滩海大位移水平井钻井液工艺技术

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1、学兔兔www.xuetutu.com第26卷第6期钻井液与完井液Vo1．26NO．62009年11月DRILLINGFIUID&C0MPLETIONFLUIDNove．2009文章编号：1001—5620(2009)06—0082—04滩海大位移水平井钻井液工艺技术胡景东杨贵盛龚志敏庞维华王增顺陈永浩蒋艳芝(1．渤海钻探第四钻井工程分公司，河北任丘；2．冀东油田钻采工程部，河北唐海)摘要冀东滩海地区地层复杂、井身结构特殊、施工难度大。采用了正电一聚硅醇成膜封堵低渗透钻井液和甲酸钠钻井液。现场应用表明，该套钻井液性能稳定，成功解决了

2、大位移井的大井眼携岩、玄武岩垮塌、地层承压低易漏失、拖压易卡等问题，油层保护效果好，井下安全，能满足各项施工要求。关键词正电一聚硅醇成膜封堵低渗透钻井液；大井眼携岩；井眼稳定；润滑；防漏中图分类号：TE254．3文献标识码iA冀东滩海区域有相当一部分高难度大位移井，地层(地层坍塌压力当量密度为1．28g／cm。)，裂缝这部分井具有井眼大、位移大、水平段长、井眼轨迹发育；东营组砂层由于松散发育，也易漏失。变化大、地层复杂、漏层多且易漏难堵的特点。该地1．3井眼净化技术区完成井事故复杂率在5O以上。针对这些特点，影响冀东滩海区域大位移

3、水平井井眼清洁的主采用成膜封堵技术及甲酸钠钻井液成功完成了4口要因素有2个方面。①在二开大井眼井段，随着井大位移水平井，这些井最大位移为2443．67m，最深增加，井内流体循环压耗逐渐增大，泵压升高，无大井斜为94．89。。法实现大排量携岩；由于岩屑返速低，在滑动情况下1技术难点分析易发生拖压、压差卡钻、砂桥卡钻等复杂情况。②因地层变化大，在水平钻进过程中经常调整井斜，井眼1．1井壁稳定技术轨迹不好，给携岩带来困难。影响南堡油田井壁稳定性的关键因素有：①馆1．4防卡技术陶组下部地层有大段玄武岩(300～600m)，地层松①该地区地

4、层复杂、有特殊岩性、井壁稳定性散破碎、裂缝发育、胶结性差，坍塌严重，造成不少井差，易发生坍塌卡钻。②大井眼、大斜度井携岩难度报废。②馆陶组地层底砾岩厚、胶结性差，易坍塌、大，易形成岩屑床，发生砂桥卡钻，而且在井眼轨迹易发生井漏。③东营组地层不均质泥页岩易吸水膨差的情况下，钻具紧贴井壁，易发生压差卡钻事故。胀，发生水敏性坍塌。1．5HCO；-污染问题1．2防漏堵漏技术南堡油田馆陶组地层中HCO／含量高，易污染南堡油田先后有12口井漏失14井次：其中9钻井液使其流型变差，甚至使钻井液失去流动性。口井为钻进过程中漏失，2口井为提密度过程

5、中漏失，1口井下完技术套管漏失。漏失地层为：明化镇1．6油层保护技术组漏失4井次，漏失958．6m。钻井液；馆陶组漏失①馆陶组油层为高孔高渗砂砾岩，容易发生漏7井次，漏失l7l0．3m。钻井液；东营组漏失3井失，造成固相和液相损害。②东营组油层砂岩发育，次，漏失477．6m。钻井液。漏失原因：明化镇组地孔隙度、渗透率变化较大，固相颗粒容易进入油层，层属于高孔高渗地层，承压能力较低；馆陶组地层的造成油层堵塞；另外，油层的不均质性增加了屏蔽暂砂砾岩为南堡油田的主要储层，属于高孔高渗储层，堵材料粒度选择的难度；该储层还具有强～极强水特别

6、是馆陶组4油层，由于在先期开发过程中注水敏特征，易受滤液污染造成油层损害。③水平井油未跟上，造成地层能量亏空；馆陶组存在大段玄武岩层裸露面积大，钻井液与油层的接触面积大，随着水第一作者简介：胡景东，工程师，1991年毕业于华北石油职工大学油田化学专业，现在从事钻井液技术管理工作。地址河北省任丘市渤海钻探第四钻井工程分公司工程技术服务中心；邮政编码062552。学兔兔www.xuetutu.com第26卷第6期胡景东等：滩海大位移水平井钻井液工艺技术83平段的延伸，水平段流动阻力增大，环空压耗增大，SDRL-1+2SDRH一2+1．

7、59／6FMP—Hw+BaSO油层更易受到损害。(膨润土含量为60g／L，密度为1．28g／cm。)2钻井液配方的确定表2不同配方钻井液老化(130℃、24h)后的性能2．1关键处理剂的优选1)润滑剂。通过实验优选出乳化石蜡SDRL一1、液体润滑剂SDRH一1、石墨SDRH一2、RTg051、极压润滑剂JXFQ-6和原油。其中的乳化石蜡还具有抑制防塌的作用，用YPM-03页岩膨胀仪测得的膨润土在基浆+1乳化石蜡、基浆+3乳化石蜡、基浆取岔河集地区沙三地层岩屑，烘干，称50g粒+5乳化石蜡中的膨胀降低率分别为60．45、径为2．O～

8、2．8mm的岩屑，在120℃热滚16h后过69．65和73．88。筛回收。测得岩屑在清水、2和3+0．5SDZJ中2)提切剂。以泽57-24X井井浆为基浆，加入的回收率分别为6．5、40．5和99．5。由此可不同量的正电结构剂SDZJ后的携岩结果见