苏里格气井水平井钻井液技术方案

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1、苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。1基本情况直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。斜井段:继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。2技术难点2.1苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。2.2苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏失最为频繁。2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水

2、平井易发生复杂和故障的致命的因素。2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。2.5如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。3技术方案3.1表层技术方案3.1.1表层钻井液配方表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03

3、---1.05g/cm3，粘度:40-50s；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP+0.2%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。3.1.2下表层表套前技术措施打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防

4、止下表套过程中流沙垮塌。3.2二开直井段技术措施3.2.1二开提前预水化聚合物胶液利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300方，0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP。3.2.2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进，根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP-1，每钻进50-70米清洗1次锥形罐，性能达到:粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3，钻进中分2-3次加入0.5吨XL-007，钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环，在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进，分2-3次加入0.5吨XL-007及其它化工，进

5、入纸纺组100米后下罐采用大池子循环(主要针对苏里格)。3.2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑，判断井下情况，及时作出处理，3.2.4补充新浆配方0.1%K-PAM+0.2%ZNP-1+0.2%CMP，缓慢、分次混入，做好泵压变化记录，防止误判断井下、钻具故障。3.2.5每天或起钻前稠浆、大排量清扫。3.3斜井段技术措施3.3.1斜井段钻井液配方及维护3.3.1.1直井段钻完后根据井下情况，可用稠浆清扫，保证井筒清洁，有利于滑动定向。3.3.1.2掌握转化时机。井斜达到15°左右转化钻井液体系（根据井下情况和井队加药品快慢

6、），转化时加入抗盐、抗高温处理剂，严禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂，转化主处理剂为：GD-K、JT-1、PAC（CMC）、SFT-1、SMP-2、ZDS、WT-1及工业盐等。3.3.1.3钻井液体系转化配方：原浆+0.2-0.3%PAC+2-3%GD-K+0.2-0.3%JT-1+1.5-2%SFT-1+3-4%ZDS+0.1%NaOH+5-10%工业盐+3-4%有机盐3.3.1.4控制性能：密度：1.08-1.10g/cm3，粘度：38-42s，FL：6-4ml，PH：8-9，动切：5-10Pa3.3.1.5加药顺序

7、：按上述配方以循环周先后交替加入PAC、GD-K、JT-1、SFT-1、ZDS，打钻6-8小时再加入NaOH，WT-1及工业盐。在井斜30°的时加入2-3吨SMP-2（加入SMP-2，可适当减少GD-K、JT-1等降失水剂的含量）。3.3.1.6苏5井区和桃7井区刘家沟钻穿必须做承压试验。由于延长、刘家沟组易漏地层与“双石层”等易塌地层处在同一裸眼井段，解决好易塌层垮塌和易漏层承压能力是技术的关键。为提高地层承压能力，做地层承压试验，做承压试验要求：（1）钻穿刘家沟组50-100米；（2）转化为强抑制无土相复合盐钻井液体系

8、；（3）井斜达到15°左右，钻井液密度大于1.10g/cm3以上；（4）钻井液当量密度大于1.25g/cm3；（5）配量：封刘家沟井段+10m3；（6）加量：5-8%DF-A（适用苏5、桃7区块，其它区块暂不做要求。）3.3.1.7斜井段根据井斜提高钻井液密度：（1）在井斜30°时密度达到1.15-1.