定向井钻井液施工设计书

'定向井钻井液施工设计书1地质概况1.1基本数据1.2区域地质简介1.2.1构造概况1.2.1.1构造的具体位置、形态SD地区奥陶系发育四个潜山构造。潜山的走向与海河、大神堂等主控断裂的走向一致，北东向断层控制了潜山的南北边界，潜山东西边界则主要受地层回倾的控制。除了断裂外，近南北向的两个构造鞍部对潜山也具有分割作用，形成了SD地区潜山南北分带、东西分区的宏观构造格局。主要研究目标区SD潜山以一构造浅鞍与塘沽潜山分隔，宏观形态为一背斜形态，被四条主要次级断层分割成五个断块。塘沽潜山背斜构造，被北东向断层切割成断鼻构造，大神堂断层从背斜南翼切过，在其上盘形成的塘沽东潜山呈断鼻形态。塘沽东潜山—SD潜山整体构造面积为138km2，形态完整，规模大，是SD地区潜山风险勘探的首选构造。1.2.1.2构造的闭合度、构造展布等情况SD潜山为一个古生界潜山，构造高部位沙三段直接覆盖在石炭系之上。平面形态为一个长轴背斜形态，长轴方向与大神堂断层走向一致，宏观圈闭规模约26 88km2，西侧以一构造鞍部与塘沽潜山分隔。主体部位被四条断层分割成五个断块构造，奥陶系顶界有利圈闭面积49.3km2，高点埋深5200m，闭合幅度700m。兼探层系沙三段是海河断层上升盘的一个大型鼻状圈闭，圈闭面积34km2，高点埋深5100m，闭合幅度500m。沙一中段和东营组是海河断层下降盘具有逆牵引性质的鼻状构造，其中沙一中段整体圈闭面积48km2，被一条北东东向断层分割成两个断块，设计井所在断块圈闭面积11km2，高点埋深3800m，闭合幅度300m。东营组圈闭面积27km2，高点埋深2850m，闭合幅度175m。1.2.1.3构造圈闭要素表1-1SD潜山奥陶系圈闭要素表圈闭名称层位高点埋深（m）闭合幅度（m）圈闭面积（km2）SD潜山奥陶系底界5600140095奥陶系顶界520070049.31.2.2地层概况1.2.2.1地层序列及岩性简述第四系平原组:黄色粘土及散砂。上第三系明化镇组：明上段为灰黄、棕红色泥岩与浅灰色细砂岩呈不等厚互层；明下段为灰黄、灰绿、棕红色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。上第三系馆陶组：浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、灰黑色玄武岩，底部为杂色砾岩。下第三系东营组：灰色泥岩，灰色细砂岩不等厚互层，夹灰黑色玄武岩。下第三系沙一段：浅灰色细砂岩，灰色含砾不等粒砂岩，深灰色泥岩，灰黑色玄武岩。下第三系沙三段：上部：为浅灰色细砂岩、粉砂岩，灰色含砾不等粒砂岩与深灰色泥岩互层。下部：深灰色泥岩，粉砂质泥岩，浅灰色细砂岩，泥质粉砂岩及灰褐色细砂岩，局部夹浅灰色灰质砂岩。石炭系：上部为深灰色泥岩、灰色细砂岩夹灰黑色碳质泥岩，中部灰黑色泥26 岩、深灰色泥岩与黑色煤层互层，下部主要为深灰色泥岩夹灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩、灰色含砾不等粒砂岩，局部灰色石灰岩、灰色泥灰岩，底部见灰色铝土岩。奥陶系：深灰色石灰岩，褐灰色灰质白云岩、白云质灰岩，夹灰色含泥石灰岩。1.2.2.2标准层馆陶组底部块状杂色砾岩是本地区标准层。1.2.2.3本地区的其它特殊情况无。1.2.3生、储层分析及封（堵）盖条件1.2.3.1生油层从SD潜山的基本成藏条件分析，其油藏类型应为新生古储型油气藏，主要的烃类供给应来自南侧海河断层下降盘的SD凹陷主体区。SD凹陷为HH坳陷新生代的沉积、沉降中心，沉积厚度大，其古近系厚度在5000~6000m以上，发育了沙三段、沙二段、沙一段、东营组四套生油层系。从沙三段成熟生油岩厚值中心分布滨海断鼻构造以东的区域，最大厚度可达2000m。沙二段生油岩厚度在300m，沙一段生油岩最大厚度为500m，中心位于驴驹河—海2井，而东营组的生油岩最大厚度为600m。SD凹陷古近系以湖相沉积为主，生物发育，有机质丰富。其烃类热演化模式，具热演化系列完整、各阶段产物全、生油门限较浅、成油主带转化率高、地温梯度高、热成熟快、母质类型好的特点。根据热模拟实验、TTI法以及生排烃量与深度关系等资料，确定其生油门限深度为2600m，成熟深度主要为2600~3500m，油窗下限4600m，成气主带为4600~6000m。实测有机碳含量一般大于1%，平均为1.43%；氯仿沥青“A”含量大于0.06%，平均为1.5%；干酪根类型以Ⅱ型为主。有机地球化学特征展现了SD凹陷生油岩高有机质丰度、高转化能力、高生烃强度和高产烃量的特点。生烃强度大于30×106t/km2，生烃潜量为8-15kg/t，有效生油岩体积1373.34km3，总的生油量为178.99×108t，石油资源量16.11×108m3，天然气资源量6099×108m3。26 1.2.3.2储油层HH坳陷奥陶系的沉积环境属华北地台陆表海台地沉积，地层分布较稳定，自下而上发育有下奥陶系冶里组、亮甲山组、中奥陶统马家沟、中奥陶统峰峰组。自下而上水体能量由强到弱，泥质含量由少到多，以峰峰组泥质含量最重。根据岩性、物性、孔隙结构和毛细管压力曲线等特征，碳酸盐岩储集层可划分为四类。本区以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，区域上较好的储集层主要发育在峰峰组的白云岩及岩溶段内。据TS1井测井评价图上看，峰峰组主要发育Ⅱ类储层，部分Ⅲ类储层，而上马家沟组多为致密层，储集物性差。据TS1井峰峰组3805~3840m泥晶白云岩、粉晶白云岩、砂屑白云岩和泥晶灰岩的薄片鉴定结果，白云岩晶间孔、晶间溶孔面孔率达1~5%，岩石裂缝发育，缝宽0.01~0.75mm，但多数被方解石充填，属Ⅱ类储层。扫描电镜分析，TS1井峰峰组3837m白云岩样品中白云岩晶体自形好—中等，晶体胶结紧密，晶间孔隙较发育，晶体表面见少量微溶孔。SD地区峰峰组残留厚度推测大约为140m左右，是此次风险钻探的主要层系。从SD地区奥陶系顶界曲率分析图和均方根振幅图分析，SD潜山奥陶系顶面具有曲率值大、振幅值低的特点，且SD奥陶系潜山内部次级断层较多，因此推测推测奥陶系顶面裂缝较为发育。古近系沙河街组在本区发育水下扇、重力流沉积体系，东营组发育三角洲沉积体系，储集层发育，但储集物性变化较大。沙河街组储层埋深大，储集性能较差。据GH3-1井分析，该井沙三段孔隙度1.1~13.3%，平均孔隙度10.1%，渗透率0.44~7.22×10-3μm2，平均渗透率2.48×10-3μm2。沙一段孔隙度6.4~14.1%，平均孔隙度12.7%，渗透率0.01~9.11×10-3μm2，平均渗透率5.34×10-3μm2。东营组平均孔隙度14~26%，平均渗透率40~71×10-3μm2；GH2-1井东三段孔隙度16~22%，平均孔隙度18％，渗透率0.76~324×10-3μm2，平均渗透率71×10-3μm2。说明沙三段至东营组仍具备较好物性的储层。1.2.3.3生储盖组合分析26 SD潜山圈闭构造形成早，与油气运移期配置关系好，构造发育定型于油气生成与运移之前，圈源匹配关系好。SD潜山圈闭形成时间早，其古生界圈闭在沙三段沉积中后期就已基本定型。沙三段整体为断鼻圈闭；沙一段和东营组圈闭受控于海河断层，具有逆牵引圈闭形态，鉴于海河新近系活动微弱，因此其圈闭形成期最晚为东营期。烃源区SD凹陷的主要排烃期是东营期和明上段沉积时期，所以，SD潜山的主要钻探圈闭形成期早于排烃期，兼探圈闭形成期早于二次排烃期，圈源配置关系好。SD潜山奥陶系圈闭上覆200~400m石炭—二叠系，盖层条件好，油气不至于穿过盖层向上散失。潜山主体及周边的断裂，除海河断层和大神堂断层之外，活动期都很短，沙三段沉积后期都已经不活动，不是油气散失的通道。SD地区及周边钻探的井中，目前尚未发现新近系油气的可靠显示，说明油气被封盖在馆陶组之下的地层中，潜山及古近系内形成的油气藏保存条件好。1.2.4油气藏分析及储量估算SD潜山SD15-1井钻探目的层为奥陶系，预测天然气地质储量493×108m3表4。本次研究主要参照千米桥奥陶系碳酸盐岩潜山圈闭的储量计算参数进行预测。表1-2油气藏储量估算圈闭名称层位高点埋深（m）构造幅度（m）预测含气面积（km2)油层厚度（m）天然气资源量（×108m3）SD潜山O顶520070049.350493总资源量4931.2.5邻井钻探成果1.2.5.1邻井录井、测井成果TS1井部署在塘沽潜山奥陶系背斜圈闭高部位，完钻层位奥陶系上马家沟组，完钻井深4056.00m。钻探过程中，在石炭—二叠系见荧光显示32m/8层、油迹23m/2层；奥陶系见荧光22m/11层。奥陶系气测异常不明显，全烃最高2.008%。奥陶系测井解释Ⅱ级储层39.1m/10层，Ⅲ级储层37.8m/8层。26 SD3井完钻层位蓟县系。钻探过程中在奥陶系录井见油迹显示9m/2层,测井解释为可疑层11m/1层，本井地质报废。GH3-1井：该井完钻井深4197m，完钻层位沙三段。东营组录井未见油气显示，测井解释为可能油气层3.7m/1层；沙一+二段录井见油斑显示3.5m/1层、荧光43.5m/15层，测井解释油层3.5m/1层、油水同层19m/5层；沙三段录井见富含油显示4.5m/1层、荧光显示39.5m/10层，测井解释油水同层18.5m/5层、气层5m/1层、油层21.5m/4层。3.5.2邻井试油成果TS1井：奥陶系上马家沟组3919.5～3945.0m，平均液面2516m，折日产水1.2m3，累产水2.2m3；奥陶系峰峰组3799.2～3839.5m，平均液面858m，折日产水135m3，累产水271m3。GH3-1井：沙三段，4158.3～4193.5m，测液面2133米，折日产油6.83t,日产气260m3。沙三段，3959.5～3970.0m，测液面1899.5米，折日产油12.9t。沙一段，3585.0～3588.6m，测液面1899.5米，折日产油9.06t，日产气微量。东营组，3164.1～3167.8m，测液面1427.5米，折日产油1.28t。1.2.6地质风险分析1）古生界储层非均质性强，物性变化大，钻井产液性、产液量变化受靶点区缝洞发育程度影响大。2）SD地区普遍存在火成岩，对成图速度影响很大，地质分层与实钻分层会有一定误差。1.3钻遇地层层系及岩性表1-3钻遇地层层系及岩性地层设计分层地层产状故障26 提示界系统组段岩性底界深度m厚度m倾向（º）倾角（º）新生界第四系/平原组/黄色粘土及散沙260260//防塌上第三系/明化镇组/明上段为灰黄、棕红色泥岩与浅灰色细砂岩呈不等厚互层；明下段为灰黄、灰绿、棕红色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。18101550//防塌防卡防气侵馆陶组/浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩，底部为黑色玄武岩。2235425//防漏防卡掉防气侵下第三系/东营组灰色泥岩，灰色细砂岩不等厚互层，夹灰色荧光细砂岩，局部灰黑色玄武岩。3155920//防卡防气侵沙河街组沙一段浅灰色细砂岩，灰色含砾不等粒砂岩，深灰色泥岩，灰黑色玄武岩，夹灰色荧光细砂岩。46121457//防卡防喷漏沙三段上部：为浅灰色细砂岩、粉砂岩，灰色含砾不等粒砂岩与深灰色泥岩互层。下部：深灰色泥岩，粉砂质泥岩，浅灰色细砂岩，泥质粉砂岩及灰色荧光细砂岩，局部夹浅灰色灰质砂岩。5143531//防喷漏上古生界石炭系///上部为深灰色泥岩、灰色细砂岩夹灰黑色碳质泥岩；中部灰黑色泥岩、深灰色泥岩与黑色煤层互层，下部主要为深灰色泥岩夹灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩、灰色含砾不等粒砂岩，局部灰色石灰岩、灰色泥灰岩，底部灰色铝土岩。5520377//防喷漏防卡防气侵下古生界奥陶系///深灰色石灰岩，褐灰色荧光灰质白云岩、白云质灰岩，夹灰色含泥石灰岩。5670▽150//防喷漏防气侵防H2S2井身结构表2-1井身结构26 开钻次序井深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下入地层层位套管下入深度m环空水泥浆返深m导管80660.4+914762平原组80地面一开1502660.4508.0明化镇组1500地面二开3354444.5339.7沙一段33501400三开5824311.1244.5奥陶系3150-58203150三开回接5824311.1244.5东营组31502000四开5985215.9139.7奥陶系5300-59755300四开回接5985215.9177.8石炭系530033003钻井液体系设计原则3.1油层位置预计油气水层位置、厚度东营组：2240-3155m,预计钻遇厚度约10m油气层；沙河街组：3155-5140m,预计钻遇厚度约20m油气层；奥陶系：5520-5670m,预计钻遇厚度约50m油气层。浅层气分布情况钻探过程中需注意浅层气的井段为垂深800～2235m，属于明化镇组和馆陶组。油层性质：沙三段孔隙度1.1~13.3%，平均孔隙度10.1%，渗透率0.44~7.22×10-3μm2，平均渗透率2.48×10-3μm2。沙一段孔隙度6.4~14.1%，平均孔隙度12.7%，渗透率0.01~9.11×10-3μm2，平均渗透率5.34×10-3μm2。东营组平均孔隙度14~26%，平均渗透率40~71×10-3μm2；GH2-1井东三段孔隙度16~22%，平均孔隙度18％，渗透率0.76~324×10-3μm2，平均渗透率71×10-3μm2。3.2井型：定向井表3-1剖面设计表26 井段测深m井斜角°方位角°垂深m全角变化率°/30m井斜变化率°/30m方位变化率°/30m视平移m造斜始点2300.000.00151.842300.000.0000.0000.0000.00造斜终点2606.9324.55151.842597.622.4002.4000.00064.77靶点A5819.8624.55151.845520.000.0000.0000.0001399.92井底点5984.7824.55151.845670.000.0000.0000.0001468.453.3地层特点以及工程要求1、地层特点平原组：黄色粘土及散沙为主明华镇组：明上段为灰黄、棕红色泥岩与浅灰色细砂岩呈不等厚互层；明下段为灰黄、灰绿、棕红色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。馆陶组：浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩，底部为黑色玄武岩。东营组：灰色泥岩，灰色细砂岩不等厚互层，夹灰色荧光细砂岩，局部灰黑色玄武岩。沙河街组沙一段：浅灰色细砂岩，灰色含砾不等粒砂岩，深灰色泥岩，灰黑色玄武岩，夹灰色荧光细砂岩。沙三段：上部：为浅灰色细砂岩、粉砂岩，灰色含砾不等粒砂岩与深灰色泥岩互层。下部：深灰色泥岩，粉砂质泥岩，浅灰色细砂岩，泥质粉砂岩及灰色荧光细砂岩，局部夹浅灰色灰质砂岩。石炭系：上部为深灰色泥岩、灰色细砂岩夹灰黑色碳质泥岩；中部灰黑色泥岩、深灰色泥岩与黑色煤层互层，下部主要为深灰色泥岩夹灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩、灰色含砾不等粒砂岩，局部灰色石灰岩、灰色泥灰岩，底部灰色铝土岩。奥陶系：深灰色石灰岩，褐灰色荧光灰质白云岩、白云质灰岩，夹灰色含泥石灰岩。2、工程要求26 导管段处于平原组，故需要进行防塌处理。一开段处于平原组和明华镇组，但并未钻穿明华镇组。本井在800-2235m处存在浅层气，注意防气侵，井漏和溢流。本段平原组岩性主要是粘土和散砂，成岩性差，地层泥质含量高，钻头易泥包，注意防垮和防卡。二开钻穿东营组以及馆陶组。灰色泥岩，灰色细砂岩不等厚互层，夹灰色荧光细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩，底部为黑色玄武岩。预测馆陶组底2194～2235m钻遇厚度约40m玄武岩，注意防漏；预测东营组2235～2800m钻遇厚度约150m玄武岩，注意防漏；预测东营组2240-3155m,预计钻遇厚度约10m油气层，注意油层保护；三开钻穿沙河街组和石炭系。沙河街组3155-5140m,预计钻遇厚度约20m油气层；预测沙一段3305～3916m钻遇厚度约50m玄武岩，注意防漏，防卡；断层位置：沙一段底4612m，沙三段底5143m，注意防漏、防井壁坍塌。石炭系以及沙河街组有可能出现气侵，注意防气侵，防喷。石炭系泥质成分较多，注意防卡。四开钻遇奥陶系地层。奥陶系：5520-5670m,预计钻遇厚度约50m油气层，注意油层保护。预测奥陶系5520～5670m钻遇石灰岩、白云岩，注意防漏。该层位有可能有H2S气体产生，注意防气侵、防喷以及腐蚀。4钻井液性能参数设计密度；流变性（漏斗粘度、切力等）；滤失量；pH值表4-1钻井液性能参数设计常规性能流变参数密度粘度(S)pH值静切力（Pa）塑性粘度动切力26 (g/cm3)（mPa·S）（Pa）一开1.0835.75~4081~224~30.57~12二开1.237.5~48.58.51.5~2.528.5~34.59~14三开1.3555~658~91~315~255~12四开1.0360~809~113.5~4.535~456.5~7.55分井段钻井液配方设计5.1一开钻井液设计1.1%膨润土+0.4%NaOH+0.3%XCD+2%碳酸钙+5%KCl+3%聚合醇+3%石墨粉+1%~2%TYFC-1堵漏防气窜剂+0.3%~0.5%SEI-1氨基抑+0.2%JT888+0.5%~1磺化沥青5.2二开钻井液设计1.1%膨润土+0.4%KOH+0.3%CGW+2%碳酸钙+5%KCl+3%聚合醇+3%石墨粉+1%玻璃微珠+1%~2%TYFC-1堵漏防气窜剂+0.3%~0.5%SEI-1+0.2%JT888+0.1%~0.2%PAC-HV+0.5%SDZ-1+2.5%SZ-15.3三开钻井液设计（2~3）％膨润土+0.2％NaOH+1.0%Na2CO3+（1.0~1.5）%DSP-2+（2.0~3.0）%HY-227+（2.0~3.0）%RS-1+（0.8~1.2）%PF－PLUS-L+（4~5）%乳化沥青+（2.5~3.5）%石墨+（3-5）%KCL+（2.5~3.5）%极压润滑剂+重晶石+5%TYFC-1。5.4四开钻井液设计水包油钻井液：34%～64%清水+3.5～4.5%膨润土（水量）+4~6%乳化剂LHRⅡ+64%～34%柴油+0.5%NW-1+1.0%NaSO3+0.2%PAC-141+0.03%KOH+2.5%SZ-l+1.5%CFK-16各井段钻井液维护6.1一开钻井液维护要点1）一开在钻至800-2235m处存在浅层气，维护重点之一是在钻进中要控制好起下钻速度，力求平稳，防止抽吸或压力激动，避免发生井漏和溢流，起下钻26 时要有专人观察井口。2）一开采用低固相聚合物钻井液体系:5%-6%膨润土+0.4%-0.5%纯碱+0.3%-0.4%聚合物+0.2%-0.3%CMC+0.05%-0.1%LT。该井段钻井液维护处理的关键是控制钻井液的流变性。配制密度1.03kg/L、粘度325mPa.S的膨润土浆180m3、2.0%PAM一ST一598(1:2)胶液40m3,并将胶液以“细水长流”的方式补充到井浆中。通过控制聚合物、膨润土和流型调节剂的质量分数,解决大井眼井段携砂困难的问题3）本段平原组岩性主要是粘土和散砂，成岩性差，地层泥质含量高，钻头易泥包，也要注意控制起下钻速度，避免抽吸压力过大造成井塌，要调整好钻井液性能，防垮防卡。4）此外，在钻进中要保证井眼规则和垂直，严禁水力开眼。并且一开采用膨润土浆，在钻进过程中直接用清水控制钻井液粘切。钻完一开进尺后，大排量充分洗井，起钻前替入50-60s的稠浆，将FA-367两性离子包被剂与XY-27两性离子降粘剂复配成的30m胶液与50m3膨润土浆均匀混合，进行钻大小鼠洞，导管井钻进及一开钻进，起钻前加入膨润土"/*配制稠钻井液、封闭裸眼，以保证电测和下套管顺利。候凝，安装井口，确保井口水平牢固。6.2二开钻井液维护要点预处理：二开前，将沉砂罐清理干净，并对一开钻井液进行二开前的预处理；全部采用罐式循环，严禁采用清水钻进，防止清水长期浸泡地层引起井壁垮塌、埋钻等恶性事故发生。二开开钻前，井场应储备好加重剂和堵漏剂等材料，按要求配置足量的钻井液和重钻井液。二开井口装液压双闸板防喷器，要按标准安装好防喷管线,试压合格后方可开钻（试压值见井口试压要求），要严格执行井控措施，防止井口失控。1）钻水泥塞时，降低钻井液中的碳酸钙含量，防止钙离子污染水泥；2）按现场实际要求调整好钻井液密度和各项性能参数，防止浅层气引起的井喷、井塌和井漏。垂深800～2235m可能存在浅层气，要做好防气侵的工作；26 3）明化镇组地层成岩性差，地层泥质含量高，钻头易泥包，注意控制起下钻速度，避免抽吸压力过大造成井塌，而且要注意防垮防卡。同时，明化镇组地层疏松，钻进速度快，要确保井身质量优良；4）为保持钻井液液柱压力，起钻时每起三柱钻杆或一柱钻铤时要灌满钻井液一次；及时记录、校核钻井液灌入量，及时发现异常情况；5）必须合理控制钻井液的粘度、切力和其他流变性能。对于明化镇上部地层，必须采用低粘、低切钻进，既要抑制地层造浆，又要防止钻具泥包；进入明下地层后要适当对PAC-HV加量，适当提高粘度；进入馆陶组地层后，钻井液粘度要求大于40s，钻井液动塑比控制在0.4～0.6之间，使钻井液具有较好的携砂能力；6）预计馆陶组底2194～2235m钻遇约40m玄武岩；东营组垂深2235～2800m钻遇约150m玄武岩，对应测深为2235～2829.43m，馆陶组BS3x1本井段掉牙轮，所以在本井段要注意防掉卡，要注意防漏、防塌，对于防漏可提前加入单封等防漏材料，提高钻井液的防漏能力；对于防塌可提高钻井液密度，降低钻井液的滤失量，改善泥饼质量，提高钻井液的封堵性，起下钻时要避免在该地层井段开泵；7）造斜井段为2300～2606.93m，在进入造斜井段前向钻井液中加入适量润滑剂，增加氯化钾与聚合醇用量，使钻井液摩阻降低到0.1，以满足造斜、增斜、稳斜井段各种施工的需要；在保证井壁稳定性的情况下降低钻井液密度至设计标准下限，以防粘附卡钻；8）在东营组：垂深2240～3155m，预计钻遇厚度约10m油气层，钻遇该地层时应注意避免对油气层的污染；9）在垂深2998m处钻遇断层，钻遇该层段要注意防漏，要提前加入堵漏剂SDZ-1和SZ-1，且不宜在防漏处长时间定点循环，起下钻要控制好速度，开泵时应采用小排量顶通；10）完钻后要保证井筒清洁，井筒内替满高粘度钻井液。保证下套管顺利。6.3三开钻井液维护要点三开地层会遇到泥岩层，26 1）控制地层造浆和控制钻井液的流变性，保持钻井液的低黏度，避免钻头泥包。2）其二，三开在沙一段钻遇火成岩、石炭存在的煤层，在沙一段垂深4612m、沙三段垂深5143m钻遇断层，故应做好防漏措施。3）最后在东营组以及沙河街组分别估计出现有10m和20m的油层，故在钻遇该层位时注意避免对地层的污染。因此要重视地层垮塌造浆以及钻井液渗漏的防范，保持好各处理剂的浓度，使钻井液具有较好的抑制性和流变性，控制大段泥岩的水化膨胀和分散造浆。4）在考虑钻井液的密度方面，使钻井液密度在保证井壁稳定情况下尽量走设计下限以防止粘附卡钻。钻遇石炭系时要及时检测TYFC-1的含量，防止气侵。本开次设计的钾基聚合物钻井液体系在四川气藏中以及涩北油田等多个油田都有所使用实例，证明在保证钻井液性能的情况下，对泥页岩能有效的防膨，防垮塌。如果采用硫酸钾则更能减少对耕地以及植物的破坏，更加环保。例：根据冀东油田对裂缝性漏失地层处理方法处理，即在下钻到断层以上1000～500m左右小排量循环，同时配制堵漏浆，保持钻进，下钻到漏层底后，倒换阀门，泵入堵漏浆（同时加入延迟膨胀剂），替浆完成后，起钻到套管内，静止堵漏8小时。8小时后，下钻，在漏层以上50m处开泵循环，下放并观察漏失情况。如无漏失，循环钻进（停用振动筛）50m，正常后筛除堵漏材料，恢复正常钻进。堵漏材料可以选择进口、天然沥青、纤维材料，以及天然冻胶添加剂，以构成网状结构对钻井液中介质进行阻挡并且对断层进行封堵。例如王建军等人提出植物冻胶性钻井液体系，就能够在漏失层位形成致密的网状空间封堵结构。6.4四开钻井液维护要点1）四开地层为石炭系、奥陶组；石炭系主要是泥岩；泥岩中黏土含量高、易水化。稳定这种含水敏性矿物较多的塑性泥岩地层，决定因素是进入地层流体的化学特性，其可控因素为钻井液的抑制性。在钻进过程中PAC-141提高钻井液的抑制性，以维护补充所需量。2）钻进泥岩时，容易形成钻头泥包，造成卡钻；当出现钻具扭矩增大时，稍微增加CFK-1，减少钻具摩阻。3）奥陶组地层，油气物性来看含有H2S，当钻穿奥陶组时，应注意防H2S；26 根据化学作用，钻井液中KOH可以除H2S，以防止H2S溢出造成对人体伤害。同时为了维护乳液的稳定性，因此根据KOH的用量来控制PH值。4）该井段存在气侵状态，当出现密度下降与出现泡沫时增到3%SZ-l，减少气侵量，同时增加膨润土的用量，增加造壁性能。5）为了保护油气层，该井段采用欠平衡钻井，因此及时清理无用固相，采用100目高频震动筛，除砂器100%使用，及时清除钻井液中的无用固相。6）该井段处于高温高压地层，为维护钻井液的稳定性采用NaSO3稳定剂；同时及时补充乳化剂与油，保证水包油乳状液的稳定。7）当钻井过程中出现扭矩增大，同时钻井液带出的岩屑量减少时，需要提高钻井液的排量，增加膨润土的用量。6.4钻井液和材料储备6.4.1钻井液的储备本井易喷，因而必须在钻进中储备相当数量的钻井液和压井液，以满足处理井漏和压井作业的需要。其要求见表。储备浆必须在历次开钻前按量配制，沉降稳定性≤0.03g/cm3。储备的压井液要定期搅拌维护，以维持其性能的良好稳定性。表6-1钻井液的储备轻泥浆压井液ρ(g/cm3)数量(m3)ρ(g/cm3)数量(m3)导管、一开1.086001.24770二开1.26501.24850三开1.355501.295700四开1.034001.2045506.4.2材料储备为满足井控及堵漏的需要，必须在井场按要求储备加重剂及堵漏剂。其中，加重剂**的密度要求≥g/cm3。表6-2加重、堵漏材料储备材料类型导管一开二开三开四开26 加重剂重晶石12t10t10t8t堵漏剂LD堵漏剂65546.4.3钻井液材料名称（表格不够可增加）表6-3钻井液材料名称代号名称功用膨润土增加粘度与切力，提高井眼净化能力；形成低渗透的致密泥饼，降低滤失量；对于胶结不良地层，改善井眼稳定性；防止井漏。NaOH氢氧化钠调节钻井液pH值，除H2SXCD黄原胶高温降滤失CaCO3碳酸钙与膨润土复配，钻井液粒度分配更加合理，降滤失效果好KCl氯化钾K+能起到稳定井壁的作用，KCl与聚合醇复配具有防塌的作用聚合醇与石墨粉复配，润滑防卡，封堵降滤失石墨粉防粘卡，防止钻头泥包，润滑SEI-1氨基抑制剂保证井壁稳定JT888岩屑降滤失磺化沥青防卡防塌，改善泥饼质量KOH氢氧化钾调节钻井液pH值，去除H2S,同时K+可稳定井壁CGW抗高温降滤失剂抗高温(200℃)降滤失稳定性玻璃微珠变滑动摩擦为滚动摩擦，为辅助润滑剂PAC-HV聚阴离子纤维素增粘SDZ-1胶束聚合物、可变形的弹性粒子和填充加固剂组防漏堵漏SZ-1纤维类、果壳粉末堵漏，防气窜NaCO3碳酸钠控制钙侵重晶石加重，防喷DSP-2磺酸盐共聚物抗盐、抗高温、降滤失HY—227抗盐降滤失剂控制粘度，调节流变性，抗盐，包被，抗高温，防塌RS-1降滤失剂降滤失PL－PLUS高分子聚合物（丙烯酸、丙烯酰胺为主，引进羧基共聚生成的高分子）降滤失剂，携岩，清洗井眼，改变剪切性乳化沥青封堵，防塌，防水化，润滑，降滤失26 HY-202极压润滑剂润滑，减少钻具磨损，降低界面张力。TYFC-1（该剂由颗粒状、片状、纤维状物理材料组成。性状上有刚性、可变性粒子）堵漏、防气侵LHRⅡ复合的表面活性剂（烷基磺酸盐、脂肪酸等）起乳化作用，形成油包水的乳液。NW－1小阳离子抑制剂在钻井过程中，抑制地层中的粘土分散造浆，以维持钻井液具有较好的流变性能。NaSO3亚硫酸钠使钻井液处于高温稳定作用PAC-141复合离子型的聚丙烯酸盐聚合物降低滤失性能CFK-1植物脂肪酸酯润滑防卡7井下复杂情况应急处理措施7.1井控（井喷）1、井下作业队根据井场储备的加重材料，及时加重泥浆。在关井套压不超过现用泥浆密度对应的最高关井套压值的前提下，关井时间不少于10分钟，记录立压、套压值，求取较准确的地层压力，确定压井泥。2、井下作业队长迅速制订压井方案及措施，并尽快指挥录井队实施。3、关井后，现场处置遵循以下程序：（1）关井立压为零、套压为零时，以原泥浆、原钻进排量、泵压敞开循环均匀，排除侵污录井液。（2）关井立压为零、套压不为零时，在控制套压，维持原钻进排量、泵压条件下循环除气，排除污染泥浆，直到立压、套压均匀为零，井筒压力恢复平衡；再用短程起下钻检验，保证立管压力不变，及时加重泥浆，实施压井。4、据关井立压、套压、井深及泥浆密度等数据，计算地层压力，确定压井所需的加重泥浆密度，确定补充加重材料、堵漏剂等材料数量，确定加重泥浆量及压井方法。5、压井过程中及时观察、收集立压及套压值，根据立压、套压值的变化，确定下一步技术方案。6、油井未安装防喷器的情况下，发生险情后，录井队要及时断掉钻台、井架、机泵房、循环罐处的电源，打开井场探照灯，及时加重泥浆，在人员安全的情况下情况下清理井口，做好安装防喷器的准备及防火防爆工作。26 7、现在控制小组组长根据循环出口含气情况或井控险情应急救援指挥部指挥的指令，确定专人实施放喷点火（现场可燃气体浓度不能超过安全临界值）。8、当作业场所空气中氧含量小于20%，或H2S或CO浓度大于或等于10mg/m3时现场工作人员要佩戴正压呼吸器施工，其余人员撤离；当H2S或CO浓度超过10mg/m3时，由现场指挥领导下达指令，迅速疏散附近村民。9、发生险情失控时，立即停机、停车、停炉，组织警戒，在保证人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区，迅速做好储水、供水工作，并尽可能用消防水枪等向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置防止着火或事故继续恶化。7.2井塌开层位坍塌主要原因在于明华镇组的散沙胶结程度不够，是自身的抗破坏能力差，根据唐大鹏等人在周口地区相应的现场试验证明针对本身抗破坏能力差的井可以在设计钻井液时取钻井液密度上限(《探讨井塌及防塌问题》)。推荐在钻进过程中进行多次划眼操作，减少起下钻操作。但本井还存在泥岩含量较高，且泥岩粘土含量高，水化严重，容易产生水化膨胀现象导致井塌。防塌钻井液体系有如下几种(1)油基/合成基钻井液避免泥页岩水化，在井壁易形成半透膜。且有润滑效果，但成本高，对环境有影响。(2)正电胶正电胶通过静电引力与粘土颗粒作用形成空间连续结构起到稳定钻井液的作用。(3)阳离子和两性离子聚合物钻井液阳离子聚合物钻井液采用高分子阳离子聚合物作为包被抑制剂，小分子阳离子作为水化抑制剂。(4)聚合醇钻井液聚合醇钻井液具有优良的抑制性、润滑性，同时能保护储层能力。作用机理在于浊点的利用、与无机盐的协同效应以及平衡地层水进入井筒，增加钻井液粘度降低滤失。26 (5)硅酸盐钻井液硅酸盐在钻井液中能够分散形成不同尺寸大小的胶体甚至纳米级颗粒，通过吸附、扩散或者压差作用进入地层井壁的细微孔隙和裂缝中。与地层中离子产生效应产生不溶性沉淀物附着在岩石表面起到封堵防水化的效果。除上述钻井液外，适用于易漏地层的钻井液还包括近年新出现的铝基钻井液、低自由水和聚胺高性能钻井液等。通过对以上钻井液的作用机理调研，本开钻井液提供了相应聚合物包被剂，加入适当抑制剂及抑制成分，来抑制泥页岩的水化。同时，利用天然沥青来对地层进行封堵，防止地层水化以及泥岩造浆现象。7.3井漏以上措施主要在于防漏，如果还是发生了井漏的情况，应考虑堵漏的情况。提供塔河油田对有恶性漏失地层采用方法。即4种封堵措施，2种技术措施，4大堵漏措施分别是用桥浆、水泥浆、桥浆+水泥浆和油田堵水材料混配浆进行堵漏作业。2大堵漏工艺分别是正常排量注入进行封堵作业和控制小排量慢注进行封堵作业。以桥浆+水泥浆堵漏作业为例。先注入桥浆使其形成一定的网状结构,然后注入高密度的水泥浆使其在形成的网状结构中渗透,最终凝固,以达到较好的堵漏效果。下入光钻杆至井塌井深,正常排量先、后分别注入桥浆30m3、水泥浆量50m3,再用钻井液平推至井底后静止观察,48h后井口吊灌钻井液未见钻井液液面 。堵漏措施后在通井时未发现漏失，则说明地层堵漏成功，可进行正常钻进。7.4卡钻粘附卡钻处理(1)发生粘附卡钻以后，要及时果断处理。在钻具和设备的安全负荷内，大幅度上下活动或转动钻具。大幅度上下活动时应停止循环，防止钻具刺漏。(2)当活动钻具无效等待其它方法解时，为防止卡点上移，应超过卡点钻具重量的拉力活动钻具，并且每次上提下放不应在同一拉力上，以免钻具受力集中造成疲劳折断。(3)粘附卡钻发生后，应根据不同的具体情况，选择不同的解卡办法，并应迅速组织施工。26 (4)浸泡解卡法:该力一法是通过注入一定量的油基泡液或清水、饱和盐水循环，以便软化或溶解泥饼，达到解卡的目的。根据南陵凹陷一口卡钻井成功解卡施工记录，提供解卡用液配方如下。24m3 柴油+2.5m3 水+0.9T 固体乳化剂+17T 重晶石+0.4T 解卡剂。用量以此为基础计算。(5)"U”形管解卡法:分别把钻柱内和环空各当作U”形管的一翼，通过向钻杆内注入轻质液体或气体，然后有控制地排放，使环空的钻井液液而下降，从而达到降低压差和解卡的目的。(6)套铣倒扣法:当上述力一法均不能解卡时，采用套铣倒扣法，即利用大直径厚壁铣管下入井眼直接破坏泥饼，并通过循环带出泥饼、岩屑等卡钻物，可以解除各种原因引起的卡钻。所选用的铣管尺寸必须能够套入鱼顶，并在铣管与被卡管柱之间留有足够的间隙。由井眼的具体条件决定铣管的安全长度。垮塌卡钻处理(1)钻进中如果发现掉块增多，应坚持原排量循环，切忌停泵，按循环周0.02提高钻井液密度和适当提高钻井液粘度，直到井壁稳定为止。(2)若遇严重井垮，应边灌钻井液边组织人员强行起钻。(3)起钻中发现钻井液从钻具返喷严重，应及时接力一钻杆循环，调整钻井液性能，待井下情况正常力一可继续起钻。(4)起钻遇卜不得超过原悬重5OkN,下钻遇阻不能超过100kN，否则应接方钻杆循环划眼直到上下活动畅通无阻。(5)若因地而未灌好钻井液造成井垮会钻，可采用下击或地而震击解除。(6)若因井漏，地层压力大于液柱压力造成的井垮卡钻在震击无效时，采用套铣倒扣力一法解除。泥包卡钻(1)发现钻头泥包后，根据地层情况，可采用多划眼，减少钻压，提高转速，降低钻井液粘度，保持或加大排量的力一法解除泥包。(2)起钻时必须随时注意指重表的变化，遇卡不得硬拔，循环甩掉泥包。(3)起钻时井口灌不进钻井液或外溢，应分段接力一钻杆正灌，每起钻2-3柱灌满一次。(4)若起钻遇卡，处理不当将钻具卜死，可利用井下下击器或地而震击器解26 除。(5)当震击无效时，可将钻头处泡油，减小钻头与井壁的摩阻，然后利用震击器解除卡钻。(6)一旦泡油，震击无效，可采用套铣倒扣的力一法。8固控要求表8-1固控设备及使用要求井段(m)固相指标振动筛除砂器除泥器离心机ρg/cm3Cs%固相%目数运转率%处理量m3/h运转率%处理量m3/h运转率%0-15021.080.38010010-100805-50601502-33541.200.2100-12010010-100805-50603354-58241.350.216010010-100805-50605824-59851.030.216010010-100805-50609钻井液资料录取要求（1）每次开钻前，钻井液性能要调节到设计要求范围内方可开钻。（2）钻井液性能参数测试要求。（3）对值班员测定钻井液性能的要求。（4）固相含量、泥饼摩擦系数要求。（5）钻井液虑液分析；从*m～*m，每*米测量一次；从*m～*m，米*米测量一次。（6）建立下列记录∶1）钻井液性能记录；2）钻井液维护记录；（7）钻井液大型处理。（8）钻井液处理剂。（9）钻井液工作总结(包括成本核算)。（10）完井情况。10油气层保护措施26 1、优选有利于油层保护的钻井液体系2、加强泥浆固相控制设备配套与使用，控制钻井液的密度和固相含量。3、使用屏蔽暂堵油层保护技术和暂堵型完井液。4、提高钻井速度，减少油层侵泡时间。5、严格控制起下钻速度，因为快速起钻时会产生抽吸，使井筒局部压力下降，破坏油层表面形成的桥堵，容易引起井涌或井喷，快速下钻时会产生锤击效应，井筒局部压力增大，促使泥浆侵入油层或压漏油层。钻井液方面的油气层保护油气层保护技术是一项系统工程,涉及地质、钻井、钻井液固井、完井等专业和部门。保护储层首先要正确选择钻井完井液体系。目前国内外正在研究与应用的保护油层钻井完井液体系主要有:无侵入、正电胶(MMH)、硅酸盐、甲基葡萄糖贰(MEG)甲酸盐、全油基、合成基钻井完井液体系。考虑到钻井液成本以及现场实用性，钻遇油气层时的钻完井液可采用硅酸盐完井液。硅酸盐钻井完井液能够稳定各种复杂地层,具有类似于油基钻井液的优良抑制稳定性能,但也须通过聚合醇和低价无机盐的复配等来强化其整体性能。普遍使用的硅酸钠产品溶液模数为2.1,固相质量分数为42%,密度为1.5kg/kg。典型的硅酸盐钻井完井液的pH值控制在11.8-12.3之间。硅酸盐钻井完井液替代了油包水钻井完井液和硫酸钾钻井完井液。有的科学工作者用30%硅酸钾溶液(有效质量分数为30%,模数为2.5,pH值为11.0)加人3-6kg/m3黄原胶和1-3kg/m3CMC配成无固相钻井完井液,其无毒且抑制性强,抗温性好,滤失量低。11钻井液现场作业HSE控制要求11.1质量控制（1）严格按照施工设计进行现场施工，如有变动需有书面设计变更，或是主管人员批准；（2）密切监控钻井液性能变化，正常钻进时每天必须测量4次全套性能，如果性能不能达到要求及时调整；（3）常规井需要测量的钻井液性能包括MW，FV，AV，PV，YP，GEL，Φ600/300，Φ200/100，Φ6/3，n，k，APIFL，CAKE，Cl-，Ca2+，K+，MBT，S/O/W%，SAND%，26 （4）如实填写报表，及时将报表提交监督和基地作业主管；每天8：30～10：00将作业动态回报给作业主管，如有复杂情况随时汇报；（5）认真填写工作日志、交班纪录和安全记录；（6）规划好钻井液将材料的使用，合理要料，避免紧急送料和大规模退料。11.2健康控制（1）工作期间如无必要，避免停留在危险区域和有损健康的区域；（2）现场作业穿戴好劳保用品，并且做好冬季防冻，夏季防中暑的工作。11.3安全控制（1）能够提供钻井液体系使用许可证及所有材料，并且熟悉材料的基本物理化学性能，避免发生材料的伤害事故；（2）材料使用按“材料安全数据单”进行操作；（3）按照仪器的操作规程使用仪器，注意安全，并且严格执行《现场仪器管理规定》附件1：常用钻井液体系配方及性能1．不分散聚合物钻井液主要特点：(1)密度低，压差小，故钻速快；(2)亚微米颗粒的含量较低，在10%以内，而分散钻井液可达70%以上；(3)高剪切速率下的粘度较低，故钻速快；(4)具有较强的携砂能力。该类钻井液触变性较好，剪切稀释特性较强。(5)可保持井眼的稳定性。(6)可保护油气层，减轻损害。表1不分散聚合物钻井液配方与性能基本配方可达到性能材料名称加量，kg/m3项目指标膨润土30～80密度，g/cm31.04纯碱1.2～3.2漏斗粘度，s20～50增粘剂(HPH或PAC141或KH-Pam或80A51等0.5～5API滤失量，mL5～10泥饼厚，mm0.5～1.5静切力(初/终)，Pa0.～426 降失水剂(Ca-HPAN或Na-HPAN或NH4-HPAN或CMC或PAC142-1432～8表观粘度，mPa.s10～40塑性粘度，mPa.s8～20动切力，Pa2.5～9含砂量，%0.1～0.5Na(OH)或K(OH)0.5～3N值0.4～0.8固体降滤失剂(包括细碳酸钙或沥青制品)视需要而定动塑比300～450PH值7～10无机盐(包括KCL或NaCL等)视需要而定2．钾基钻井液主要特点：(1)对水敏性泥岩、页岩具有较好的防塌效果；(2)抑制泥页岩能力较强；(3)钻井液细颗粒含量比较低，对油层的粘土矿物起稳定作用；(4)分散型钾基钻井液有较高的固相容度限。表2钾基钻井液配方及性能基本配方可达到性能材料名称加量，kg/m3项目指标膨润土33～80密度，g/cm3加重者05～1.15可达1.50以上纯碱30-50漏斗粘度，s22～50主防塌剂(K-HPAM或PAC141或PHP或CPA等)API滤失量，mL4～8泥饼厚，mm0.2～1静切力(初/终)，Pa0～1.5/0.5～7降失水剂(K-HPAN或Na-HPAN或Ca-HPAN或CMC或PAC142-143或SMP等)2-47～30N值0.6～0.8塑性粘度，mPa.s7～30动塑比280～330Na(OH)或K(OH)2～10降粘剂（FCLS或视需要而定26 SMT等）KCL视需要定，约30-50润滑剂视需要而定沥青视需要而定重晶石视需要而定3．分散钻井液体系表3分散型三磺钻井液推荐配方及性能配方性能材料名称加量，kg/m3项目指标膨润土纯碱磺化栲胶磺化褐煤磺化芬醛树脂或SCSP红矾钾（或钠）SP-80CMC（低粘）润滑剂烧碱重晶石80～1505～85～1530～5030～505～92～43～510～155～153左右视需要定密度，g/cm3漏斗粘度，s静切力(初/终)，paAPI滤失量，mLHTHP滤失量，mL滤饼，mmPH值含砂量，%1.15～1.2030～600～1/1.0～4.0〈515左右0．5～1≥100．5～14．钙处理钻井液表4石灰钻井液推荐配方及性能配方性能材料名称加量，kg/m3项目指标膨润土纯碱磺化栲胶铁络盐石灰CMC80～1504～7.54～126～95～155～9密度，g/cm3漏斗粘度，s静切力(初/终)，paAPI滤失量，mL1.15～1.2025～300～1/1.0～4.05～1026 或淀粉NaoH不溶解的石灰3～810～15滤饼，mmPH值含砂量，%5～1.011～12<1.0表5石膏钻井液配方及性能配方性能材料名称加量，kg/m3项目指标膨润土纯碱铁络盐烧碱石灰CMC磺化栲胶石膏重晶石80～1504～6.512～182～4.55～93～4视需要定12～20视需要定密度，g/cm3漏斗粘度，s静切力(初/终)，paAPI滤失量，mL滤饼，mmPH值含砂量，%1.15～1.2025～300～1/1.0～4.05～85～1.09.5～10.55～1.026'