻，进尺264m。
经电测、通井等作业，5月30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，电测下套管均一次成功。
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5月24日
三开设计井段：
2531~2794m
三开实际井段：
2530~2794m
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×297m
Φ339.7mm×296.6m
二开
技套
Φ317mm×2530m
Φ273.05mm×2429.04m
三开
油套+尾管
Φ241mm×2794m
Φ177.8mm×2778m
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：
60～80s；API失水：
<3mL；初切/终切：
1～3/4～12Pa；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：
5～12Pa；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110m3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：
73s；表观粘度：
38Pa.S；塑性粘度：
30a.S；动切力：
8；初切/终切：
2/5Pa；API滤失量：
2.6；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，运转率达到100%，离心机和除砂器运转率达到100%，最大限度地降低无用固相含量，保持钻井液清洁，本井固控设备使用较好，有力地配合了钻井液密度控制。
通过以上技术措施控制钻井液漏斗粘度为75～90S，密度：
0.94～0.95g/cm3，塑性粘度：
19～31mPa.S，动切力：
9～11Pa，初切/终切：
1～3.5/3～8Pa，API滤失量：
2.0～3.0mL，pH：
9～11，钻井液悬浮携砂能力良好，体系乳化稳定。
4.6为预防井漏，实施钻井液预堵工艺，钻井液配制完成性能稳定后，加入2~3%的防漏剂。
实钻过程中，全井未发生井漏。
4.7完井前适当提高钻井液粘度，以利于完井作业。
短起下并充分循环后起钻，电测一次成功，下套管安全到底。
4.8完钻后，大排量循环到振动筛无明显返砂，两次短起下到套管鞋，下到底后，再大排量循环到振动筛无明显返砂后，打封闭钻井液25m3，加HV-CMC10kg、塑料小球100kg，起钻电测，顺利到底。
4.9下套管前，通井到底大排量循环到振动筛无明显返砂后，打封闭钻井液25m3，加HV-CMC100kg、塑料小球100kg，下套管顺利。
5水包油钻井液应用效果
对于低密度钻井，控制钻井液的密度是钻井的关键。
虽然本井钻井液配制初始密度为0.95g/cm3，但随着钻屑的不断侵入会引起密度升高，在施工过程中高度重视并充分利用固控设备，为钻井液的密度控制提供了必要的条件，使密度保持为0.94~0.95g/cm3。
同时，由于本井三开地层成岩性差，地层疏松，并含有砂砾岩，为减小井壁冲蚀、满足携岩要求，钻井液粘度、切力应适当较高。
现场钻井液配制前优化配方，钻进过程中及时调整性能，将钻井液漏斗粘度控制在65～86S，静切力控制为1～3.5/3～8Pa，保证了良好的悬浮携带钻屑能力和清洁井筒效果。
水包油钻井液在本井的使用效果良好，具体体现在以下几方面：
（1）很好地控制了钻井液密度，满足了低密度钻井要求，能充分保护油气层。
通过充分利用固控设备，对三开钻井液密度进行了很好的控制，在整个三开钻进过程中将水包油钻井液的密度控制在了0.94～0.95g/cm3，有利于发现和保护油气层。
（2）钻井液携砂能力强。
该井钻井液密度较低，水平井段携砂要求相对较高，水包油钻井液表现出较强的悬浮携带钻屑能力，钻进过程中振动筛上的岩屑返出正常。
（3）钻井液的乳化稳定性好。
本井钻井液在现场应用过程中表现出了良好的乳化稳定性，在较高油水比的情况下没有出现油水分层现象。
（4）钻井液维护简单，性能稳定。
水包油钻井液的日常维护处理与普通水基钻井液相似，主要通过胶液调整流型和滤失量，只是增加了柴油乳化稳定性控制、密度调整等内容，易于掌握操作。
钻进过程中各井段和各施工工况时的钻井液性能见表3。
表3钻井液分段性能
井深
/m
ρ
/（g/cm3）
FV
/s
PV
/mPa.s
YP
/Pa
Gel
/Pa
FL
/mL
pH
2530
0.94
72
28
8
2/5
3.0
10
2580
0.95
70
28
8
2/6
2.4
10
2630
0.95
70
28
8
2/6
2.6
10
2680
0.95
68
30
8
2/6
2.8
10
2730
0.95
66
28
8
2/6
2.8
10
2794
0.95
65
30
8
2/6
2.8
10
（5）机械钻速快。
由于采用了低密度钻进，钻井液压持效应小，亚微米粒子固相含量低，机械钻速快，减少了钻井周期，减低了油气层伤害程度。
（6）钻井液润滑性好。
虽然水包油钻井液的外相是水，但该钻井液可达到油相润湿，这种油相润湿提高了钻井液的润滑性。
本井是一口双靶心定向井，定向时对钻井液润滑性要求较高，三开井段钻具摩阻一般约5~8t左右，井下安全，起下钻、电测、下套管顺利。
6、三开固井前承压堵漏
5月28日，固井协作会要求固井时井底能承受1.50g/cm3的当量密度，不发生漏失。
19：
30，下钻到底。
配堵漏浆20方，加凝胶复合堵漏剂1t，泵入15方，替浆20方。
20：
00，关井，单凡尔间歇挤注，立压上升到6.5Mpa后，快速回落到0。
开井，见不到液面，三凡尔循环不返浆。
环空灌浆6方，井口看不到液面。
静止到23：
00，环空灌浆10方，井口返浆。
停泵后液面快速回落，1min后见不到液面。
共计漏失水包油钻井液20方。
静止到29日7：
00，环空灌浆8方，井口返浆。
停泵后液面缓慢回落。
9：
00，配堵漏浆26方，加凝胶0.5t、复合堵漏剂FD2.5t、随钻堵漏剂0.5t、贝壳渣1t、海泡石绒1t、核桃壳0.4t。
11：
00，下钻到底，三凡尔注堵漏浆，入井22方，替浆22方。
开泵1分钟后井口返浆，观察返浆正常，泵压8Mpa。
12：
30，起钻15柱。
关井。
单凡尔间歇挤注。
第一次，共计挤入1.5方，泵压0↑7Mpa↓5Mpa↑7Mpa，停泵后泵压6Mpa，套压6Mpa。
静止2h后，泵压3Mpa、套压3Mpa。
第二次，共计挤入0.3方，泵压3Mpa↑7Mpa↓5Mpa↑8Mpa↓6Mpa↑9Mpa，停泵后5min，降到8Mpa。
采用间歇挤注的方法，泵压低于7Mpa，开泵，泵压到9Mpa时，停泵。
共挤入0.5方。
停泵后立压9Mpa，静止半小时后降到8.5Mpa。
施工结束。
累计挤入堵漏浆2.3方。
20：
00下钻到底，循环筛除堵漏剂。
30日1：
00，起钻。
下套管，固井顺利，未发生漏失。
7材料消耗
本井钻井液材料消耗情况见表4。
表4三开井段钻井液材料消耗统计表
名称
数量（t）
膨润土粉
2
纯碱
0.2
烧碱
2
HV-CMC
2
PAMS601
3
LV-CMC
2.5
主乳化剂
6.5
辅助乳化剂
5
柴油
30
SMP
4.5
SMC
3.5
ZSC201
1
磺化单宁
2
塑料小球
0.9
8结论与认识
8.1由于水包油低密度较低，在钻进过程中，随着固相的侵入密度升高在所难免，所以加强固控，在钻屑分散前及时清除是控制密度的关键。
本井振动筛使用160目筛布，除砂器、离心机保证100%运转，所以密度控制的较好。
8.2水包油钻井液在本井三开井段应用中性能稳定、井下正常，起下钻畅通，具有良好的润滑性能和井壁稳定能力。
8.3水包油钻井液密度低，机械钻速快，本井仅用了20小时就打完进尺，节约了钻井周期，减少了油层浸泡时间，保护了油气层。
8.4转换水包油钻井液时使用一部分回收利用的老浆，对性能无明显影响，可大幅节约钻井液成本，现场证明可行。
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