长深平6井钻井液技术总结.docx
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长深平6井钻井液技术总结
松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造
长深平6井钻井液总结
长城钻探工程有限公司
钻井液公司外围项目部
二〇〇九年十二月
长深平6井钻井液总结
一、基本情况
施工单位：
长城钻探工程有限公司钻井二公司70101井队
构造位置：
松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造
地理位置：
吉林省前郭县查干花镇后佟岭窝棚村东南3.59km，距松原市81km
设计井深：
4655m
井型：
水平井
井别：
生产井
钻探目的：
针对长深1区块火山岩储层特征，利用水平井开发提高单井控制面积及产能，并
可有效抑制底水推进
目的层位：
对应长深1井151、152号解释层中部
完钻层位：
营城组
一开日期：
2009年4月29日18:
30
一开井深：
501m
表套下深：
499.27m
二开日期：
2009年5月9日0:
00
二开井深：
3355m
技套下深：
3351m
三开日期：
2009年9月18日0:
00
完钻日期：
2009年11月30日23:
00
完井日期：
2009年12月日15:
00
完井井深:
4655m
最大井斜：
95.43°
垂深：
3736.74m
筛管位置：
3750-4470m，套管位置：
3100-3750m
封井井段：
3000—3355m，3355—4470m
二、钻井液体系使用情况
1、一开：
聚合物体系，按设计配浆，施工正常，性能基本符合设计要求。
2、二开：
聚合物有机硅体系，按设计配浆，施工正常，性能基本符合设计要求。
3、三开：
聚合物硅氟体系，按设计配浆，施工正常，性能基本符合设计要求，2500m按要求加入油层保护剂。
三、该区块的特点及对钻井液的要求
1、本井是一口深水平气井，目的层为构造气藏，为火山岩储层；该井二开从1900m开始发育多套油气层，施工中除确定合适钻井液密度外。
还要加强坐岗，密切观察井口变化情况，控制好钻井液密度，防止发生油气侵、溢流、井涌、特别是因井漏而发生的井喷。
2、姚家组、青山口组三段压力系数低，特别是2210—2285m井段压力系数小于0.9，注意做好防喷与防漏工作。
3、进入四方台组后要注意做好防止大段泥岩缩径和掉块，尤其是嫩二、一段灰黑色泥岩和黑褐色油页岩。
4、井底温度接近140℃，水平段施工时确保钻井液热稳定性。
5、本区块气层活跃，在施工过程中保持合理的钻井液密度，做好防喷工作，特别是防止抽喷。
6、三开前要彻底清理钻井液循环罐，重新配制优质水基欠平衡钻井液。
控制含砂<0.3%、膨润土含量≤6%、固相含量≤14%。
7、三开欠平衡钻进：
钻井液密度设计为1.13～1.18g/cm3，开始钻进时密度应执行设计下限，实际施工时根据地层压力情况再及时调整钻井液密度。
8、根据井下实际情况，以高温提粘剂和适量流型调节剂配置清扫液洗井。
9、加强保护油气层的措施，钻开油气层前必须调整好钻井液性能，坚持使用好固控设备，搞好钻井液净化工作，降低钻井液固相含量，以减少固相颗粒和钻井液滤液对油气层的损害。
四、技术要求
1、二开时，储备100t重晶石粉用于压井，现场要储备好密度1.50g/cm3，320m3加重泥浆和一定量堵漏材料，并储备好足够量泥浆量。
三开前，现场储备200t重晶石粉用于压井，分别调配成密度为1.26g/cm3的加重钻井液260m3，1.50g/cm3的加重钻井液150m3，根据需要用于三开压井。
2、振动筛要求100～120目，各种固控设备灵活好用，使用率达到95%以上,根据井上情况使用离心机。
3、钻井液处理前作好小型试验，按循环周加入各处理剂，有条件配制成胶液维护处理泥浆。
必须保证钻井液性能稳定，不准出现大起大落现象，处理钻井液要及时，始终保持钻井液性能处于优良状态。
4、该井四方台组、嫩江组均发育大段泥岩，易水化分散造成缩径、坍塌，应提高钻井液的抑制性。
钻进过程中，如发生盐侵使滤失量升高，可加入KFT控制失水。
钻穿青山口组一段后，增加使用防塌处理剂的用量，保持钻井液中磺化酚醛树脂、DYFT-1和阳离子乳化沥青的有效含量。
用0.1%FA-367+1.0%抗温多枝化褐煤树脂配胶液进行日常维护。
钻泉二段时加大磺化酚醛树脂、DYFT-1和阳离子乳化沥青的用量，提高钻井液的防塌能力。
5、要强化短起下钻的技术措施，姚家组二、三段至登娄库组发育多套油气层，施工中注意做好防喷工作。
6、三开用震动筛、除砂器清除钻屑，离心机清除劣质土，控制含砂<0.3%、膨润土含量小于6%、固相含量≤14%。
7、水平段加入SMP、180高效封堵降滤失剂和GFD-1（高温防塌封堵剂）控制钻井液的滤失量，保证白油和润滑剂DYRH－3的含量7-8%，提高泥浆的润滑性，定期搞好短起下钻，破坏并清除岩屑床，以保证井眼通畅。
8、入窗后要加强油气层保护,体系中加入2～3%理想填充剂和2.0-3.0%隔离膜；钻遇储层后要及时补充储层保护材料，使体系中保持3～4%的含量。
五、钻井液技术措施
1防喷措施
1.1二开、三开，井场按要求储备好加重泥浆、加重材料。
1.2根据地层孔隙压力，确定合适钻井液密度。
1.3揭开油气层前，调整好泥浆性能，揭开气层时要加密测量泥浆性能，观察是否有后效，揭开气层后，起钻前要测后效。
1.4揭开气层后要加强坐岗，密切观察井口变化情况，控制好钻井液密度，防止发生气侵、溢流、井涌、特别是因井漏而发生的井喷。
2防漏措施
2.1开钻前井场按要求储备好堵漏材料、堵漏泥浆。
2.2在保证井下安全的前提下，钻井液密度尽可能保持设计下限。
加重前要调整好泥浆性能，加重时要控制加重速度，防止速度过快造成井漏。
2.3控制钻速，降低井筒岩屑浓度，确保井筒畅通，严格控制下钻速度杜绝出现由于压力激动而造成的井漏现象。
2.4若井口返出的钻井液排量减少，可适当降低泥浆泵的排量，缓慢地边钻进边观察。
同时提高钻井液的粘度、切力或降低钻井液密度。
2.5发现井漏后，立即停气、停泵，上提钻具至套管内或安全井段，井筒环空注满钻井液后，静候6~8h，利用钻井液中的岩屑和胶凝效应自行堵漏，防止因井漏而发生的井喷。
2.6渗透性或裂缝性漏失较严重时，可加入颗粒状为主的固体堵漏剂，或泵入含有堵漏材料的稠钻井液；漏层为气层产层时，可加入一定粒度分布的碳酸钙封堵，投产时可进行酸化。
3防卡措施
3.1浅层每打完一个单根划眼1～2次，清除井底沉砂并修整好井壁。
3.2钻进时如发现蹩跳严重或扭矩突然增大，应停止钻进，上提钻具并活动钻具，正确判明情况采取相应措施。
3.4接单根时采取“晚停泵早开泵”的原则，要尽量缩短接单根时间。
3.5钻具在井底静止时间严禁超过3min。
如长时间未活动钻具或起钻遇阻时，严禁用转盘活动钻具，应小排量循环钻井液，打通钻井液后上提钻具大幅度活动，防卡、防断、掉。
钻进中如发现扭矩、悬重等钻井参数有变化时，要立即停钻及时处理。
3.6如发现震动筛返砂量突然增大，岩屑大而边缘不规则，水化迹象小，应停止钻进，循环活动钻具，及时查明原因，迅速调整钻井液性能。
3.7定向后，井斜大于20°加足液体润滑剂，控制钻井液滤失量≤4ml，改善泥饼质量，通过形成薄而坚韧致密的泥饼使钻具与井壁接触面光滑。
3.8钻进中若发现摩阻系数升高或活动钻具拉力异常时，及时增加润滑剂加量。
3.9水平段使用LWD定向钻进，出现托卡现象，立即起钻用钻头扩划眼破坏岩屑床。
4防塌措施
4.1提高钻井液密度至设计上限，以维持井壁的力学平衡。
4.2加入低荧光或无荧光防塌抑制剂，改变钻井液滤液的性质，满足对泥页岩的有效抑制和封堵。
4.3减轻钻具对井壁的碰撞和压力激动以及减轻流体对井壁的冲刷。
5油气层保护措施
5.1根据地层孔隙压力，调整钻井液密度。
5.2进入储层前要调整好钻井液密度及性能参数，体系中加入2～3%理想填充剂和2.0-3.0%隔离膜；钻遇储层后要及时补充储层保护材料，使体系中保持3～4%的含量，一定要保护好储层。
5.3进入目的层前要控制钻井液API滤失量小于3ml，HTHP滤失量小于13ml，含砂量小于0.3％。
5.4采用五级净化，清除无用固相，保持钻井液的清洁。
5.5进入目的层前要检查钻井设备，保证设备运转正常。
准备好所需各种材料和工具，作好各项工序的衔接工作，提高机械钻速，减少测井时间，减少对储层的浸泡时间。
5.6建立健全储层保护监督体系，全体施工人员必须树立保护储层的意识，保证各项措施的实施。
六工程措施
1、大井眼井段必须保证钻井液泵排量达到设计要求，以满足携砂要求。
避免在此井段用单泵钻进。
2、钻进过程中，如果发现进尺过快应注意适当循环钻井液，以降低钻头附近井眼钻井液中岩屑的浓度，净化井眼，确保井下安全。
3、控制起下钻速度，减少激动压力而引起的井塌、井漏事故。
起钻应灌满钻井液。
深井段下钻时应分段循环，中途分段打通应避开易塌井段及复杂井段，下钻到底先用小排量顶通，正常后再加大排量循环。
4、钻具在裸眼内检修设备或加重时，应及时活动钻具，防止粘卡。
七、分段钻井液体系、配方、处理剂消耗情况
1一开井段
1.1表层：
Φ444.5mm×501m+Φ339.7mm×499.27m：
1.2钻井液体系：
聚合物钻井液体系
1.3体系配方：
淡水＋5-6%膨润土＋0.4-0.5%纯碱＋0.1-0.2FA-367%+1.0-1.5%NH4-HPAN+0.2%无毒稀释剂+0.2%烧碱+重晶石
1.4钻井液材料消耗见表1
表1一开钻井液材料消耗表
名称
数量（t）
名称
数量（t）
膨润土
25
NH4-HPAN
0.4
纯碱
1.82
无毒稀释剂
0.1
FA-367
0.1
重晶石
80
烧碱
0.3
2二开井段
2.1井身结构：
Φ311mm×3355m+Φ244.5mm×3351m：
2.2钻井液体系：
聚合物有机硅钻井液体系
2.3体系配方：
井浆＋0.2-0.4%FA-367（或大钾）＋1.0-1.5%有机硅降粘剂Ⅲ+0.8-1.0%有机硅降粘剂Ⅳ+0.1-0.2%烧碱+1.0-2.0%SAS（或低软化点沥青）+1.0-2.0%褐煤树脂（或聚阴离子纤维素）＋2.0%KFT＋1.0-2.0%SMP+1.0-2.0%KH-931+1.0%防卡降阻剂+1-1.5%超低渗透剂+1-1.5%单项压力封闭剂+重晶石
2.4钻井液材料消耗见表2
表2二开钻井液材料消耗表
名称
数量（t）
名称
数量（t）
聚阴离子纤维素
2.15
大钾
4.225
SMP-Ⅱ
17.8
改性淀粉
14
超细碳酸钙
12
烧碱
6
FT-881
3
KH-931
19.65
KFT
15.9
SMP-Ⅰ
10
SAS
37.55
无毒稀释剂
1.9
超低渗透剂
4.5
褐煤树脂
8
抗高温降滤失剂
0.9
堵漏剂-Ⅱ
4.2
低软化点沥青
6.5
FA-367
1.875
纯碱
6.62
消泡剂
1.8
土粉
78.6
HV-CMC
0.5
HA树脂
2.3
甲醛
0.3
单项压力封闭剂
5.2
NH4-HPAN
0.55
SF-260
12
重晶石
359.5
固体润滑剂
3.5
有机硅降粘剂Ⅲ
10
固体SMP
6.4
有机硅降粘剂Ⅳ
8.6
3三开井段
3.1井身结构：
Φ215.9mm×4655m+Φ139.7mm×（筛管3750-4470m，套管3100-3750m）：
3.2钻井液体系：
聚合物硅氟钻井液体系
3.3体系配方：
5.0-6.0%膨润土＋4.5-5.0%纯碱（土量）＋0.8-1.0%NaOH（土量）＋0.1-0.15%FA－367＋0.2-0.4%XC＋1-1.5%SF-260+2.0-3.0%SMP＋2.0-3.0%180高效封堵降滤失剂＋2.0-3.0%GFD-1＋1.0-2.0%CLG-220＋2.0-3.0%理想填充剂＋2.0-3.0%隔离膜＋5.0%白油＋2.0%乳化剂（LHR-1）＋3.0%DYRH－3＋3.0%防卡降阻剂＋0.1%ABSN+重晶石
3.4钻井液材料消耗见表3
表3三开钻井液材料消耗表
名称
数量（t）
名称
数量（t）
NaOH
8.975
膨润土
37.75
纯碱
2.92
180高效封堵降滤失剂
22.4
FA－367
1.05
隔离膜
20
SMP-Ⅱ
25.1
高温防塌封堵剂
22.05
增粘剂
5
理想填充剂
18.85
固体润滑剂
12.5
白油
18
乳化剂
15.4
重晶石
376.5
KH-931
10.35
无毒润滑剂
38
胺盐
0.3
褐煤树脂
7
消泡剂
1.68
SF-260
4
HA树脂
4
聚合酸
6
KFT
1.2
PAC
1.1
单封
4.55
复合堵漏剂
4.25
XC
3.55
超低渗透剂
4.775
超细碳酸钙
5.5
PAM
1.9
无毒消泡剂
16.5
二甲基硅油
1.4
030润滑剂
10
220高效封堵降滤失剂
9
前置液（甲方）
40
注：
此统计为12月6日前使用的材料和。
4储备钻井液
二开储备密度为1.50g/cm3钻井液320m3；三开储备密度为1.50g/cm3钻井液150m3；密度为1.26g/cm3钻井液260m3。
三开储备钻井液按三开钻井液配方配制。
八分段钻井液维护、处理情况
1一开井段
配制和转化：
该井段使用聚合物钻井液体系。
用钻导管膨润土钻井液钻穿阻流板和水泥塞后稀释清砂，加入适量纯碱处理，配制2-4%的预水化膨润土浆，然后加入0.5%胺盐搅拌，再加入0.1-0.2%FA-367，充分混合均匀，用胺盐调整后粘度50～80s钻进。
维护与处理：
注意补充土粉，保持含量4-5%，增强其携屑造壁性。
随着井深增加，及时加入胺盐、无毒稀释剂调节流变性，改善钻井液失水造壁性。
钻完进尺后，通井前充分循环清砂，在30方可泵入泥浆中加入土粉粘度提高到100s，实现电测、下套管顺利。
2二开井段
配制和转化：
该井段使用聚合物有机硅钻井液体系。
在一开钻井液钻完阻流板和水泥塞后加入适量纯碱、FCLS预处理，加水稀释并用离心机降低膨润土含量2-3%，加入0.4-0.6%FA－367、有机硅降粘剂Ⅲ、有机硅降粘剂Ⅳ各1t，HA树脂和SAS各2t，充分循环后改型为聚合物有机硅钻井液体系。
调整后粘度40～45s钻进。
维护与处理：
根据进尺变化，FA-367（或大钾）按1-1.5kg/m补充，增强钻井液抑制性和调整流型，控制地层泥岩水化分散。
每钻进100-150m处理一次，加入0.2tFA-367（或大钾）、有机硅降粘剂Ⅲ、有机硅降粘剂Ⅳ各1t，HA树脂和SAS各1t，以改善流型，增强抑制性，控制失水。
当摩阻增大时，加入固体润滑剂等提高润滑性，以防卡钻。
进入姚家组二、青山组三段压力系数低的漏层前处理好钻井液，开始加入1-1.5%超低渗透剂、1-1.5%单项压力封闭剂等堵漏材料预防井漏。
钻进过程中用好震动筛、除砂器清除钻屑，离心机清除劣质土，控制钻井液较低含砂量。
不断补充重晶石维持密度，满足一次井控要求，易漏地层停用离心机，改用40目筛布，穿过漏层后更换细目数筛布。
井深超过2000m后开始使用SMP、KH-931、KFT。
同时，定期搞好短起下钻，破坏并清除浮泥饼，以保证井眼通畅。
井深超过3227m后发生渗漏，采取加超低渗透剂、单项压力封闭剂和超细碳酸钙等堵漏材料配制堵漏泥浆打入后循环，解决了问题。
中完前调整钻井液性能，补充相关处理剂；加入固体润滑剂1t、SAS0.5t打封闭。
实现电测和下套管施工顺利。
这里需要说明一下，由于钻具和套管质量问题，导致在井深3173m时起钻钻具落井后套铣、划眼、卡钻和割套管重新下入但遇阻后井塌划眼，大大延长了钻井周期和完井周期，造成钻井液体系破坏而使用了各种不同的处理剂而维护性能，投入明显增大。
3三开井段
配制和转化：
该井段使用聚合物硅氟钻井液体系。
三开前要彻底清理钻井液循环罐，按三开钻井液配方重新配制优质水基欠平衡钻井液。
钻井液性能为密度1.11g/cm3，FV50-60s、FL3.8ml时钻进。
维护与处理：
钻进过程中，地面钻井液量减少到能倒空四号罐时，按配方配制补充，在补充新浆时，确保钻井液中SMP、180高效封堵降滤失剂和GFD-1（高温防塌封堵剂）的含量，以利于防塌、防卡和保护产层。
用SF-260，进行日常维护和处理。
定向时在钻井液中混入白油和润滑剂DYRH－3，加入相应量的乳化剂，提高钻井液的润滑性，保证定向和水平段施工安全。
水平井段钻进中，用好固控设备，及时清除钻井液中的有害固相。
保持体系良好的稳定性。
用消泡剂等去除钻井液中的气泡，控制密度，防止井涌发生。
用KFT、PAC等降滤失剂降低失水，改善泥饼质量，以保护油气层不受损害。
及时补充润滑材料，并保持7-8%的含油量。
保证1分钟摩阻系数＜0.07、10分钟摩阻系数＜0.13。
加强油气层保护,钻遇储层后要及时补充储层保护材料，使体系中保持3～4%的含量，保护好储层。
每次起钻前，打入密度1.26g/cm3的钻井液替换井眼内1.13-1.15g/cm3的泥浆，实现了一次井控。
在井深4516m时，由于欠平衡的旋转头坏，导致不能使用。
于是甲方决定将密度调整到1.17-1.20g/cm3继续钻进，直至完钻。
坚持加入超低渗透剂、单项压力封闭剂等堵漏材料并保持0.5-1.0%含量以对付地层渗漏。
完井前50m，调整好钻井液各项性能。
循环清洗好井眼，保证井眼清洁。
通井后打入甲方配制的前置液封闭裸眼段，实现下筛管和尾管顺利。
九全井钻井液性能
见表4
表4全井钻井液性能
井深m
ρ
g/cm3
FV
s
FL
ml
pH
600/300
6/3
固相/含油
墨竹
Gel
10s、10min
135
1.12
46
/
295
1.12
50
501
1.12
50
600
1.12
45
6
10
15
8.5
0.567
4
5
780
1.13
58
6
9
17
9
0.529
3
5
900
1.15
56
6
9
15
8
0.533
3
5
1060
1.15
46
4.5
9
16
9
0.562
3
4
1252
1.16
50
4
9
19
8.5
0.447
2
3
1363
1.16
47
4.5
9
17
8.0
0.470
3
4
1541
1.18
46
4
9
19
8
0.420
3
4
1676
1.21
55
4
9
17
9
0.529
3
4
1792
1.23
47
4
10
18
8
0.444
2
3
1897
1.23
46
4
10
20
8
0.4
2
3
1995
1.23
55
4
9
18
7
0.389
2
3
2043
1.23
40
4.5
9
15
8.5
0.567
2
3
2105
1.23
40
4.5
9
15
8
0.533
2
3
2170
1.24
45
4
9
18
9.5
0.528
2
3
2210
1.24
44
4
9
20
8.5
0.425
2
3
2316
1.25
53
3.8
9.5
21
7
0.333
2
3
2392
1.25
47
4
9
17
8.5
0.5
4
5
2488
1.25
56
4
10
16
8.5
0.531
4
6
2561
1.25
65
4.5
10
20
15
0.75
4
7
2647
1.25
63
4.5
10
20
12.5
0.625
4
7
2726
1.25
58
4
10
21
11.5
0.547
4
7
2810
1.26
65
4.5
10
21
11.5
0.547
4
7
2900
1.26
65
4.2
9.5
24
11
0.458
4
7
2980
1.27
70
4
10
28
15.5
0.554
4
7
3050
1.27
63
4
10
22
12.5
0.568
4
9
3120
1.28
65
4.2
10
27
15
0.555
4
7
3185
1.28
70
4
10
21
13
0.619
4
7
3253
1.28
68
2.6
10
29
25.5
0.879
15
18
3312
1.28
60
2.4
10
25
19.5
0.78
14
17
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1.28
66
3.8
10
27
26.5
0.981
14
16
3355
1.11
50
3.8
10
23
8.5
0.369
2.5
7
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1.11
69
3
10
29
11.5
0.396
3
5
3484
1.14
59
3.2
10
22
13
0.591
4
7.5
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1.14
49
2.6
10
29
11.5
0.396
4
9
3620
1.15
53
2.6
10
25
8.5
0.34
4
7.5
3690
1.15
50
2.8
10
20
14
0.7
4
8
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1.15
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2.2
10
17
13.5
0.794
5
7
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1.14
51
2
10
25
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4
7.5
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1.14
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2.6
10
29
11.5
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4
9
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1.15
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10
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9
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1.15
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10
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10
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11
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