水平井泥浆.docx

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水平井泥浆

冀东地区水平井钻井液技术

华北石油第三钻井工程公司

水平井钻井由于特殊的井眼轨迹和昂贵的井下仪器给施工作业带来了极大的风险，因而其井下安全尤为重要。

性能优良的钻井液是水平井井下安全的重要保证，甚至会成为施工成败的关键因素。

冀东油田从2002年开始试钻水平井，选择的施工队伍是拥有成熟技术的大庆、辽河等油田的钻井施工队伍。

直至2003年下半年，我们都远离着这一高附加值的市场。

冀东油田水平井井眼轨迹控制有专业技术公司施工，瓶颈问题在钻井液技术。

在公司领导的高度重视下，我公司组织进行了项目攻负责，我公司能否承接水平井钻井关。

咨询和调研了各油田水平井钻井液技术，开展了细致的室内研究，并派技术人员到华北塔里木公司水平井施工现场进行实钻学习。

2003年10月，我公司使用聚磺硅氟乳化原油钻井液体系终于承钻了第一口水平井—G36-P4井，并按甲方施工要求顺利完井。

从此我公司进入了冀东油田水平井钻井市场，水平井钻井技术迅速发展并成熟。

根据不同地层需要，我们又研制并完成了有机正电胶-KCL乳化原油钻井液体系，并在G104-P5等井上成功应用。

到目前为止，我公司在冀东油田已顺利钻成22口水平井，成为了冀东油田各参战钻井公司中水平井钻井口数最多，事故复杂最少，甲方最信赖的钻井公司。

我公司也从水平井的施工中提高了技术水平，获得了良好的经济效益。

一、冀东地区水平井施工技术难点分析

（一）井壁稳定

在冀东地区水平井施工中，井壁稳定应是必须首先考虑的问题，井壁失稳的危害具有发生的突然性和后果的严重性。

在常规定向井或直井施工中比较稳定的地层，钻水平井时则因上部地层失去垂向支撑，长段距处于悬空状态，极易出现掉块或坍塌，造成井下钻具阻卡。

水平井由于前端钻具与井口钻具运动方向成90°角，钻具与井壁的摩擦作用使力的传递损耗大，致使处理井下塌卡的难度加大。

常规钻井中不太严重的井壁失稳现象在水平井钻井中则很容易引起卡钻等严重事故。

冀东地区水平井井壁不稳定的主要因素有以下几方面：

1、馆陶组下部有不同厚度的玄武岩地层，玄武岩地层破碎、胶结物少，多表现为大块塌落。

浅层水平井多开发玄武岩下部油层，钻穿该层时井斜角达到70~85o，井塌问题突出。

2、中深井钻穿的东营组泥页岩地层容易造成不均质吸水剥落坍塌，同时该层也处于井斜较大的井段，增加了防塌难度。

3、冀东地区储层砂岩胶结很差，返出岩屑类似流沙，储层砂岩裸露井段长达几百米，加上上井壁失去支撑使之存在坍塌趋势，因而更容易跨塌。

（二）井眼清洁

由于重力作用大斜度井段及水平井段的井径比正常井径要大，且由于钻具不能居中，岩屑运移过程要产生沉降，在钻具周边形成泥砂郁积。

如果钻井液的携砂能力不好，或工程措施不及时，极易形成形成岩屑床，造成卡钻。

影响冀东地区水平井井眼清洁的主要因素有:

1、由于地层变化大，往往造成着陆困难，着陆时多次调整井斜，井眼轨迹不好，给携砂带来困难。

2、水平井段钻速快，钻时一般为0.8~2分钟，钻井液中钻屑浓度大，钻屑清除困难，容易形成砂床。

3、由于浅层水平井的水平井段加入了油保材料，中深水平井是加重钻井液，离心机的使用受到限制。

（三）防卡润滑

井壁稳定和井眼清洁能力是水平井钻井液工作的前提，润滑防卡是水平井钻井液工作的关键。

钻井液的润滑性能是保证钻机正常负荷下运转和井下安全的重要保证因素。

冀东油田水平井油层埋深较浅，井眼轨迹半径较小，造斜率有时达30°/100米以上，大斜度段地层较软，地层与钻具的接触面大，固相润滑作用较小，主要依赖液相润滑，这对工程作业及钻井液的润滑防卡技术增加了难度。

（四）油层保护问题

提高单井产量是钻水平井的根本目的，水平井的油层井段较长，加上冀东地区砂岩储层属易受伤害储层，因此，甲方对水平井的油层保护措施要求非常严格，油层段取样泥浆所做岩芯渗透率恢复值要求达到85%以上。

冀东地区水平井油层保护的难点是：

1、储层多为高孔高渗型，容易受到固相和液相损害。

2、油层井段一般长达150~350米，使油层保护问题更为突出。

3、储层砂岩胶结很差，容易发生井漏，从而污染油层。

二、钻井液方案的制定

根据水平井对钻井液的要求和技术难点的分析，我们通过大量室内试验优选出了满足冀东油田浅层水平井和中深水平井施工需要的聚磺硅氟乳化原油钻井液体系。

钻井液的基本配方为：

膨润土浆（40~45g/l）+PMHA（或KPAM）0.3~0.4%+NPAN0.5~1.0%+JGYJ1~1.5%+JGWJ1.0~2.0%+GXJ0.5~1.0%+GT-981.0~2.0%+KJ-11.0~1.5%+QSAM-K1.0~2.0%+YL-11.0~2.0%+MMH0.1~0.3%+原油8~10%+乳化剂0.1%+液体润滑剂1.5~2.0%+石墨类润滑剂+油层保护剂8~10%。

聚磺硅氟钻井液体系基本配方的室内评价数据列入表1。

表1聚磺硅氟乳化原油钻井液室内评价数据表：

PV

（mPa.s）

YP

（Pa）

APL-FL

（ml）

HPHT-FL

（120oC,ml）

泥页岩滚动回收率（%）

页岩膨胀率（%）

渗透率恢复值（%）

18

9.5

2.8

9.5

92

35%

88%

上述方案中PMHA（或KPAM）、聚硅氟抑制剂JGYJ配合使用能进一步提高抑制泥页岩水化分散的能力；改性磺化尿醛树脂GT-98是高效降滤失剂并具有一定的防塌能力，KJ-1是具有稀释作用的高温高压降滤失剂和泥饼质量改善剂，GT-98、KJ-1与NPAN三者复配使用可使HTHP失水（120oC）降至10ml以下；QSAM-K是具有一定稀释作用的防塌剂，能有效改善泥饼质量，阳离子乳化沥青YL-1的沥青含量达50%，是沥青类产品中沥青含量较高的产品，QSAM-K、YL-1与聚硅氟稳定剂JGWJ复配使用可使防塌能力显著提高。

体系中0.1~0.3%的正电胶干粉MMH，用以改善钻井液的悬浮和携带能力，必要时也可加入少量的生物聚合物，一般加量为0.03~0.06%。

为最大限度地提高泥饼润滑性，采用多种润滑剂组成的复合润滑方案。

原油的最佳加量为8~10%，浅井使用普通液体润滑剂，中深井使用极压润滑剂，石墨类润滑剂主要用于起下钻封闭斜井段。

钻井液配方必须满足甲方对油层保护指标的要求。

根据储层孔隙的最大贡献率原理和d90规则

及地质提供的单井储层孔隙度的分布资料，制定了油层保护施工方案。

选择那些出油贡献率大于85%的油层孔隙，利用d90规则，添加不同粒径的超细碳酸钙和具有与油层温度相匹配的软化点的沥青类材料对油层孔隙进行快速封堵，从而避免液相和固相对油层的进一步损害。

一般使用4种不同粒径的超细碳酸钙及一种低软化点沥青复配做为油层保护剂，每一口井都有不同的配比，油层保护剂的加量为8~10%。

三、钻井液的配置和维护处理

（一）上部直井段钻井液维护处理

1、在MBT为20~25g/l的膨润土浆中加入PMHA、NPAN后开钻，钻进中使用PMHA、NPAN维护，明化镇上部地层钻进中要保持钻井液的低粘度和低切力（粘度30~35s），适当失水量（5~8ml），使用好四级净化设备，使泥浆密度控制在1.12g/cm3以下。

2、中深水平井钻入玄武岩地层前加入GT-981.0%，并在钻进中逐步增至2.0%，加入YL-10.5%。

3、钻至造斜点前，控制钻井液中的固相含量和膨润土含量分别低于8%和45g/1，为钻井液转型做好准备。

（二）斜井段钻井液维护处理

1、钻至造斜点起钻前将钻井液转型为聚磺硅氟乳化原油钻井液体系，转型方法为：

起钻前50~100米，先使用离心机降低固相含量和膨润土含量，控制MBT≤45g/l，保持较低粘度，通过小型试验在钻进中均匀加入JGWJ、JGYJ、GXJ各1.0~1.5%、0.7~1.0%和0.7~1.0%。

2、使用PMHA（或KPAM）、NPAN、GT-98、KJ-1、QSAM-K等配成胶液维护钻井液，并根据性能的变化不断调整配比，确保钻井液具有良好的流变性能、较好的携砂能力、优质的泥饼和尽量低的失水量。

3、钻进过程中将JGWJ、JGYJ、GXJ的有效含量逐步增加至1.0~2.0%、1~1.5%和0.5~1.0%，使钻井液始终具有较强的稳定性和抑制性。

4、施工中可以添加少量MMH，一般加量为0.1~0.3%，以改善钻井液的悬浮和携带钻屑的能力，也可以加入少量的生物聚合物改善钻井液的流型，满足井眼清洁的需要。

5、钻入水平井段前将YL-1的有效含量增至1.5~2.0%，以确保水平井段疏松砂层的井眼稳定。

6、当井斜角达30O前加入原油5~7%，当井斜角达45O以上时将原油的有效含量增加至8~10%，维持其含量到完钻。

随井斜角的增加，逐步增大液体润滑剂（中深井采用极压润滑剂）和石墨类润滑剂的用量，进一步提高泥浆的润滑性，降低摩阻系数，确保施工顺利。

加入原油后要配合使用乳化剂使原油充分乳化。

摩阻系数达到0.04~0.07。

（三）水平段钻井液维护处理和油层保护措施

1、着陆前50~100米，采用胶液稀释或开动离心机等方法，将膨润土含量控制在55g/l以内，分2~3周均匀加入油层保护剂8~10%，着陆后随钻进补加以保持其有效含量。

2、各种主要处理剂的含量，在进入油层前必须达到配方要求，确保钻井液的抑制性和防塌性能，满足安全钻井的需要。

严格控制API失水≤3.5ml，HTHP失水≤9ml，膨润含量≤60g/l。

3、保持适当的粘切，尽量使动塑比值达到0.4~0.7，初终切比值控制在1:

3~1:

5，n值控制在0.5以上，使泥浆具有较强的悬浮和携带能力，避免岩屑床的形成。

循环排量要求达到32l/s。

4、水平井段砂层胶结疏松，容易发生漏失，因而进入水平段起下钻、短起下钻或下套管时，先用1个凡尔小排量开泵再逐步增大排量，过程用时比同井深直井要长；控制起下钻和下套管速度，避免压力激动；钻井液的粘切不宜过高，一般粘度不超过50s，终切不大于9Pa。

四、技术措施

在水平井钻井施工中，钻井液的重要作用之一是保持井眼畅通。

而单靠追求钻井液性能是不够的，采取一些合理的工程技术措施对保持井眼畅通将起到更好的作用。

1、边打边划。

钻进时一般每打完一单根技术划眼1~2次。

边打边划的目的和作用如下：

（1）在上部井段能确保MWD或LWD的下入顺利，避免遇阻通井；

（2）对于水平井段的疏松砂层或老爷庙浅部易漏层，能避免因钻屑浓度过高带来的井漏；

（3）对于大斜度井段或水平井段，有利于携带钻屑，防止岩屑床的形成；

（4）能把井壁刮拉光滑，减轻上提拉力；

（5）大斜度井段或水平井段钻屑上返难度大，边打边划可避免钻屑的重复破碎和分散，有利于钻井液的稳定性；

2、短程起下钻。

一般150~200米短起下钻一次，井斜大于45O时根据返砂情况和钻井负荷加密短起下次数。

短起下到底循环钻井液时，可使用提高泵排量和泵入稀（或稠、高密度）钻井液段塞措施清扫井眼，并避免或延缓岩屑床的再次形成。

五、钻井液性能指标和应用效果

一年来，我公司在冀东油田共完成水平井22口，水平井钻井液技术在应用中得到了进一步完善。

应用证明，聚磺硅氟乳化原油钻井液体系具有流变性好、携岩能力强、泥饼质量好、润滑性好、封堵护壁效果好等特点，满足了冀东油田水平井钻井施工的需要。

下列表2是中深水平井LB-P5井和分支水平井G29-ZP1井施工时的钻井液性能参数。

表2LB-P5井、G29-ZP1井钻井液性能表

井号

井深

（米）

密度（g/cm3）

粘度

（s）

PV

（mPa.s）

YP

（Pa）

API-FL（ml）

HPHT-FL（ml）

MBT

（g/l）

摩阻系数

滚动回收率（%）

渗透率恢复值（%）

备注

LB-P5

2738

1.23

44

20

9.0

2.8

9.0

55

0.06

3027

1.23

46

21

9.5

2.5

8.0

60

0.05

92.0

88.0

G29-ZP1

2246

1.15

45

18

7.0

3.2

9.5

45

0.06

88.5

86.5

第一分支

2257

1.15

46

18

7.5

3.4

9.0

47

0.06

90.0

88.0

第二分支

1、钻井液的流变性满足了携带岩屑的要求

钻入大斜度井段或水平井段将粘度控制在44~48s，YP控制在7.5~9.5Pa，动塑比值达到0.4~0.7，初终切比值达到1:

3~1:

5，岩屑上返正常，再加上恰当的工程技术措施，可确保井眼的清洁。

2、钻井液的防塌性能满足了井壁稳定的要求

钻入大斜度井段或水平井段一般FL为1.8~3.5ml，HPHT-FL（120OC）为6~10ml，经冀东油田化验中心检测，泥页岩滚动回收率都能达到86%以上，所钻井井径规则，井眼质量合格率100%。

3、复合润滑方案满足了润滑防卡的要求

多种具有改善泥饼质量功能的添加剂的合理搭配，使泥饼薄而致密、韧性好，由原油、石墨、液体润滑剂、极压润滑剂等添加剂组成的复合润滑方案，使泥饼摩阻系数达到0.04~0.07，施工中很少发生托压现象，钻具上提附加拉力一般在2~5t,没有发生过粘卡事故。

4、满足了油层保护的要求

按储层孔隙度分布的不同，油层保护配方的选择坚持一井一方，并及时加足油保材料，经冀东油田化验中心检测渗透率恢复值都能达到85%以上，油层保护合格率达到100%。

5、技术指标良好

从2003年10月至2004年11月，我公司使用聚磺硅氟乳化原油钻井液体系在冀东油田的柳赞、高尚堡和老爷庙等地区共完成水平井22口（综合技术指标列入表3、单井技术指标列入表4），其中井深在2500米以内的浅层水平井20口，井深在3000米左右的中深水平井2口，钻井总进尺52916米。

所钻井未发生钻井液责任事故和复杂，完井电测一次成功率100%，井眼质量合格率100%，油层保护合格率100%，固井质量合格率100%。

我公司是冀东油田各参战钻井公司在水平井施工中唯一没有发生井下事故和复杂的单位，而其它油田参战单位所钻水平井共发生井漏3次，卡钻4次（其中MWD卡钻1次，LWD卡钻2次），造成了很大的经济损失。

六经济效益分析

按甲方钻井液定额，G104断块水平井的钻井液成本为295元/米，我公司在该区块共钻8口井，总进尺18511米，钻井液定额总费用为5460745元，实际钻井液总费用为2320636元，钻井液费用节约3140109元。

除G104断块外的其他区块的水平井钻井液成本为260元/米，我公司在这些区块共钻14口井，总进尺39249米，钻井液定额总费用为10204740元，实际钻井液总费用为4981696元，钻井液费用节约5223044元。

完成水平井共22口，总进尺57760米，共创经济效益8363153元。

泥浆成本统计表

井号

成本

井深

单位成本

井号

成本

井深

单位成本

G36-P4

412563

2237

184.43

G104-5P5

432520

2392

180.82

G63-P2

345636

2160

160.02

G104-5P3

332562

2442

136.18

G63-P7

356236

2391

148.99

G104-5P4

285451

2263

126.14

G63-P3

236452

2145

110.23

G104-5P11

256455

2344

109.41

LB-P5

556362

2915

190.86

G104-5P8

235666

2111

111.64

G63-P6

219985

2261

97.30

G104-5P20

285100

2213

128.83

M28-P2

310085

2255

137.51

G104-5P22

229632

2296

100.01

M101-P2

273966

2430

112.74

G104-5P29

263250

2450

107.45

G63-P10

336563

2330

144.45

M101-P1

245221

2415

101.54

M101-P4

320025

2555

125.25

LB-P3

452215

3027

149.39

N38-P1

256410

2307

111.14

G160-P3

176625

2298

76.86

小计

4981696

39249

126.93

小计

2320636

18511

125.37

合计

7302332

57760

126.43

七、几点认识

1、我公司在冀东地区水平井上所使用的聚磺硅氟乳化原油钻井液体系具有较强的防塌能力、良好的清洁井眼能力、良好的润滑防卡能力，完全满足了冀东地区垂深3000米以内水平井钻井的需要。

2、冀东地区水平井钻井中，保持良好的钻井液性能是必要的前提，但保持井眼光滑、防止危害严重的岩屑床形成还须采取技术划眼、短起下钻等工程措施。

3、冀东油田甲方对水平井钻井中油层保护工作高度重视，满足甲方对钻井液油层保护技术要求是水平井钻井液技术的一项重要内容。

根据不同区块不同油层特性采取的屏蔽暂堵技术具有良好的油层保护效果。

4、冀东地区水平井钻井液需要有完善的固控设备做保障，特别是离心机，其作用非常重要。

表3水平井综合技术指标

井数

平均斜深

平均垂深

平均水平段长

最大井斜

电测成功率（%）

事故时效（%）

井眼质量合格率（%）

油层保护合格率（%）

22

2374

1908

157.59

95.58

100

0

100

100

表4水平井单井技术指标

序号

井号

完钻斜深

完钻垂深

造斜点

水平段长

水平位移

最大井斜

1

G36-P4

2237

1903

1629

250

465

89.82

2

G104-5P5

2392

1878

1410

224

715

91.63

3

G104-5P3

2442

1880

1470

281

765

91.9

4

G104-5P4

2263

1887

1677

200

454

92.54

5

G63-P2

2160

1739

1400

180

575

95.5

6

G63-P7

2391

1953

1581

130

619

95.58

7

G104-5P11

2344

1759

1300

190

856

91.05

8

G63-P3

2145

1762

1520

150

464

95.36

9

G104-5P8

2111

1875

1659

345

92.88

10

G63-P6

2261

1899

1540

147

528

93.95

11

M28-P2

2255

1885

1580

147

511

90.7

12

M101-P2

2430

1892

1093

141

899

88.24

13

G63-P10

2330

1786

1190

101

795

91.23

14

LB-P5

2915

2717

2460

26

302

84

15

M101-P1

2415

1800

1200

150

958

92.2

16

M101-P4

2555

1894

1300

150

995

92.28

17

LB-P3

3027

2601

2310

200

552

89.75

18

G104-5P20

2213

1712

968

150

840

90.61

19

G104-5P22

2296

1734

1170

100

872

91.07

20

N38-P1

2307

1805

1350

91

741

89.91

21

G104-5P29

2450

1776

1060

150

1059

95.5

22

G160-P3

2298

1838

1500

150

622

92.71