老区水平井钻井液技术

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1、维普资讯http://www.cqvip.com石油姑乒i程老区水平井钻井液技术乙一兰：-疆难’屁—L，_、‘w：斗爰克≈蚪油田老区：嚣一[试艺-年妁．王水工皋1要区曼力量复录，钻遗要掣·一}埽毒溻、攘岩、堤润斧、保护量每担问题，盘童简：圭了现场钻井液技#要点爰直啦最兰题词扯三三一立盟携岩上三星．润坩芝生墨／况t{＼V703是发克拉皎油田七区二选系佳木河组的一口试验水平井，设计井深17：．8n1，最：井斜角85。，水平段长300m该井位于老区块往采区内，存在着多套压手统，钻井中低压地层经常发生漏失；克上组以下地层微裂缝发育，易剥蚀掉块，加上太斜度投k平段锖井，对防塌润滑、携岩提出了很高要求；目

2、的层为火山喷发裂缝性r-菠，匿』I系数骶，油层倪扩难度强大在现场钻井液技术中，通过对地层压力及漏失J蠢J奇戚扔地震J=}j先期防漏堵漏技术，大大降低了漏失损失，节约了钻井液成本、汀做地史施了携岩、防蝎润滑、保护油层技术，保证了夫斜度及水平段钻井电测_F套管【-等作业的顺利进行该井创同区块水平井钻井复杂时效最低，钻速最快工期最短先期防塌堵漏I夏F地质分层见表l由此可知全井共有4套压力系统。井身结构为表层套管下深f0m-第】层技术套管封隔克下组注水层，第2层技术套管封隔石碳系，因为在二开、。升段分别存在着两套压力系统。开井段向戚滩组以上地层为正常压力梯度，克下组为高压注水层，设计密度为l80g,'

3、Cln钴渴高压注水层前泥浆加重极易引起上部低压地层漏失。如果不预先进行防谝堵漏和提高部地层承压能力，钻开高压注水层时极可能出现“上泻下吐”的复杂情况，因此-在钴穿，道湾组与自碱滩组交接面并进人自碱组lOm后，将钻井液加重至】80g,"cm然后进行试漏堵漏，以保证下部钻井作业安全顺利，防漏试漏征白截滩进行防漏试漏．其原固有两个：一是白碱滩组为致密泥岩，相当于1个t层封闭T下部高压水层，且自身不漏不塌在此处循环加重比较安全二是暴露了全维普资讯http://www.cqvip.comj誊2l。。月石油钻井工程43部低压地层为预先～次堵漏创造了条件。这样不需要进行多次堵漏，能将精生损失降到最低限度。表

4、1地质分层l墟舜漳庸㈨岩性简述实际泥浆密度油气水位置}设汁实钻(g／c口1叶符再K250263泥岩、底部为砥岩<120齐古J1J349砂质泥岩、底姊为砾岩(】20几过湾3T1上部为砂泥岩巾F部为砾岩(120白砒滩n3日0q005泥岩I克T43D4J5泥岩l克下T、．dS5J。音仁为泥岩、下部为砂岩175一I80注柬层成采C109l凝灰岩安山岩145一Ib油层c含气、仕木坷Pi17188n39凝灰岩、安山岩】09—1_油层该井钻进至380m时开始加重(进入白碱滩组9m)，单泵循环加重至180g／cm来漏为了进一步验证地层的承压能力进行了防漏试漏试验，工程上短提下j次．结果短提5柱下钻到底开泵即不

5、上返泥浆．证明该地层无法承受此密度条件下的钻进要求决定堵漏．将其承压能力提高到180gdc以上。2堵漏分两次共抢配等密度【1．80g／cm)堵漏泥浆lOOm，泵人井内50m(井筒裸眼容积亦50m)，有部分泥浆返出。然后起钻5柱开泵在井口灌泥浆建立了循环。10h后开始接堕根循环划眼到底基本漏，以后又经单泵钻进，双泵钻进验证堵漏成功。此共漏失泥浆65nl。正常钻进l6h后开始筛出桥接堵漏剂粗颗粒，保留了细颗粒浓度约5％，以达到巩固上部地层堵漏成果和防止新钻地层漏失的目的。之后在406m起下钻过程中渗漏泥浆lOm，在495～501m钻进石碳系时渗漏泥浆lOm没有发生大的漏失3．防漏措施三开芳段石炭系

6、为古油气层泥浆使用密度最高达1．57g／cm，而佳木河组仅能承受泥浆密度l12g／cm左右石灰系地层微裂缝发育，可能发生漏失；佳木河组泥浆密度过大亦可能发生大量漏失。因此对钻井液采取了控制密度和加添加剂的方法，一方面严格控制密度，在压力逐渐释放的基础上稳妥地降低密度，以1．45g／cm。钻揭佳木河组；另一方面在钻井液中添加了1％单封和3％磺化沥青，以提高造壁功能，封堵微裂缝由于采取了有效的防漏措施，整个三开井段(进入佳木河组6Ore)未出现漏失携岩在大拿牛度及水平段，理论研究认为系流最有利于携岩。层流时，挺高动塑比值及韧切力值有利于防止形成和清除岩屑床。现场主要采用监测实际返出盐屑量与理论岩屑

7、量比值以及观察返出岩屑形状来考察携岩效果。表2是实测流变性与携岩效果。可以看出，在泵排量一定的条件下，泥浆变性对流态影响很大；低粘切(特别是低屈服值)有利于维普资讯http://www.cqvip.com44马世昌：老区水平井钻井液技术形成紊流；而当无法实现紊流时，即应提高动静切力值．实践证明，该钻井液流变性能满足携岩要求，返出岩屑量正常，井下情况正常。通井电测、下套管顺利。表2泥浆流变性与携岩效