钻井液施工技术总结.docx

1、钻井液施工技术总结TH12533井钻井液技术总结一、工程概况1.基本情况：TH12533井是位于库车县境内阿克库勒凸起西北斜坡构造的一口三开结构制的开发井，地面海拔高度958.316m，设计井深6591m，目的层位奥陶系一间房组。该井于2013年8月25日8:00一开，2013年9月3日7:00二开，2013年11月4日00:00三开，2013年11月6日7:00完钻，完钻井深6591m。钻井周期72.96天，平均机械钻速9.72m/h。二开井径平均扩大率3.6%，最大井斜1.69。三开井径平均扩大率0.15，最大井斜1.84。井身质量优、固井质量合格，试压合格，无任何人身、设备事故发生。2.

2、 井身结构：设 计实 际钻头尺寸井深（mmm）套管尺寸下深（mmm）钻头尺寸井深（mmm）套管尺寸下深（mmm）346.11200273.11199346.11203273.11202.77250.886503193.76501250.886505193.76503.30165.16591裸眼165.16591裸眼 3. 钻遇地层岩性简表地层井深（m）视厚（m）岩性简述（实钻及参考TH12512、TH12520X井实钻岩性）界系统群组代号新生界第四系Q90.0079.50灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。新近系上新统库车组N2k1908.501818.50黄灰、灰白色粉砂岩、细粒砂岩与棕灰、

3、黄灰色泥岩略等厚互层。中新统康村组N1k3230.501322.00浅灰、灰白色粉砂岩、细粒砂岩与黄灰、棕灰色泥岩、粉砂质泥岩呈略等厚互层，泥岩中含分散状石膏吉迪克组N1j3706.00475.50上部为蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩；下部为棕褐色泥岩、膏质泥岩夹棕色粉砂岩古近系渐新统苏维依组E3s3768.5062.50棕色泥岩与浅棕色粉砂岩略等厚互层古始新统库姆格列木群E1-2km3838.5070.00棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩中生界白垩系下统巴什基奇克组K1bs4453.50615.00上部为棕色泥岩与浅棕色细粒砂岩略等厚互层；中部为棕色泥岩、粉砂质泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互

4、层；下部为棕色细砂岩夹棕色泥岩卡普沙良群巴西盖组K1b4523.5070.00浅棕色粉砂岩、细粒砂岩与棕色泥岩呈不等厚互层舒善河组K1s4909.00385.50棕褐色泥岩与棕色粉砂岩、细粒砂岩呈略等厚互层。亚格列木组K1y4945.5036.50浅棕色细粒砂岩夹棕色泥岩。侏罗系下统J15005.0059.50上部为棕色泥岩，下部为灰白色含砾粗粒砂岩、细粒砂岩夹棕色泥岩。三叠系上统哈拉哈塘组T3h5188.50183.50T3h2：灰色泥岩夹棕色粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩（三叠系区域标识层）。T3h1：浅灰色细粒砂岩、含砾细粒砂岩、砾质粗粒砂岩夹灰色泥岩。即三叠系T-砂组。中统阿克库勒组T2a

5、5434.00245.50T2a4-2：棕、灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。T2a1：浅灰色细粒砂岩、含砾中粒砂岩、粉砂岩夹灰色泥岩。即三叠系T-砂组。下统柯吐尔组T1k5540.00106.00棕褐、灰色泥岩夹浅灰色粉砂岩。古生界二叠系中统P25688.50148.50绿灰色英安岩。石炭系下统卡拉沙依组C1kl5868.00179.50C1kl2：棕褐色、灰褐色泥岩与浅灰、灰白色含砾细粒砂岩、中粒砂岩、粉砂岩呈不等厚互层，即“上砂泥岩互层段”；C1kl1：灰色、棕褐色泥岩，即“上泥岩段”。巴楚组C1b6088.00220.00C1b3：黄灰色泥晶灰岩夹灰色泥岩，即“双峰灰岩；C1b2：灰色

6、、棕褐色泥岩，即：“下泥岩段”。C1b1：棕、灰色泥岩与浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、含砾细粒砂岩呈略等厚互层，即“下砂泥岩互层段”。泥盆系上统东河塘组D3d6273.00185.00上部为灰白色细粒石英砂岩、下部为灰白色细粒砂岩与灰色、棕褐色泥岩呈略等厚互层。志留系下统柯坪塔格组S1k6388.00115.00上部为浅灰、灰色细粒砂岩夹灰色泥岩。下部为浅灰色细粒石英砂岩、粉砂岩与灰色泥岩呈等厚互层。奥陶系上统桑塔木组O3s6438.5050.50黄灰色泥灰岩与灰色灰质泥岩呈等厚互层。良里塔格组O3l6490.5052.00黄灰色泥质灰岩、泥灰岩、泥晶灰岩，浅黄灰色泥晶灰岩、荧光泥晶灰岩。恰尔巴克组

7、O3q6518.5028.00上部灰色泥质灰岩、下部黄灰色泥晶灰岩。中统一间房组O2yj6591.00（未穿）72.50浅黄灰色泥晶灰岩、浅灰色砂屑泥晶灰岩、褐灰色油斑砂屑泥晶灰岩。二、钻井液技术难点及重点1.钻井液技术难点： (1) 一开、二开井段重点解决：大井眼携砂问题；上部交接疏松，地层欠压实钻井液渗透性漏失；由漏失引起井壁形成厚泥饼造成缩颈问题；提高地层承压减少复杂。（2）康村组与吉迪克组存在石膏，钻进时加强钻井液性能检测，特别是Ca2+离子的检测，并防止和及时处理石膏污染钻井液。（3）侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和泥盆系易剥蚀掉块、坍塌，形成不规则井径，增大钻井液的携屑难度，造成起

8、下钻阻卡、电测阻卡、影响固井质量等问题。应使用与地层温度匹配的沥青类防塌剂、聚合醇等，同时加入足量的抗高温处理剂，严格控制高温高压滤失量，充分保证钻井液的防塌性能。（4）本井二叠系火成岩（55405688.5m）段长140m，易发生井漏、井塌，易造成卡钻，并严重影响下套管、固井施工。钻遇二叠系前，应调整好钻井液性能，适当降低排量，采用超细碳酸钙、单向压力封闭剂、随钻堵漏剂等封堵地层裂缝，降低井漏风险；同时严格控制高温高压滤失量，加足防塌剂，将钻井液密度控制在设计上限，适当降低转速，保持井壁稳定。（5）石炭系卡拉沙依组深灰、灰黑色泥岩，灰色、褐色泥岩（胶粘性很强），易造成PDC钻头泥包，对机械钻

9、速和施工进度造成较大影响。应使用好固控设备尽可能清除无用固相，适当降低钻井液粘切，提高大分子聚合物包被剂用量，使用润滑剂降低泥岩对钻头及扶正器的黏附，同时增大泵排量，提高钻头清洗效果，防止钻头泥包。（6）泥盆系东泥塘组岩性以灰白色细粒砂岩为主，渗透性好，地层压力低，易发生粘卡。应调节好钻井液流变性，加足抗温材料，严格控制高温高压滤失量，使用超细碳酸钙、高软化点沥青、聚合醇、润滑剂等封堵、润滑材料，改善泥饼质量，降低粘卡风险。（7）三开奥陶系地层易漏、易涌，注意做好防漏防喷工作。2.钻井液技术重点：（1）全井段使用好四级净化设备，提高净化设备使用效率。适量加入各种大分子包被剂，始终保持适当的固相

10、含量，保持钻井液性能优质、均匀、稳定，严格控制好钻井液膨润土含量，转磺前一定要将膨润土含量降低，这是本井顺利施工的基础。（2）密切观察振动筛上的岩屑返出情况，包括岩性、岩屑的形状、岩屑的大小、岩屑的多少，并依据地层压力监测结果，在工程设计范围内及时调整钻井液密度，尽可能保证钻井液液柱压力能平衡地层压力及坍塌压力，优化钻井液性能，提高钻井液的携带、悬浮能力，确保井眼稳定和正常钻进。（3）选择合适优质的抗高温降滤失剂、防塌剂、封堵剂、润滑剂和油层保护剂，并适时足量加入，改善滤饼质量，增强钻井液的抗高温能力、抑制能力和封堵能力，提高地层的承压能力，保护好油气层。（4）在二开井段，是全井施工的关键井段

11、。这就更需要加强对钻井液性能的维护和处理，由于裸眼段长，整个井段都需要保证较强的抑制性，严格控制钻井液滤失量，尤其是高温高压失水，保证泥饼坚韧、致密且薄，并及时加入足量润滑剂，降低泥饼摩擦系数，改变钻具表面的极性，防钻具粘卡。（5）及时、准确调整钻井液流变性，保证钻井液流变性能符合所钻地层特性及井下要求，针对钻探施工的不同井段，钻进、起下钻、电测、下套管等不同工况，采用不同的流变性，保证各工况施工顺利。（6）进入油气前使用油保加重材料，进入三开井段采用暂堵技术加强对储层保护，达到钻井的目的。（7）本区块硫化氢含量高，要做好防硫化氢的监测与防护工作。三、分段钻井液维护处理要点1.一开井段（50m

12、1203m）工程概况： 本开次于2013年8月25日开钻，用346.1mm钻头钻至1203m，下入273.1mm套管至1202.77m。本开次设计钻井周期为3天，实际钻井周期为2.83天。钻井液体系及维护处理：钻井液体系：膨润土-聚合物钻井液。维护处理： 1、开钻前安装调试好固控设备及循环系统，清洗配浆罐，用淡水配置120方膨润土浆，水化24小时以上后供开钻使用。膨润土浆配方：10%膨润土+0.4%烧碱+0.3%纯碱。 2、配置好聚合物胶液，大分子聚合物的加量不低于0.7%，配制速度要均匀适度充分水化2小时后缓慢混入泥浆内。 3、上部胶结疏松地层易发生垮塌，机械钻速快，环空钻屑浓度高，固相含量

13、上升快，易造成钻井液性能被破坏，粘切难以控制，含砂量增加，泥饼质量变差。钻进过程中控制好大分子的加量，提高钻井液的抑制能力，并提高四级固控设备的使用效率。 4、用Na2CO3适度控制好钻井液中Ca2+含量，用NaOH调整PH值在89之间。 5、常规胶液配方为：适量Na2CO3+0.15%NaOH + 0.25%FA-367 +0.3%KPAM 6、在条件许可的前提下，尽可能采用高泵压，大排量钻进，增强钻井液对钻头的冲洗作用，在保证携带的情况下，尽量降低粘切，加强钻井液的抑制性，防止泥包钻头的发生。 7、维持钻井液粘度在80-60s，增强钻井液护壁能力，防止地层发生垮塌。 8、起钻和下套管过程中

14、要及时灌浆，确保井壁稳定。 9、钻达设计井深后，彻底循环洗井调整好钻井液性能，用稠浆（FV=105s）将井内清洁干净，保证了套管的顺利下入。固相控制： 1、一开整个钻进过程中，保证固控设备使用率如下：振动筛100%、除砂器100%、除泥器100%、离心机100%，有效地保证了钻井液内的固相含量。 2、振动筛使用筛网目数为80目，三台振动筛均开启。 3、除砂器和除泥器使用筛网目数均控制在200目，根据除砂和除泥效果，可适当选择底流。 5、离心机不间断使用，不断清除钻井液中的无用固相，最大限度地清除钻井液中有害固相。 钻井液性能控制 1、每天坚持按要求测量泥浆性能，监测好泥浆密度和粘度，防止密度增

15、长过快，粘度下降导致井内岩屑不能及时带出，从而影响钻进作业。 2、在条件许可的前提下，尽可能采用高泵压，大排量钻进，增强钻井液对钻头的冲洗作用，在保证携带的情况下，尽量降低粘切，加强钻井液的抑制性，防止泥包钻头的发生。 3、做滤液分析，将钻井液中的钙离子含量控制在400mg/L以内，提高钻井液的抗盐、抗钙能力，保证良好的流变性。 4、加足大分子和包被剂的量，增强钻井液的抑制性，防止缩径。二开井段（1203-6505m)工程概况： 本井于2013年9月3日7：00二开钻进，2013年11月4日00：00二开中完，钻进至6505m。10月27日13:30下套管完（套管下深：6503.3米）。1井段

16、1203m4620m（聚合物体系钻井液）钻井液体系及维护处理：（1）二开前将循环罐清理干净，并储备30m3预水化膨润土浆。（2）利用一开钻井液钻塞，下钻探塞循环时放掉固井混浆，同时循环干加0.2%纯碱，防止水泥污染钻井液。（3）开钻后根据钻井液配方补充聚合物胶液，调整钻井液性能在设计要求内、满足钻井需要。胶液配方： 0.2%烧碱+0.3%-0.5%K-PAM+0.3%-0.4%FA-367+ 0.2%-0.3%PAMS-900。（4）充分利用好四级固控设备，清除无用固相。特别是离心机要合理使用，注意密度变化，及时加重。振动筛筛布保证在100目以上，根据过筛情况及时调整。坚决禁止钻井液不经过振动

17、筛而直接进罐。发现固相偏高时放除砂器放底流，勤放锥形罐沉砂，严格控制含砂量在0.5%以内。（5）膨润土含量控制在28-35 kg/m3，根据钻井液配方表补充大分子聚合物加量，大、中、小分子量聚合物复配，调整钻井液流型，控制钻井液失水在设计要求范围内。其中大分子量聚合物至少0.7%以上，但当钻遇砂岩时含量可以适当降低到0.4-0.6%，当糊筛现象严重时含量提高到0.8%以上。（6）钻遇吉迪克地层前将密度提高到1.17 kg/m3，本井吉迪克富含石膏，钻进中加密Ca2+和钻井液性能的监测，及时用纯碱处理，防止钻井液钙侵；钻遇巴什基奇克地层时，巴什基奇克砂岩发育，胶液中加入0.5%DFD-1，干加1

18、%QS-2，增强钻井液的暂堵屏蔽性，减少渗漏，降低钻井液的消耗量。（7）砂泥岩互层段，进尺较快容易产生渗透性漏失，井浆加入超细碳酸钙、单向屏蔽剂进行封堵，提高封堵能力，减少消耗量；并严格控制钻井液各项性能，充分保证钻井液的防塌性和润滑性，确保井壁稳定，井眼规则。此外，砂岩段时要加密起下钻作业，200m左右短起1次，及时破坏虚厚泥饼，保证井眼畅通。2、井段4620-6505m（聚磺防塌体系）（1）为适应深井钻进需要于 2013年9月13日钻进至4620m（地层：舒善河组），将聚合物钻井液体系转换为聚磺防塌体系，转磺前清理1#、2#、3#、8#罐最大限度降低钻井液固相含量和含砂量，膨润土含量控制在

19、28-32 kg/m3。 (2)进入舒善河前准备转磺浓胶液，转磺浓胶液配方：0.2%烧碱+0.5%K-PAM +5%SMP-1+2.5%PSC-2+2.5%SHC-2；事先配制两罐80 m3转磺浓胶液，循环时细水长流式补入；同时加重钻井液，控制加重速度，按每个循环周提高0.01-0.02 g/cm3速度加入待转磺浓胶液全部补入，保证整个体系磺化材料的加量3%，进入侏罗系前密度提高到1.28g/cm3。（3）转磺完后，日常胶液配方：0.2%烧碱+0.3-0.5%K-PAM+1.5%SMP-1+1%PSC-2+1%SHC-2+1-2%FT-1（4）转磺后在钻进过程中及时补充磺化类抗温材料，严格控制

20、API失水量5mL、HTHP失水量12mL，使钻井液有良好的失水造壁性和抗温稳定性。（5）配制聚磺胶液进行维护，胶液中磺化处理剂（抗温降滤失及）含量不低于3%，大分子含量不低于0.5%，防塌剂含量不低于1%，补充胶液时必须以细水长流方式均匀加入。当钻井液停止循环时，必须同步停止补充胶液，防止局部胶液加量大使密度下降而诱发井壁失稳。（6）保持钻井液具有较好的润滑性能，根据情况及时添加润滑剂，将泥饼摩阻系数控制在0.08以下。（7）钻井液加重时，采取先将部分井浆单独加重，然后按循环周缓慢均匀地混入钻井液中的方法来提高钻井液密度，每个循环周密度提高幅度控制在0.01g/cm3，防止加重过快压漏地层。

21、（8）二叠系钻进期间，必须做到平稳操作。接单根时，匀速缓慢下放钻具、先小排量缓慢顶泵，确保环空畅通、井口返浆正常、泵压正常后，再逐渐提高排量，尽可能的减小激动压力，防止井漏。（9）尽可能避免起下钻过程中在二叠系开泵、反复上提下放、定点循环等，严禁在二叠系猛刹猛放或高速旋转钻具。（10）严格执行液面坐岗制度，发现漏失，加密测量漏速，根据漏速制定详细堵漏方案，本井在钻二叠过程中未发现漏失、掉快垮塌等复杂。固相控制：本阶段振动筛筛布转磺前目数80-100，转磺后120目，除砂、除泥器筛布200目，振动筛、除砂除泥器使用率100%，加重后离心机间断使用，特别是每趟钻后循环使用一周，除去起下钻井壁上刮落

22、的泥砂，平时多注意一号罐，勤放锥形漏斗，钻进时坚持每天测固含、含砂，发现固含增大多使用高速离心机，密度降低了及时加重，控制劣质固相在最低范围。 三开井段（6505 6591m）（聚磺体系钻井液）工程概况： 本开次于2013年11月4日开钻，用165.1mm钻头钻至6591m。本开次设计钻井周期6天，实际钻井周期为2.29天。维护处理情况： 1、三开钻进前将二开聚磺防塌钻井液密度降至设计范围内后方可开钻，并将失水、粘切等其他性能调整至设计范围内，配置好钻井液并补充以SMP-1、K-PAM和NaOH组成的胶液混合循环均匀后三开钻进。 2、及时补充单封DFD-1、超细碳酸钙QS-2等油保材料，保护好

23、油气层。 油气层保护措施：（1）钻开油气层前调整好钻井液性能，严格控制API失水在5ml以内，含砂量小于0.1%、HTHP失水小于12ml，pH值在9.5-11.（2）奥陶系储层采用低粘、低切钻井液，减少激动压力对储层造成的伤害。（3）在确保井壁稳定、井控安全的前提下，尽量采用钻井液密度下限值揭开油气层，减少滤液及劣质固相对储层的伤害。（4）控制起下钻速度和开泵操作要平稳，避免压力激动带来应力敏感性损害，甚至造成井漏，同时减少油气层内部微粒运移造成的油气流动通道堵塞。（5）在油气层井段采用暂堵技术等措施，坚持以预防为主。油气层井段如发生井漏及时采取相关措施并上报。（6）加强固相控制，使用好固控

24、设备，将固相降至最低程度。（7）目的层如需加重，采用石灰石粉加重，严禁使用不可酸化的重晶石加重。（8）提高目的层的钻井速度和裸眼井段的电测一次成功率，缩短钻井完井液对油气层的浸泡时间，减少钻井完井液对目的层的污染。固相控制： 1、三开为目的层井段，在钻井过程中实行微超平衡压力钻井，并做到起钻时井内有效液柱压力略大于或等于地层压力。 2、三开钻进过程中，保证固控设备使用率如下：振动筛100%、除砂器70%、除泥器30%、离心机10%。 3、振动筛使用筛网目数控制在120目以上。 4、除砂器和除泥器使用筛网目数均控制在200目。 5、钻开油气层时，提前加入油层保护剂QS-2和DFD-1，防止油气层

25、段的污染。 6、钻开油气层加重时，使用可酸化解堵的加重材料BYJ-1。 7、加强固相含量的控制，将其降低到最小程度。四、钻井液性能简表钻井液性能参数设计实际50-12001200-45004500-65036503-659150-12031203-46204620-65056505-6591D(g/cm3) (g/cm3)1.05-1.121.12-1.241.24-1.30 1.12-1.171.10-1.121.12-1.201.24-1.301.16-1.17FV (s)60-8040-5545-6040-5564-8440-4244-5540-43FL (mL)/6-101.051.0

26、5/0.5/6-10/0.33.6-5/0.2-0.34.8-5.0/0.2-0.3HTHP (mL)/12/1.512/1.5/11.0-11.6/1.1-1.511.8/1.1-1.3PV(mPas) (mpa.s)10-2510-2015-3010-1523-2511-2016-3012-18YP (pa)3-64-105-125-105-64-54.5-74-7Q (pa)Q10min(pa)/2-4/4-82-4/5-121-3/3-10/2/42-3/5-72/3-6Vs (%)/10128/6.6-8.69.0-128.0Cs (%)/0.50.20.1/0.20.2-0.30.

27、1pH8-98-99-109.5-1199910Cb (kg/m3)50-6535-4530-4025-3540-6030-453030K f/0.10.100.100.05240.06990.0524-0.06990.0612五、钻井液材料消耗材料名称或代号一开(t)二开(t)三开(t)合计(t)材料单价(元)单项费用(元)烧碱（NaOH）0.856.5/7.35494036309纯碱（Na2CO3）0.40.8/1.229903588土粉12.43.6/1682013120聚丙烯酰胺钾盐（KPAM）1.7757.675/9.4513200124740高粘（Hv-CMC）0.350.750.

28、651.751650028875两性离子聚合物包被剂（FA-367）0.8752.175/3.051620049410水解聚丙烯腈铵盐（NH4-HPAN）0.225/0.22559001327.5随钻堵漏剂（DFD-1）/3.2514.25超细碳酸钙（QS-2）/47/4765030550重晶石（Ba2SO4）/68/68油保加重剂（BYJ-1）/28722891260364140防卡液体润滑剂（MLL-1）/4.85/4.851230059655多元共聚物降滤失剂（PAMS-900）/2.0/2.01787535750聚合物降滤失剂（JMP-1）/4.6/4.6磺化酚醛树脂（SMP-1）/24.95/24.9512300306885抗高温降粘降滤失剂（PSC-2）/8.675/8.67514500125787.5 抗高温降滤失剂SHC-2/21.75/21.759900215325聚合醇（XCS-）/3.4/3.41450049300低粘（Lv-CMC）/2.75/2.751490040975抗高温磺化沥青(FT-1)/18.175/18.1756850124498.75聚胺 (HPA)/2.0/270000140000固体润滑剂 (FRH)/2.0/2672013440碱