元坝气田1期钻井液技术总结

1Xxxxx元坝气田1期钻井液技术总结xxxxxx股份有限公司2013年5月2xxxxx元坝气田1期钻井液技术总结随着油田勘探开发难度的不断增加，对钻井完井液也提出了更高、更严的要求。为此，xxxxx加大现场技术攻关力度，大力推广新型钻井液体系和储层保护技术，在常规聚合物钻井液体系、聚磺钻井液体系、储层保护技术等技术日益完善成熟的基础上，超深水平井钻井液技术、新型钻井液体系、高酸溶防漏堵漏技术、井壁稳定控制技术、气液转换技术水平又上了一个新台阶。1、元坝气田1期xxxxx生产情况（1）钻井液技术服务情况截止2013年4月25日，xxxxx为西南分公司和勘探南方分公司的27口井完成和正在提供钻井液技术服务，超深井18口深井（其中水平井13口、定向井2口、直井3口）；提供完井液技术服务共5口，共计配合完成钻井进尺187107.72m。（2）钻井液重复利用情况截止2013年4月25日，元坝气田1期我公司共转运利用钻井液7591.1m3，应急站回收钻井液1560.2m3。2、钻井液新技术应用情况（1）深井、超深井水平井钻井液技术随着深井、超深水平井部署越来越多，而深井、超深水平井存在的摩阻大、携砂难、易卡钻等难题，尤其是在异常高压气层、盐水层的井，对安全、快速钻井施工提出更高更严的要求。针对以上存在的难题，xxxxx对深水平井、超深水平井钻井液技术开展了系列研究，形成了适合于川东北地区深水平井、超深水平井的钻井液技术。金属离子聚磺混油防卡钻井液体系在元坝地区超深水平井元坝121H井、元坝272H井、元坝29-2H井等高难度深水平井中得到成功应用，该体系中复合使用抗高温抗饱和盐耐磨润滑剂、高效润滑油、极压润滑剂、固体润滑剂等处理剂，进一步提高了钻井液体系的润滑防卡能力。目前已顺利完成了元坝121H井、元坝272H井、元坝225H井、元坝102-2H井、元坝29-2井等十余口超深斜井、水平井的施工任务。目前xxxxx承担了正在施工的元坝10-1H井、元坝272-1H井两口超深水平井的钻井液技术服务。3元坝121H井、元坝102-2H井、元坝29-2井等超深水平井水平段开钻前，一次性加入足量的高效润滑剂、减磨剂、固体润滑剂，降低井浆摩阻，改善泥饼质量，钻进过程中定期补充消耗的润滑剂，保证了钻井液摩阻小于0.10。采用滑动、复合常规定向钻井，其中元坝272H井在造斜率高达42°/100m、储层相对较薄、横向高差起伏变化大、水平段三次增斜、二次降斜的情况下，完成元坝工区内第一口超深台阶式水平井，同时创下了水平段最长记录，钻进期间扭矩12~16KN.m，起下钻摩阻24吨。元坝1-1H井造斜井段采用滑动、复合常规定向钻进，扭矩保持在4~6KN.m，起钻摩阻8吨；水平段钻进扭矩9~13KN.m，起钻摩阻14吨。（2）陆相地层配合提速钻井液体系——聚胺钾基、氯化钾钻井液体系xxxxx川东北项目部在不断完善应用较成熟的钾铵聚磺防塌、“三强一低”防塌封堵等钻井液体系的同时，重点开展优化钻井液体系应用，根据川东北地区的工程地质特征，采用新型的钻井液处理剂，探索使用了聚胺钾基、氯化钾钻井液体系等多种类型的钻井液体系。聚胺钾基钻井液体系在元坝102-2H井、元坝29-2H井试验得到了成功应用，现场使用效果明显；优化氯化钾钻井液体系在川东北元坝构造已成功试验10余口井（如元坝1-1H井、元坝205-1H井、元坝204-1H井、元坝101-1H井等井），目前现场应用效果良好。（3）气液转换钻井液技术元坝工区蓬莱镇组、遂宁组、上沙溪庙组适宜采用气体钻井方式，当井内沉砂达到某一程度或者地层出水较严重而无法实施气体钻进或者钻达指定井深转换为常规钻井液时，井壁易出现井眼不规则、井壁失稳、掉块阻卡、井漏等复杂情况。xxxxx川东北工区优化“三强一低”防塌封堵钻井液体系，研究出了更适用于川东北工区气液转换的氯化钾防塌钻井液体系，并配合使用纯油基润湿反转前置液，有效地降低了气液转换时各种井下复杂情况发生的机率。该技术在元坝205-1H井、元坝101-1H井、元坝204-1H井、元坝10-1H井、元陆601H井等多口水平井取得了较成功的应用，现场使用效果明显。4表1川东北工区气液转换施工数据井号钻进井段m沉砂m划眼时间h最大井斜°前置液使用情况钻井液体系元坝103H井570~3043.77141.13未使用前置液三强一低石平1-1H506.85~2588.8252.254.48/未使用前置液元坝102-2H502~3158.101284.9°未使用前置液聚胺钾基元坝29-2H502~3262104562.48高油含前置液元坝205-1502~325067461.95油基润湿反转前置液氯化钾元坝101-1H502~3333.3333.3315元坝204-1H502~321016057.17元坝29-1502~3345210120.5元陆601H703~3265.8646.5164.2元陆704井700.4~3103.6985.6959元陆27井711.4~3007.667.668.54.15未使用前置液元陆25井710~30464.463.7（4）超深井钻井液技术针对超深井面临钻井液密度高、地层温度高、含高压盐水、盐膏、盐岩层等复杂难题，川东北项目部通过了大量的室内研究和现场实践，完善了以往的金属离子聚磺钻井完井液体系抗温能力达到220℃、可控密度达到2.7-3.0g/cm3的超深井钻井液体系。实钻钻井液密度最高达2.3g/cm3，井底温度最高达158℃，抗高温超高密度钻井液技术服务能力大幅提高。元坝气田1期开发中服务的超深井有10多口井，超深井钻井液技术都取得了较成功的应用。元坝地区完成了多口超深大斜度定向井、超深水平井钻井液技术服务任务，如元坝272H井、元坝225H井、元坝121H井、元坝102-2H井、元坝29-2H井、元坝204-1H井等。（5）防漏堵漏技术-高酸溶性防漏堵漏技术近年来持续开展了有利于储层保护的钻井液技术研究，主要从减少进入油气层的滤液、固相颗粒和利于后期储层改造两个主要方面入手，结合优质钻井液体系，进行了大量的现场试验。对于储层段不易发生井漏的井使用高酸溶防漏堵漏技术、复合屏蔽暂堵技术，提高屏蔽暂堵环的抗压强度；元坝气田1期继续推广应用高酸溶性防漏堵漏技术，该体系对提高储层段防漏堵漏能力和后期储层改造有明显效果。在川东北地区元坝272H井、元坝29-2井、元坝101-1H井等广泛应用了高酸溶性防漏堵漏技术，提高了防漏堵漏能力和储层可改造性，取得了良好的储层保护效果。（6）井壁稳定控制技术针对元坝构造存在的陆相地层井壁易失稳问题、控压钻进+特殊工艺提速钻5井井壁失稳问题，公司在近年开展了《提高钻井速度的钻井液防塌技术研究》等科研项目及公司内部展开系列研究，形成了“三强一低”防塌封堵、聚胺钾基、氯化钾防塌钻井液体系，配合使用新型的井壁封固剂、封堵防塌抑制剂、聚合醇、不同级配超细碳酸钙等处理剂进一步增强钻井液的抑制性、封堵性能。针对元坝构造井壁易失稳地区，针对性的使用氯化钾防塌钻井液体系，成功解决了上述构造井壁失稳问题（元坝101-1H井、元坝29-1井、元陆702井、元陆601H井等），为后期施工打下了坚实的基础。元陆601H井三开已完钻，钻进至目前井深4919.19m未发生过因钻井液质量问题引起的通井、划眼；元陆702井全井未发生过因钻井液质量问题引起的通井、划眼；元陆25井钻至目前井深4557.69m（设计4625m）未发生过因钻井液质量问题引起的通井、划眼，上述三口井三开井段均使用了氯化钾防塌钻井液体系。（7）海相地层乳化酸解卡技术元坝205-1井完钻待方案期间，通井起钻至井深6740m发生卡钻。两次泡解卡浆未成功；一次泡常规酸、一次泡变粘酸，酸液出钻头均发生漏失解卡未成功；最后采用泡乳化酸，成功解卡。该项解卡技术的成功应用为元坝气田超深水平井卡钻事故处理提供了宝贵的经验。（8）储层保护技术开展有利于储层保护的钻井液技术研究，在前期形成屏蔽暂堵储层保护技术、非渗透—屏蔽暂堵复合储层保护技术基础上，研究形成了新型保护储层的钻井完井液体系——高酸溶性防漏堵漏钻井完井液体系，该体系对提高储层段防漏堵漏能力和后期储层改造有明显效果，多口井获得高产天然气，该技术得到了西南分公司各级领导的认可。3、施工中存在的难点与认识（1）元坝区块钻遇CO2污染处理技术、大段膏盐地层的处理技术，基本上已掌握和得到良好控制；海相超深大斜度井、水平井井眼净化、润滑防卡、高压差防漏方面钻井液维护处理技术得到有力提升。（2）三开井段下沙溪庙组至须家河组井段存在区域性垮塌（元坝102-2H、元坝10-1H较为严重），已高度重视和改进，KCl和封堵材料的加入，使用强抑6制防塌钻井液体系，井壁失稳问题基本得到遏制。（3）三开井段施工已发生6口井井漏，其中4口井失返井漏和一口返吐型井漏，井漏发生频率和严重程度大大高于该构造原完钻井，已引起各方高度重视。元坝205-1H井在钻进中失返井漏，掏空深度约1900m，地质分析属该构造地层压力系数最低、裂缝开口尺寸最大之异常个例。在经四次桥接堵漏、一次水泥塞堵漏未达到承压效果的情况下，采取注低浓度桥浆垫井底300m，上部大循环加重动态承压，逐渐将井浆密度由2.05g/cm3提高至2.30g/cm3；元坝29-1井钻井过程中发生裂缝性失返井漏，采取9次堵漏，其中包含一次桥浆+DTR堵漏、一次雷特堵漏浆施工、一次水泥浆挤堵才恢复正常施工。元陆702井发生压裂返吐型井漏，虽可以维持一定密度钻进，但钻遇下部高压气层压井加重，原上部漏层再漏失，对压井施工干扰很大。曾建议水泥封堵，未采纳。五开发生3口井渗透性井漏，经多次承压、堵漏均未完全堵住，主要是长兴组地层压力系数太低、又都在水平段，发生漏失的井段长，故均微漏钻进。（4）元坝区块四开相继有元坝225H、元坝29-2H、205-1H、204-1H、272-1H井5口井地层出水，分析为高压低渗透盐水层，即提高密度后仍起下钻返盐水污染浆：如元坝204-1H同井场原钻井ρ1.90g/cm3未出水，现提高至ρ2.0g/cm3仍出水严重。在已钻确定地层出盐水、起下钻盐水侵严重的情况下，造成排放混浆多、盐水污染严重、处理难度大。（5）水平井、大斜度井均是滑动、复合交叉造斜技术，而非随钻导斜技术。滑动造斜时钻具贴井壁、无法旋流携砂、测斜静止，容易造成粘卡、岩屑床、窜流现象，造成钻井液服务的压力大。除加大润滑剂的加入、最大限度降低泥饼摩阻外，还须加强深井流变性的调控和工程方的有力配合。在已完钻的海相水平井中，同样的定向技术、钻井液体系，元坝272H、元坝29-2H井钻井、电测施工顺利，而元坝102-2H钻进托压、憋钻，起下阻卡严重，通井极为困难。目前所找到的原因是飞一段有200多米泥质灰岩（上开固井封隔问题，但固井位置太低，又会造成五开侧钻困难）造成井壁失稳，且钻井液性能还更优质、多次堵漏承压、专程举砂效果不明显。（6）前期施工的陆相水平井，马2-1H井三开即进水平段，由于地层原因，7在钻达主体砂岩前，一直在含47.58%的泥页岩、煤地层中钻进，在水平段泥页岩处于悬空状态的重力作用下剥落垮塌，钻进蹩跳、起下阻卡特别严重，钻井液作业采取多次稠浆、重稠浆、清扫剂、封闭浆举砂防塌措施，艰难提前完钻；石平1-1H井，三开钻遇发育良好低压油气裂缝，地压梯度仅0.9MPa/100m，在水平井段发生五次长井段井漏，实施了14次专项桥浆堵漏施工和间断随钻堵漏作业，漏失钻井液2408.88m3；主要工作还是在频繁井漏、补充钻井液量大的情况下，及时调整钻井液的流变性、造壁性、润滑性能必须达到水平井钻进性能，满足了钻井施工的正常进行。前期施工元坝构造陆相以须家河为目的层的定向、水平井，造斜、水平段在易塌的自流井、千佛崖、须家河地层，特别是须家河地层砂砾岩与页岩、煤线互层，页岩、煤线稳定性差，易井壁失稳形成大肚子，在水平段还增加上井壁重力坍塌，而砂砾岩耐磨性强、井眼规则，致使井下出现台阶、凹凸大小井眼，造成阻卡严重。施工中须高度重视，避免