提高清河油田中深井施工速度优化钻井液技术

王鹏

摘 要：清河油田是我们公司主要施工区，该地区上部地层松软，有流沙层和大粒砾岩，沙河街地层含有大量疏松砂岩、泥岩，易坍塌掉块。施工时，常出现井塌、划眼、完井时电测成功率低，电测卡仪器穿芯等复杂情况，严重时甚至出现卡钻事故。为了今后在该类井施工中既保证井下安全、井身质量优良，又能提高钻井速度，缩短施工周期，通过对该区块复杂情况及处理情况的总结分析，以及对地层岩性特点的分析研究，结合以往施工经验，通过优选钻井液体系及工程参数，确定了较为有效处理措施，减少了井下复杂情况的发生，加快了钻井速度，使钻井周期明显缩短，提高生产经济效益。

关键词：清河油田；钻井液；井下复杂

1背景介绍

清河油田是我们公司主要施工区。近年我公司在清河油田施工中深井，该地区上部地层松软，有流沙层和大粒砾岩，沙河街地层含有大量疏松砂岩、泥岩，易坍塌掉块。施工时，常出现井塌、划眼、完井时电测成功率低，电测卡仪器穿芯等复杂情况，严重时甚至出现卡钻事故。该区块井斜一般都大于50度，斜井段约1800米，摩阻大，钻井液携岩困难，严重制约了勘探钻井事业的发展。为了今后在该类井施工中既保证井下安全、井身质量优良，又能提高钻井速度，缩短施工周期，今年我们通过对该区块复杂情况及处理情况的总结分析，以及对地层岩性特点的分析研究，通过优选钻井液体系及工程参数，确定了较为有效处理措施，减少了井下复杂情况的发生，加快了钻井速度，使钻井周期明显缩短，提高生产经济效益。

2方案实施与运行情况

2.1井眼轨迹控制主要措施。上部地层加好扩大器，优选钻进参数，合理运用钻具结构，把上部地层打成开放式井眼，为后期施工的加重防糊工作打好基础。由于φ165mm单弯动力钻具经常出现“脱裤子”现象，更换为φ172mm单弯动力钻具，减少复杂情况的发生。定向井段由原来的柔性钻具结构改换为刚性较强的钻具结构即由原来的5柱加重钻杆改换为6根165.1mm钻铤。动力钻具上接φ212mm螺旋扩大器，通过加入φ212mm螺旋扩大器增加下部钻具稳定性，基本保持稳斜或微增，避免频繁扭方位或纠斜滑动钻进，導致狗腿角变化较大，导致井身轨迹不平滑。

2.1.1井眼轨迹控制关键技术。井眼轨迹控制的关键技术是选择合理的钻具组合。我们二开直井段选用的钻具组合：φ215.9mm钻头+φ177.8mm钻铤×2根+φ214mm螺旋扶正器+φ177.8mm钻铤×9根+φ165.1mm无磁钻铤+φ127mm钻杆300m+φ212mm螺旋扩大器+φ127mm钻杆。此钻具组合能有效保证直井段打直，井眼轨迹优化。

2.1.2调节单弯动力钻具度数，增强钻具结构刚性

调节单弯动力钻具的度数，增斜段单弯动力钻具度数由原来的1.5度降为1.25度，而且使用刚性较强的钻具结构，即由原来的5柱加重钻杆改换为6根165.1mm钻铤。在满足井身轨迹控制的同时，避免出现较大狗腿度，确保井眼轨迹圆滑， 降低摩阻和扭矩，为后期施工打好基础；配合好定向人员，杜绝定点循环，重点提示进入沙二段以后，严禁定点循环，防止 “大肚子”和“狗腿子”井眼发生。定向以后，及时搞好短起下，要及时搞好短起下，每100-150米搞一次，避免岩屑床的形成。配合好定向人员，搞好井身轨迹，杜绝定点循环，防止“大肚子”和“狗腿子”井眼发生。定向增斜段钻具组合：φ215.9mm牙轮钻头+φ172mm1.25度单弯动力钻具+φ165.1mm无磁钻铤+φ165.1mm钻铤×6根+φ127mm钻杆300m+φ212mm螺旋扩大器+φ127mm钻杆。

2.1.3加入螺旋扩大器增加下部钻具稳定性。通过加入φ212mm螺旋扩大器增加下部钻具稳定性，基本保持稳斜或微增，避免频繁扭方位或纠斜滑动钻进，导致狗腿角变化较大，井身轨迹不圆滑。稳斜段通过调整钻进参数控制井斜，“少滑动，多复合”，提高复合钻进比例，实现位移的有效延伸。稳斜段钻具组合：φ215.9mmPDC钻头+φ172mm1.25度单弯动力钻具+φ212mm螺旋扩大器+127mm无磁承压钻杆+5柱加重钻杆+φ127mm钻杆300m+φ212mm螺旋扩大器+φ127mm钻杆。钻井参数由定向人员与技术员根据钻具组合和实际情况来定。

2.2优选和改进高效PDC钻头技术。

2.2.1 优选目标。提高机械钻速，缩短钻井周期。同时减少产层浸泡时间，避免泥页岩缩颈，保障井壁稳定。

2.2.2 改进方法。从钻头的切削元件、切削角度和齿的布局等方面进行改进5刀翼PDC钻头，保证钻头在破岩过程中较小扭矩和快速吃入地层，又能迅速排屑，保证钻头快速钻进，提高机械钻速。改进后5刀翼PDC钻头定向钻进时具有保径短、定向工具面稳定、侧向能力强的优点，复合钻进时具有切削能力强、扭矩小、钻速快的优点。水平段使用特制5FPDC钻头，双排切削结构，适用于研磨性较强地层，能延长钻头使用寿命，增加单只进尺；大排屑槽，减少重复破碎，提高机械钻速同时延长钻头寿命；优化水力布局，为钻头提供较好水力覆盖。

2.3优选钻井液体系

2.3.1 上部地层钻井液体系

二开时采用大循环清水钻进，并按照0.3%～0.5%的高浓度配制聚丙烯酰胺（分子量为300～500万）胶液加入大循环池中，以絮凝沉淀钻屑；同时为保证钻头钻出的岩屑不在井眼中过多的细分散，因此，聚丙烯酰胺胶液一定要分为两路加入，即一部分直接从振动筛出口加到循环池中，另一部分从泥浆泵上水口加入。这样做的好处为，即可保证钻头破碎的岩屑不过多分散，又可保证钻屑返至地面后能被立即沉淀。当钻至井深约1000～1100m后改小循环，固控设备全部开启：振动筛采用100目筛布，配合除砂器、并采用处理量为60m??3的离心机，同时继续加入聚丙烯酰胺胶液并辅以大量清水，严格控制钻井液中的劣质固相含量，维持钻井液膨润土含量在（30～45）g/L。随着井深的增加振动筛应采用120目以上的筛布. 钻井液应遵循“三低一适当”的原则，即：低粘、低切、低固含、适当的中压失水（不能过早降低中压失水）。黏度控制在30～40 s，加入适量的改性铵盐，调整钻井液流型，配合大排量的水力作用，将上部形成“开放式井眼”为下部地层施工做好防糊准备，以利于提高钻速。在上部地层钻进时，应尽量避免加入SJ-1、CMC或NaOH、Na2CO3等药品，因为这些药品的加入，一是SJ-1、CMC能提高钻井液滤液粘度；二是NaOH、Na2CO3能促进地层中粘土细分散，过早的造浆。这些因素对钻井液稠度系数有影响，容易使钻屑粘附在井壁上，加上钻具旋转带来的压实作用，不利于井眼的清洁，易造成糊井眼现象。

2.3.2 斜井段上部钻井液体系

斜井段进入东营组底部后，应选用聚合物（润滑）防塌钻井液体系：严格控制膨润土含量，应及时调整好钻井液流型和控制钻井液中压滤失量：一般钻井液中按照钻井液总量加入0.1%Na2CO3+0.4%NaOH+1%（WFL-1）+（3～5）%褐煤+1%油基润滑剂+0.3%PAM，调整钻井液漏斗粘度40s左右，塑性粘度10～15mpa·s之间，动切力5～7pa之间，中压失水不大于5ml，从而保证钻井液具有良好的润滑防卡、携砂、防塌性能。

2.3.3 斜井段下部钻井液体系

斜井段下部段选用铝胺基润滑钻井液体系：进入沙二段转换为铝胺聚合物钻井液体系，按井浆总量加入0.5～0.7%PAM+2%改性沥青+2～3%磺化酚醛树脂+0.5～1% SF-1+1～1.5%AP-1+0.5～1%铝基聚合物+1.5%磺酸盐共聚物。控制钻井液滤失量小于4ml。随着井身的增加每班把上述处理剂配成胶液维护必须达到设计含量。及时加入润滑材料，随着井深和密度的增加摩阻也越來越大，调整钻井液保持良好的流动性，加入固体润滑剂配合极压润滑剂保持钻井液摩阻系数小于0.1。

2.4优化完井技术提高电测成功率

完钻前30—50m，先将钻井液进行调整，改变其流动性，充分洗井，钻完设计井深后，大排量循环洗井至振动筛基本无砂子返出，然后进行短起下钻通井。短起下的一般原则是：①起出新井眼②短起至正常井段③短起至直井段④时间允许尽量多起⑤井下有显示要进行多次短起下，直至正常。

通过短起下，一则可以把井壁粘附的砂子通划下来，以利于循环时带出，保证井眼干净、畅通；二则破坏岩屑床，通过增加钻井液的静止时间，利用钻井液的触变性，将原来井眼内带不出的砂子带出井眼。电测封井：电测前循环洗井时，应遵循低粘洗井、高粘封井的原则进行。在低粘（低于钻进过程中5～10s）循环洗净后，可提高全井粘度（高于完钻时5-10s左右），增加钻井液悬浮能力。振动筛无砂子后加入玻璃微珠、固体润滑剂，封斜井段，这样减少电测仪器与井壁直接接触的机会。正式起钻前干通6-8柱钻杆，这样保证了电测成功率。

3实施效果

3.1施工完成井情况。今年完成莱10-斜101等4口井，施工顺利，无任何复杂情况的发生，平均井深3047.5米，电测成功率均为100%，平均机械钻速从17.21米/小时，提高至22.29米/小时。

3.2技术经济效益与推广应用前景

铝胺聚合物钻井液具有优良的页岩抑制性、抗污染能力、热稳定性好，而且无毒环保，是对付强水敏地层、软泥盐层、盐膏层等复杂地层优良的钻井完井液体系。通过该技术的运用，能有效的控制地层粘土颗粒的水化分散，页岩抑制性强、能有效的降低泥饼渗透率，封堵岩石空隙，加强了井壁的稳定能力.避免复杂情况及事故的发生，极大地提高机械钻速，增加经济效益。通过采取以上措施，今年完成莱10-斜101等4口井，施工顺利，无任何复杂情况的发生，平均井深3047.5米，电测成功率均为100%，平均机械钻速从17.21米/小时，提高至22.29米/小时。同时，由于施工顺利，施工速度加快对节约其它钻井用材料，保护油气层均有良好效果，综合经济社会效益十分显著，具有很好的推广应用前景。