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葡6井钻井液技术措施

ZJG/GZ9B001

2003-11

葡6井钻井液技术措施

（预防）

分发号：

吐哈泥浆技术服务公司

2003年4月

编写人：

张金山

审批人意见：

————签字日期————

批准人意见：

————签字日期———

1、钻井工程基本数据……………………………………………4

2、目的、范围和职责……………………………………………4

3、地质分层及岩性………………………………………………4

4、邻井复杂情况调研……………………………………………4

5、钻井液技术难点和施工重点…………………………………4

6、分段钻井液维护处理…………………………………………4

7、固控保证措施…………………………………………………6

8、油气层保护设计………………………………………………6

9、复杂预防及处理措施…………………………………………7

10、环境保护措施…………………………………………………9

11、现场管理措施………………………………………………9

12、钻井液材料用量及成本预算………………………………10

13、几点说明……………………………………………………10

14、效果验证……………………………………………………10

葡6井钻井液技术措施

1.钻井工程基本数据

葡6井设计井深2700m，是一口滚动探井；它属于葡萄沟5号构造，目的层是Esh、K、J2q和J2s；

该井设计取芯20m，井身结构为444.5mm钻头*400m+216mm钻头*2700m，339.7mm套管*400m+139.7mm套管*2700m。

2.目的、范围和责任：

为保证葡6井安全、快速钻进，取全取准地质资料，杜绝井下复杂与事故，确保该井设计的贯彻落实，最大限度保护储层和提高钻井效益，制定该井技术措施。

本措施适用于葡6井正常状态下的各施工工序。

泥浆技术服务公司负责修订泥浆措施，并监督现场执行；钻井队遵照本措施进行现场泥浆施工。

3．地质分层及岩性

葡6井设计地质分层数据表

分层

底界（M）

厚度（M）

岩性

Ｑ

杂色砾石层

N2P

950

860

杂色砾岩与棕黄色泥岩互层

N1t

1380

430

上部为棕红色泥岩，下部为石膏与紫红色互层

Esh

1868

488

上部紫红色泥岩中夹有石膏，下部为棕红、紫红色，夹有灰绿色粉、细砂岩。

2160

292

上部紫红色、灰绿色泥岩，中部为紫红色泥质粉砂岩、细砂岩，下部为暗紫色泥岩夹杂色砂砾岩。

J3q

2338

178

紫红色、棕红色泥岩夹有极薄的灰绿色细砂岩。

J2q

2490

152

上部为浅灰、深灰色泥岩，下部是浅灰色中砂岩、砂砾岩与灰色泥岩交互层。

J2s

2700

210

上部为灰色泥岩和细砂岩互层，下部是杂色泥岩与灰色中、细砂岩互层。

4.邻井复杂情况调研

井号

层位

井段

比重范围

复杂类型

复杂原因

葡1井

N1t-K

1566-1828

1.03-1.30

划眼

大段泥岩缩径

葡2井

J3q-J2q

2245-2843

1.04-1.27

划眼

井内负压差导致井塌

神北1

N1t-J2s

大段多次

1.09-1.34

划眼

泥岩缩径、井塌

神北5

N1t-J2s

大段多次

1.05-1.29

划眼

泥浆性能差，虚泥饼过厚

5.钻井液技术难点和施工重点

5.1钻井液技术难点

5.1.1砾石段长，胶结疏松，易塌易漏。

5.1.2Esh、K层富含盐膏，泥浆性能波动大，膏质泥岩缩径及盐溶造成井径不规则，起下钻遇阻遇卡。

5.1.3齐古组、七克台及三间房交界面地层破碎，容易造成井塌划眼和井漏。

5.2钻井液施工重点

井段

钻井液

地层

钻井液施工重点

一开

高坂土

Q～N2p

按要求配足高坂土浆，做好性能维护，防止井漏。

二开

抗盐

聚合物

钻井完井液

N2p

该地区第三系含盐膏层，用加有大分子、护胶剂的强抑制性抗盐泥浆解决盐膏层缩径防止粘卡，并减少泥浆污染；保持良好流变性配合工程提高钻速；控制合适的比重防止k层坍塌；进入J2q前按设计配方和井深加入磺化处理剂和油保材料，把泥浆改造成完井液。

N1t

Esh

J2s

做好取芯、中完、完井电测和固井泥浆处理工作，防止漏失、井塌。

6.分段钻井液维护处理

6.1一开井段（0-400m）：

普通坂土浆

6.1.1钻井液体系

井段，m

0～400

地层

Q～N2p

钻井液体系

普通坂土浆

钻井液基本配方

200m3清水+10%-12%土粉+重晶石

6.1.2钻井液性能指标

项目

Q～N2p

项目

指标

密度，g/cm3

1.05～1.15

塑性粘度，mPa·s

漏斗粘度，s

80～100

动切力，Pa

泥饼，mm

≤1.5

固相含量，%

6.1.3维护处理要点

6.1.3.1用土粉配制200m3高坂土浆，如无砾石层，性能控制在密度1.12g/cm3以上、粘度80s左右。

6.1.3.2钻进中用清水、烧碱（NaOH）水控制粘度。

若砾石较大，携带困难，须加土

粉提粘或加重晶石提高比重满足携砂的需要。

6.1.3.3若井下出现轻微的漏失，泥浆中加入1%-2%的单封加强泥浆的封堵能力，漏失严重时，配堵漏浆静止堵漏或往地层中打水泥。

6.1.3.4钻完表层井深，为了确保下套管一次到底必须通井，起钻前至少循环两周。

下套管时，按要求灌好泥浆，下完套管后，循环两周泥浆，确保环空清洁，调整好泥浆粘切至固井要求，确保固井顺利施工。

6.2二开井段（300-2700m）：

抗盐聚合物钻井完井液

6.2.1钻井液体系

井段，m

400～2200

地层

N2p～N1t～Esh～K～J3q～J2q～J2s

钻井液体系

抗盐聚合物钻井完井液

基本配方

4%坂土浆+铁矿粉+Na2CO3+0.2%K-PAM+0.2%CMP-1+0.4%NaPAN+0.3%LV-CMC+0.2%JT-888（PAC）+3%QCX-2+0.5%单封+2%FT-1+1.5%PSC+2%SPNH

井眼尺寸，mm

216

钻井液储备量，m3

80（密度>1.50g/cm3）

6.2.2钻井液性能指标

项目

N2p～N1t～Esh～K

J2q～J2s

其它

密度，g/cm3

1.10～1.20

1.20～1.25

1.05～1.16～1.25

漏斗粘度，s

30～50

35～50

25～30～35

API滤失量，ml

8～5

≤5

8～6～5

泥饼，mm

≤0.5

静切力（10s/10min），Pa/Pa

1～2/2～5

2～5/5～10

0.5～1/1～3

含砂量，%

≤0.3

塑性粘度，mPa·s

8～15

12～25

12～15

动切力，Pa

5～8

8～12

5～7

PH值

8～8.5

7.5～8.5

固相含量，%

8-12

8-10

5～8～10

坂土含量（MBT），g/l

50～60

45～70

45～60

6.2.3维护处理要点

6.2.3.1二开前24小时内按配方浓度配制80～100m30.3%K-PAM、0.2%CMP-1、0.4%NaPAN、0.3%LV-CMC和0.2%JT-888低固相液，并保证水解时间在12小时以上。

6.2.3.2钻完水泥塞并确保二开钻完含砾、含砂夹层后，放掉水泥侵泥浆，替入低固相高分子胶液转化为抗盐聚合物泥浆。

6.2.3.3正常维护配每池10kg、每百米100公斤以上高分子胶液（CMP-1和KPAM）提供抑制性，保证泥浆性能稳定；进入K层前加入1.5%FT-1进一步降低泥浆的失水和防塌。

6.2.3.42300m以前0.3%K-PAM和0.2%CMP-1来保证泥浆的抑制性，以0.4%NaPAN、0.3%Lv-CMC、0.2%JT-888（PAC）配合Na2CO3碱液控制失水，工程上必须200-300m短拉一次，防止盐膏层段水化膨胀引起缩径。

6.2.3.52300m左右为钻井液质量控制点，取样分析性能，根据需要可以再补充低固相液，进一步提高体系抑制性。

6.2.3.6钻至齐古组底部，使用大分子胶液冲降固相和坂含，并加足护胶剂，控制API失水在4ml以下、粘度35s以下。

6.2.3.7钻至油层前100米按设计要求一次性加入6吨QCX和1吨单封，并高浓度加入无荧光沥青和SPNH分别达到1.5%含量，使用PSC碱液调整性能达到设计要求，改造钻井液成为有利于发现和保护油气层的钻井完井液。

6.2.3.8正常钻进时配每药品池12㎏超大分子CJ-2000胶液提供抑制性，使用NaPAN（或KPAN）、CMC、SPNH进一步控制API失水、HTHP失水，分两次加入1%WR-1改善泥浆润滑性。

6.2.3.9定期补充无荧光沥青、超微粉和单封，维持在体系中的有效含量，满足油层保护、防漏及强化造壁的要求。

6.2.3.10使用好固控设备，定期清沉砂池，严格控制泥浆的密度、粘度、坂含和固相含量。

6.2.3.11维护时采取等浓度复配的原则，以保证钻井液中处理剂的含量。

进油层后补加1%的FT-1，防止井塌以确保取芯的顺利。

6.2.3.12用1～2%PSC、2～3%SPNH碱液调整流变性，进一步降低HTHP失水，使PH值保证在8.5以上，取芯段要保证泥浆性能的稳定。

6.2.3.13完钻后要用牙轮钻头通井，通井起钻前，适当降低泥浆粘度和切力，同时要使泥浆保持一定的悬浮力，防止沉砂，确保电测一次到底。

下钻到底后，循环2～3周，依据钻屑的带出的情况，调整好泥浆性能，待井眼清洁后，起钻下套管。

6.2.3.14下完套管，低泵压低排量开泵，待泥浆返出井口后，逐渐增加排量至正常顶替排量，循环2～3周后，依据钻屑的返出情况，调整泥浆性能至固井要求。

在固井替浆时，须用清洁的泥浆替浆，确保测三样到底。

7.固控保证措施

维护并保持良好的泥浆性能指标对固相含量和坂含的控制，至关重要。

有效的控制固相含量和坂含，固控设备的级次和有效运转，十分关键，为此要求：

振动筛运转率100%，

除砂器运转率90%以上，

离心机运转率40%以上。

除泥器运转率40%以上。

循环池的搅拌器要坚持运转，勤清锥形池清，适当清理上水池，通过多种有效的方法，降低固相含量。

8.油气层保护措施

8.1打开J2q油层前，钻井液应达到以下标准：

API滤失量

坂含

固相含量

HTHP滤失量

≤5ml

≤70g/l

≤10%

≤15ml

8.2加入QCX-1前应对钻头、循环设备、井下复杂等钻井情况全面掌握，保证有足够的循环时间。

据基浆调整情况和性能变化，从混合漏斗按循环周均匀加入。

8.3严格执行屏蔽暂堵保护储层的技术要求，进入J2q油层前100m以前取井浆加前样；井浆一次性加入3%的超细QCX-1、1.5%HL-II和0.5%单封；待循环均匀后取井浆加后样（注明层位和井深），合格后方可钻开油层。

8.4储层段原则上实施近平衡钻井，现场应根据地层压力.变化，及时调整钻井液密度,防涌防漏。

控制起下钻速度，防止压力激动造成井漏。

9.复杂预防及处理措施

9.1井漏的预防

9.1.1钻表层采用适宜的泥浆密度，控制钻井速度；

9.1.2控制合理的泥浆流变性，防止泥浆静结构过强；

9.1.3在泥浆中加入1~1.5%单向压力暂堵剂或其它桥塞堵漏剂及3%超细QCX-1。

9.1.4采取正确的防漏措施：

进入易漏失层段，下完钻或接单根后不宜开泵过猛，先小排量循环，并在开泵时上下活动或转动钻具，控制起下钻速度，防止蹩漏地层。

9.1.5J2S层砂体连通性好，渗透性强，易发生渗漏；由于泥浆密度高，易发生诱导性漏失。

采取正确的防漏措施：

在J2S井段钻进，注意观察钻时变化和泥浆返出情况，下完钻或接单根后不宜开泵过猛，先小排量循环，并在开泵时上下活动或转动钻具，控制起下钻速度，防止蹩漏地层。

9.1.6若发生溢流需加重泥浆，应尽量控制加重速度和加重幅度，防止诱导性漏失。

要求现场储备足够的综合堵漏剂、CMC、磺化沥青、单封等材料。

9.1.7加强实施堵漏后的防漏工作：

对未钻穿漏层的井漏，控制开泵、下钻速度，实施堵漏后下钻及时调整泥浆流变性；加入单封后注意流变性的调整，防止油层段漏失。

9.2井漏的处理

9.2.1井下漏失时，尽快确定漏失程度，井内泥浆液面变化，漏层位置和岩性特征，漏失性质及特征，漏层以上井眼状况，泥浆性能，泵压及其变化，充分估计继续钻进可能带来的后果。

9.2.2砾石层漏失，采用劣质坂土配堵漏浆，B>12ml，固相含量>10%，静止8小时以上或用聚合物凝胶堵漏；

9.2.3漏失量每小时小于10m3，可在泥浆中加入1.5~2%单向压力暂堵剂和1~2%的磺化沥青，2~3%CaCO3后，循环泥浆堵漏；

9.2.4漏失量每小时大于30m3或泥浆只进不出，起钻至安全井段静止8小时。

在泥浆池中配堵漏浆20~40m3，（坂土6~8%，单向压力暂堵剂2~3%，磺化沥青1~2%，CaCO32~3%，弹性堵漏剂ST2%），替至漏层，蹩压或静止8小时以上，循环泥浆；

9.2.5下钻过程中或接单根中出现井漏，起出5~10根立柱，将泥浆灌满后再开泵循环；

9.2.6上述措施无效或堵漏后地层抗压需提高30Mpa以上的情况应采用水泥浆堵漏；

9.2.7储备一定量的超微粉，发生渗漏可直接加入，以屏蔽暂堵型泥浆保证正常钻进，漏失

严重则配成堵漏浆替入静堵。

9.3井径扩大的预防

9.3.1钻井液中加入抗盐处理剂以防止盐溶扩径。

9.3.2暗设计控制适当的比重，防止地层跨塌造成井径扩大。

9.4井塌的预防

9.4.1提高砾石层井段泥浆固相含量，合理的钻井液密度，防止砾石垮塌。

9.4.2泥岩地层控制泥浆失水，提高泥浆抑制作用防止泥岩膨胀分散。

9.4.3必须严格执行规定的密度窗口值，确保泥浆液柱压力平衡地层垮塌压力。

9.4.4提高泥浆造壁封堵能力，进入K层之前必须加入3%超微粉、1.5%磺化沥青。

9.5井塌的处理

9.5.1调整好泥浆性能，提高泥浆的悬浮携带能力，及时带出塌块，清洁井眼，防止卡钻、蹩钻和蹩泵。

9.5.2适当提高泥浆密度，平衡坍塌应力。

9.5.3改善泥浆的造壁性，提高井壁围压。

9.5.4在可能的情况下，适当增大排量将塌块带到地面。

9.5.5依据实际情况，采用小排量划眼，大排量携砂。

9.5.6接单根都应划眼，控制划眼速度，接单根前，须井底循环，坚持早开泵晚停泵，如有必要用清扫液清扫井眼，起钻前，可用稠泥浆封堵井塌段。

9.6防喷

9.6.1泥浆密度及其它性能达到设计要求，配好80方密度不低于1.50g/cm3的重泥浆，储备60吨重晶石和足量的泥浆处理剂。

9.6.2严格执行钻开油气层前的申报、检查验收制度。

9.6.3钻开油气层时，加强座岗制度，认真观察并记录泥浆池液面变化，勤测量泥浆粘度、密度和其它性能，做到及时发现，及时处理。

9.6.4保证加重泵上水良好，加重漏斗灵活好用，管汇畅通无阻。

9.7卡钻的预防

9.7.1在易于吸水膨胀的泥岩井段保证泥浆有较强的抑制和造壁能力，防止泥岩吸水膨胀，造成起下钻阻卡。

9.7.2在易塌井段加强泥浆的造壁能力降低失水防止井塌卡钻。

9.7.3在压差较大的情况下，改善泥浆的润滑性和造壁能力，降低固相含量，减少钻具和井壁的接触面积，防止粘卡。

9.7.4在渗透性较好的砂岩，突出泥浆的造壁封堵能力。

减低滤失量防止形成过厚的假泥饼，避免起下钻阻卡和粘卡。

10.环境保护措施

10.1全面贯彻HSE体系，落实两书一表。

10.2加强泥浆材料的管理，材料包装正规，分类摆放整齐美观，下垫上盖，妥善保管，不得散失，做到防风防雨防流失。

10.3不得任意排放泥浆和污水，做到有计划定点排放。

10.4泥浆管线和泥浆药品的管线不得有滴冒跑漏的现象，发现问题及时整改。

10.5泥浆材料废弃物不得乱扔乱放乱烧乱埋，应集中妥善处理。

10.6完井后剩余泥浆材料全部回收，做到工完料净场地清。

10.7完井后妥善处理废弃泥浆，达到环保要求。

11.现场管理措施

11.1现场按要求配足泥浆技术员（班长）和泥浆工。

11.2配备齐全泥浆测试仪器、试剂和计量器具，并保证仪器器具完好准确。

11.3加强资料管理，取全取准并认真填写各项资料，确保资料的及时性和准确性，资料填写整洁美观无涂改。

11.4严格按泥浆设计和相关措施处理维护泥浆，不得擅自更改，严格执行请示汇报批准制度。

11.5认真作好阶段性和完井技术总结。

11.6加强现场泥浆材料管理，防止污染环境。

11.7工作期间，劳保护具必须穿戴齐全，确保安全。

11.8严格遵守甲乙双方的各项规章制度。

12．钻井液材料用量及成本预算

序号

名称

用量，t

单价，元

金额，元

土粉

401

16040

重晶石

150

427

64050

FA-367

2.0

14850

29700

Na-PAN

6.0

4228

25368

CMP-1

1.0

19250

NaOH

2.0

2090

4180

JT-888

1.0

18000

Na2CO3

1.0

1562

GXL-1

4.0

3800

15200

QCX-1

6.0

1200

7200

单封

1.0

3000

LV-CMC

2.0

11320

22640

PSC

4.0

3722

14888

SPNH

6.0

5311

31866

RH-3

1．0

9500

塑料小球

0．5

10500

5250

合计

287694元

13、几点说明

13.1.泥浆密度根据地层压力系数附加值设计，现场实施严格按设计执行，如果钻遇特殊复杂更改设计，提出申请，经同意后方可实施；

13.2.严格执行钻井公司关于《加强现场技术管理的若干规定》的要求；

13.3.严禁擅自发放、领取和使用不合格或非定点厂家产品；

14、效果验证

完井后，及时进行技术总结，以验证该措施实施效果。

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