苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用

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1、苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产

2、井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用①311.lmm钻头（①244.5mm表层套管）+0215.9mm钻头（①139.7mm油层套管）的井身结构。但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题［1］。为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。二、苏25-38-16C井概况苏25-38-16

3、C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻,老井套管结构为：①244.5mm套管X488.91m+0139.7mm套管X3330.69m,新井在原井139.7mm气层套管2903m位置使用118mm钻头进行侧钻，完钻井深3741m（垂深3173m）,侧钻井段长838mo本井目的层为盒8±2,选择在2903m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°,最大水平位移为718.97mo其详细井眼轨迹数据如表1所示。表1苏25-38-16C井剖面数据该井侧钻点为石千峰组，该地层岩性为砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩互层，地层整体稳定性

4、较好。增斜点至水平段为石盒子组，主要包括中一薄层含砾砂岩、砂砾岩、细砂岩、粉砂岩、泥质砂岩与砂质泥岩、泥岩互层。三、施工难点及解决措施1.钻进摩阻大，易发生阻、卡事故该井使用118mm钻头+73mm钻杆,属于小井眼钻井，裸眼段较长，容易产生以下复杂情况：①钻具直径小柔性强，钻进过程中容易出现严重托压问题；②滑动时钻具静止时间长，易发生粘卡［2］；③频繁起下钻，存在键槽卡钻的风险;④石千峰组和石盒子组地层泥岩表现硬脆性，存在掉快，垮塌风险；对钻井液提出了较高的防卡要求［3］。预防措施有以下几点：①密切注意井下和振动筛返砂情况，根据具体情况调整钻井液密度、粘切、失水量和润滑性能；②保持良好的

5、流型，选择4〜5Pa的初切、7〜10Pa的终切即可满足携砂、悬砂要求；③用加重钻杆代替钻铤，减小钻具与井壁的接触面积。2•容易发生井漏事故老井生产套管内径为121.36mm,钻杆接箍外径为105mm,钻头外径为118irm,环空间隙小，下钻过程中容易产生较大的激动压力；液柱压力的特殊性是引起小井眼侧钻井漏失频繁发生更为重要的一个因素，因为小井眼钻井的钻井液循环环空压耗远大于常规钻井，使得钻井液循环当量密度大幅增加［5］。预防井漏采取的主要措施：①在钻进时，尽量保持钻井液密度为设计下限；②在易漏地层中钻进，应提高钻井液的粘度和切力，降低滤失量，加强造壁作用，减少漏失的可能;③选择合适的排量

6、、泵压、下钻、接单根时控制下放速度，防止产生激动压力，压漏地层。发现有微小漏失时应减小排量；④在钻井液结构性较强的情况下，下钻时应分段循环，开泵时排量由小到大，避开易漏地层开泵，防止憋漏地层；⑤在钻穿易漏地层前，在钻井液中加入适量堵漏材料随钻堵漏剂。四、实钻技术应用1.开钻钻井液配制磨铳前先下钻通井，采用清水循环替出原井筒内流体，在充分清洗井底后，配浆开钻。侧钻采用KCL聚磺钻井液体系，基本配制方法是在洗井钻井液的基础上将膨润土含量稀释至3%,再加入NaOH调整pH值至9.0,再按顺序加入WBF1083%、SMP-13%、NPAN-21.5%、KPAM0.3%、KCL10%,最后根据测得

7、的PH适量加入NaOH调整pH值保持在9.0。下钻至井底，泵入5m3清水作为隔离液后再替入配好的KCL聚磺钻井液，进行开窗作业。此时钻井液性能为：密度1.05〜1.10g/cm3.黏度为35〜55S、切力为4.0〜7.0Pa.滤失量为5〜6mLo2.造斜井段泥浆性能维护造斜开始，首先补充加入适量的NPAN胶液，降低原浆黏度至40〜65s为适，然后混入润滑剂调整钻井液的润滑性能，若失水大于5ml,适量加入SMP等降滤失剂来控制失水。加