某井钻井液技术总结

某井钻井液技术总结

****井是一口三靶小位移井，设计井深3440m，完钻井深3515m，于201*年3月14日一开钻井。201*年4月16日完钻，钻井周期32天，表套下深201m，技套下深2452m，全井盐层厚度1162m。盐层井段2218-3370m。

****井泥浆的维护与处理：二开至2150m使用低固相聚合物，用80A-51和NH-HPAN维护，2150-2452m使用抗污染聚合物泥浆体系，用SD-17W加NH-HPAN加GK-97和APM-99维护。

二开后只要的是防漏，在馆陶和东营组先后加入随钻堵漏剂8吨，使这口井在钻井过程中没有出现任何漏失现象，达到了良好的效果。进入沙一盐时，提前50m预处理泥浆，把密度提到1.25以上，避免了盐层的塌跨和掉块的现象，是二开平均井经扩大率只有5%，井下正常，施工胜利。

三开：使用饱和盐水泥浆，下钻到技套后进行转换处理，清理地面所有泥浆，井筒留原浆110立方，按照泥浆设计和技术指令先后加入SD-17W，LV-CMC，SMP，PSC，NaOH，抗盐土粉.CAS-201*.GD-III等处理剂，循环均匀后加入NaCl70吨，Cl离子含量18万，坂土含量46.8。

钻井液全套性能:密度1.25；粘度46s；失水5ml；泥饼0.5mm；切力5-20；PH值9；含砂0.2；动塑比值12：17；N值-0.56K值-0.5；在钻井过程中不断补充NaCl和SMP.PSC.GK-97,是保持一定的Cl离子含量和钻井液性能的稳定性，在进入油气层前提高密1.50。

我们区块普遍存在漏失现象严重，所以，每次在提密度前坚持加入随钻堵漏剂，有效的保证了井下正常，起到了压而不漏，活而不喷，并有力的保护了油气层，全井使用堵漏剂18t，NaCl100t，重石粉280t，混原油26t。

在井深3443m时发生溢流，压井。完钻准备电测时有发生溢流，用司钻压井法2次，密度从1.60提高到1.72才恢复正常，（完钻前泥浆性能各项全优，密度1.60，粘度68，失水5，切力4.2）发生溢流压井后泥浆污染严重，尤其是提高密度到1.72时粘度，切力直线上升，给泥浆处理带来了很大的困难，用SMT+FCLS处理后都没有效果，反而增稠，最后取样分析，认为坂含过高。在处理过程中放原浆50立方，用SMP3t；PSC4t；NaCl20t；NaOH1t。配成胶液进行大幅度调整，处理后效果有所好转，电测时泥浆性能：密度1.72，粘度78s，失水4.6，PH值9，切力2-10，电测前配封闭液30立方，加石墨片0.5t，塑料球0.5t，SMP0.5t，封隔了所有盐层井段。取得了完井电测一次成功。

这口井是技套深，盐层厚容易漏失等多项复杂，所以我们在维护过程中除上述技术工作外，还使用了四级固控设备，加强泥浆的净化和降低固相，使这口高难度复杂井胜利完工。全井费用仅******元。全井平均扩大率4.63%，油层平均扩大率0.93%，给公司交出一口快速优质高效井

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一、基本情况

施工单位：长城钻探工程有限公司钻井二公司70101井队构造位置：松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造

地理位置：吉林省前郭县查干花镇后佟岭窝棚村东南3.59km，距松原市81km设计井深：4655m井型：水平井井别：生产井

钻探目的：针对长深1区块火山岩储层特征，利用水平井开发提高单井控制面积及产能，并可有效抑制底水推进

目的层位：对应长深1井151、152号解释层中部完钻层位：营城组

一开日期：201*年4月29日18:30一开井深：501m表套下深：499.27m

二开日期：201*年5月9日0:00二开井深：3355m技套下深：3351m

三开日期：201*年9月18日0:00完钻日期：201*年11月30日23:00完井日期：201*年12月日15:00完井井深:4655m最大井斜：95.43°垂深：3736.74m

筛管位置：3750-4470m，套管位置：3100-3750m封井井段：30003355m，33554470m二、钻井液体系使用情况

1、一开：聚合物体系，按设计配浆，施工正常，性能基本符合设计要求。2、二开：聚合物有机硅体系，按设计配浆，施工正常，性能基本符合设计要求。3、三开：聚合物硅氟体系，按设计配浆，施工正常，性能基本符合设计要求，2500m按要求

加入油层保护剂。

三、该区块的特点及对钻井液的要求

1、本井是一口深水平气井，目的层为构造气藏，为火山岩储层；该井二开从1900m开始发育多套油气层，施工中除确定合适钻井液密度外。还要加强坐岗，密切观察井口变化情况，控制好钻井液密度，防止发生油气侵、溢流、井涌、特别是因井漏而发生的井喷。

2、姚家组、青山口组三段压力系数低，特别是22102285m井段压力系数小于0.9，注意做好防喷与防漏工作。

3、进入四方台组后要注意做好防止大段泥岩缩径和掉块，尤其是嫩二、一段灰黑色泥岩和黑褐色油页岩。

4、井底温度接近140℃，水平段施工时确保钻井液热稳定性。

5、本区块气层活跃，在施工过程中保持合理的钻井液密度，做好防喷工作，特别是防止抽喷。6、三开前要彻底清理钻井液循环罐，重新配制优质水基欠平衡钻井液。控制含砂

含量。用0.1%FA-367+1.0%抗温多枝化褐煤树脂配胶液进行日常维护。钻泉二段时加大磺化酚醛树脂、DYFT-1和阳离子乳化沥青的用量，提高钻井液的防塌能力。

5、要强化短起下钻的技术措施，姚家组二、三段至登娄库组发育多套油气层，施工中注意做好防喷工作。

6、三开用震动筛、除砂器清除钻屑，离心机清除劣质土，控制含砂

3防卡措施

3.1浅层每打完一个单根划眼1～2次，清除井底沉砂并修整好井壁。

3.2钻进时如发现蹩跳严重或扭矩突然增大，应停止钻进，上提钻具并活动钻具，正确判明情况采取相应措施。

3.4接单根时采取“晚停泵早开泵”的原则，要尽量缩短接单根时间。

3.5钻具在井底静止时间严禁超过3min。如长时间未活动钻具或起钻遇阻时，严禁用转盘活动钻具，应小排量循环钻井液，打通钻井液后上提钻具大幅度活动，防卡、防断、掉。钻进中如发现扭矩、悬重等钻井参数有变化时，要立即停钻及时处理。

3.6如发现震动筛返砂量突然增大，岩屑大而边缘不规则，水化迹象小，应停止钻进，循环活动钻具，及时查明原因，迅速调整钻井液性能。

3.7定向后，井斜大于20°加足液体润滑剂，控制钻井液滤失量≤4ml，改善泥饼质量，通过形成薄而坚韧致密的泥饼使钻具与井壁接触面光滑。

3.8钻进中若发现摩阻系数升高或活动钻具拉力异常时，及时增加润滑剂加量。3.9水平段使用LWD定向钻进，出现托卡现象，立即起钻用钻头扩划眼破坏岩屑床。4防塌措施

4.1提高钻井液密度至设计上限，以维持井壁的力学平衡。

4.2加入低荧光或无荧光防塌抑制剂，改变钻井液滤液的性质，满足对泥页岩的有效抑制和封堵。

4.3减轻钻具对井壁的碰撞和压力激动以及减轻流体对井壁的冲刷。5油气层保护措施

5.1根据地层孔隙压力，调整钻井液密度。

5.2进入储层前要调整好钻井液密度及性能参数，体系中加入2～3%理想填充剂和2.0-3.0%隔离膜；钻遇储层后要及时补充储层保护材料，使体系中保持3～4%的含量，一定要保护好储层。

5.3进入目的层前要控制钻井液API滤失量小于3ml，HTHP滤失量小于13ml，含砂量小于0.3％。

5.4采用五级净化，清除无用固相，保持钻井液的清洁。

5.5进入目的层前要检查钻井设备，保证设备运转正常。准备好所需各种材料和工具，作好各项工序的衔接工作，提高机械钻速，减少测井时间，减少对储层的浸泡时间。

5.6建立健全储层保护监督体系，全体施工人员必须树立保护储层的意识，保证各项措施的实施。

六工程措施

1、大井眼井段必须保证钻井液泵排量达到设计要求，以满足携砂要求。避免在此井段用单泵钻进。

2、钻进过程中，如果发现进尺过快应注意适当循环钻井液，以降低钻头附近井眼钻井液中岩屑的浓度，净化井眼，确保井下安全。

3、控制起下钻速度，减少激动压力而引起的井塌、井漏事故。起钻应灌满钻井液。深井段下钻时应分段循环，中途分段打通应避开易塌井段及复杂井段，下钻到底先用小排量顶通，正常后再加大排量循环。

4、钻具在裸眼内检修设备或加重时，应及时活动钻具，防止粘卡。七、分段钻井液体系、配方、处理剂消耗情况1一开井段

1.1表层：Φ444.5mm×501m+Φ339.7mm×499.27m：1.2钻井液体系：聚合物钻井液体系

1.3体系配方：淡水＋5-6%膨润土＋0.4-0.5%纯碱＋0.1-0.2FA-367%+1.0-1.5%NH4-HPAN+0.2%无毒稀释剂+0.2%烧碱+重晶石1.4钻井液材料消耗见表1

表1一开钻井液材料消耗表

名称膨润土纯碱FA-367数量（t）251.820.10.3名称NH4-HPAN无毒稀释剂重晶石数量（t）0.40.180烧碱

2二开井段

2.1井身结构：Φ311mm×3355m+Φ244.5mm×3351m：2.2钻井液体系：聚合物有机硅钻井液体系2.3体系配方：

井浆＋0.2-0.4%FA-367（或大钾）＋1.0-1.5%有机硅降粘剂Ⅲ+0.8-1.0%有机硅降粘剂Ⅳ+0.1-0.2%烧碱+1.0-2.0%SAS（或低软化点沥青）+1.0-2.0%褐煤树脂（或聚阴离子纤维素）

＋2.0%KFT＋1.0-2.0%SMP+1.0-2.0%KH-931+1.0%防卡降阻剂+1-1.5%超低渗透剂+1-1.5%单项压力封闭剂+重晶石2.4钻井液材料消耗见表2

表2二开钻井液材料消耗表

名称聚阴离子纤维素SMP-Ⅱ超细碳酸钙FT-881KFTSAS超低渗透剂抗高温降滤失剂低软化点沥青纯碱土粉HA树脂单项压力封闭剂SF-260固体润滑剂固体SMP数量（t）2.1517.812315.937.554.50.96.56.6278.62.35.2123.56.4名称大钾改性淀粉烧碱KH-931SMP-Ⅰ无毒稀释剂褐煤树脂堵漏剂-ⅡFA-367消泡剂HV-CMC甲醛NH4-HPAN重晶石有机硅降粘剂Ⅲ有机硅降粘剂Ⅳ数量（t）4.22514619.65101.984.21.8751.80.50.30.55359.5108.63三开井段

3.1井身结构：Φ215.9mm×4655m+Φ139.7mm×（筛管3750-4470m，套管3100-3750m）：3.2钻井液体系：聚合物硅氟钻井液体系

3.3体系配方：5.0-6.0%膨润土＋4.5-5.0%纯碱（土量）＋0.8-1.0%NaOH（土量）＋0.1-0.15%FA－367＋0.2-0.4%XC＋1-1.5%SF-260+2.0-3.0%SMP＋2.0-3.0%180高效封堵降滤失剂＋2.0-3.0%GFD-1＋1.0-2.0%CLG-220＋2.0-3.0%理想填充剂＋2.0-3.0%隔离膜＋5.0%白油＋2.0%乳化剂（LHR-1）＋3.0%DYRH－3＋3.0%防卡降阻剂＋0.1%ABSN+重晶石3.4钻井液材料消耗见表3

表3三开钻井液材料消耗表

名称NaOH纯碱FA－367SMP-Ⅱ增粘剂固体润滑剂乳化剂KH-931胺盐消泡剂HA树脂KFT单封XC超细碳酸钙无毒消泡剂030润滑剂前置液（甲方）数量（t）8.9752.921.0525.1512.515.410.350.31.6841.24.553.555.516.51040名称膨润土180高效封堵降滤失剂隔离膜高温防塌封堵剂理想填充剂白油重晶石无毒润滑剂褐煤树脂SF-260聚合酸PAC复合堵漏剂超低渗透剂PAM二甲基硅油220高效封堵降滤失剂数量（t）37.7522.42022.0518.8518376.5387461.14.254.7751.91.49注：此统计为12月6日前使用的材料和。

4储备钻井液

二开储备密度为1.50g/cm3钻井液320m3；三开储备密度为1.50g/cm3钻井液150m3；密度为1.26g/cm3钻井液260m3。三开储备钻井液按三开钻井液配方配制。八分段钻井液维护、处理情况1一开井段

配制和转化：

该井段使用聚合物钻井液体系。用钻导管膨润土钻井液钻穿阻流板和水泥塞后稀释清砂，加入适量纯碱处理，配制2-4%的预水化膨润土浆，然后加入0.5%胺盐搅拌，再加入0.1-0.2%FA-367，充分混合均匀，用胺盐调整后粘度50～80s钻进。

维护与处理：

注意补充土粉，保持含量4-5%，增强其携屑造壁性。

随着井深增加，及时加入胺盐、无毒稀释剂调节流变性，改善钻井液失水造壁性。钻完进尺后，通井前充分循环清砂，在30方可泵入泥浆中加入土粉粘度提高到100s，实现电测、下套管顺利。2二开井段

配制和转化：

该井段使用聚合物有机硅钻井液体系。在一开钻井液钻完阻流板和水泥塞后加入适量纯碱、FCLS预处理，加水稀释并用离心机降低膨润土含量2-3%，加入0.4-0.6%FA－367、有机硅降粘剂Ⅲ、有机硅降粘剂Ⅳ各1t，HA树脂和SAS各2t，充分循环后改型为聚合物有机硅钻井液体系。调整后粘度40～45s钻进。

维护与处理：

根据进尺变化，FA-367（或大钾）按1-1.5kg/m补充，增强钻井液抑制性和调整流型，控制地层泥岩水化分散。

每钻进100-150m处理一次，加入0.2tFA-367（或大钾）、有机硅降粘剂Ⅲ、有机硅降粘剂Ⅳ各1t，HA树脂和SAS各1t，以改善流型，增强抑制性，控制失水。

当摩阻增大时，加入固体润滑剂等提高润滑性，以防卡钻。

进入姚家组二、青山组三段压力系数低的漏层前处理好钻井液，开始加入1-1.5%超低渗透剂、1-1.5%单项压力封闭剂等堵漏材料预防井漏。

钻进过程中用好震动筛、除砂器清除钻屑，离心机清除劣质土，控制钻井液较低含砂量。不断补充重晶石维持密度，满足一次井控要求，易漏地层停用离心机，改用40目筛布，穿过漏层后更换细目数筛布。

井深超过201*m后开始使用SMP、KH-931、KFT。同时，定期搞好短起下钻，破坏并清除浮泥饼，以保证井眼通畅。

井深超过3227m后发生渗漏，采取加超低渗透剂、单项压力封闭剂和超细碳酸钙等堵漏材料配制堵漏泥浆打入后循环，解决了问题。

中完前调整钻井液性能，补充相关处理剂；加入固体润滑剂1t、SAS0.5t打封闭。实现电测和下套管施工顺利。

这里需要说明一下，由于钻具和套管质量问题，导致在井深3173m时起钻钻具落井后套铣、划眼、卡钻和割套管重新下入但遇阻后井塌划眼，大大延长了钻井周期和完井周期，造成钻井液体系破坏而使用了各种不同的处理剂而维护性能，投入明显增大。

3三开井段

配制和转化：

该井段使用聚合物硅氟钻井液体系。三开前要彻底清理钻井液循环罐，按三开钻井液配方重新配制优质水基欠平衡钻井液。钻井液性能为密度1.11g/cm3，FV50-60s、FL3.8ml时钻进。

维护与处理：

钻进过程中，地面钻井液量减少到能倒空四号罐时，按配方配制补充，在补充新浆时，确保钻井液中SMP、180高效封堵降滤失剂和GFD-1(高温防塌封堵剂)的含量，以利于防塌、防卡和保护产层。用SF-260，进行日常维护和处理。

定向时在钻井液中混入白油和润滑剂DYRH－3，加入相应量的乳化剂，提高钻井液的润滑性，保证定向和水平段施工安全。水平井段钻进中，用好固控设备，及时清除钻井液中的有害固相。保持体系良好的稳定性。

用消泡剂等去除钻井液中的气泡，控制密度，防止井涌发生。用KFT、PAC等降滤失剂降低失水，改善泥饼质量，以保护油气层不受损害。

及时补充润滑材料，并保持7-8%的含油量。保证1分钟摩阻系数＜0.07、10分钟摩阻系数＜0.13。

加强油气层保护,钻遇储层后要及时补充储层保护材料，使体系中保持3～4%的含量，保护好储层。

每次起钻前，打入密度1.26g/cm3的钻井液替换井眼内1.13-1.15g/cm3的泥浆，实现了一次井控。

在井深4516m时，由于欠平衡的旋转头坏，导致不能使用。于是甲方决定将密度调整到1.17-1.20g/cm3继续钻进，直至完钻。

坚持加入超低渗透剂、单项压力封闭剂等堵漏材料并保持0.5-1.0%含量以对付地层渗漏。完井前50m，调整好钻井液各项性能。循环清洗好井眼，保证井眼清洁。通井后打入甲方配制的前置液封闭裸眼段，实现下筛管和尾管顺利。九全井钻井液性能

见表4

表4全井钻井液性能

井深m1352955016007809001060125213631541167617921897199520432105217022102316239224882561264727262810290029803050312031853253331233553355342034843550362036903760ρ3g/cm1.121.121.121.121.131.151.151.161.161.181.211.231.231.231.231.231.241.241.251.251.251.251.251.251.261.261.271.271.281.281.281.281.281.111.111.141.141.151.151.15FVs46505045585646504746554746554040454453475665635865657063657068606650695949535052FLml6664.544.5444444.54.5443.8444.54.544.54.2444.242.62.43.83.833.22.62.62.82.2pH1099999991010999999.5910101010109.51010101010101010101010101010600/300151715161917191718201*151518202117162020216/38.59898.58.0898878.589.58.578.58.51512.511.511.51115.512.5151325.519.526.58.511.51311.58.51413.50.5670.5290.5330.5620.4470.4700.4200.5290.4440.40.3890.5670.5330.5280.4250.3330.50.5310.750.6250.5470.5470.4580.5540.5680.5550.6190.8790.780.9810.3690.3960.5910.3960.340.70.794固相/含油4333233322222222444444444441514142.5344445Gel墨竹10s、10min/555434443333333356777777977181716757.597.587212428222721292527232922292520

384039204000406041004180426043404420450045164580463046551.141.141.151.151.151.141.131.131.131.141.181.191.201.20514953596658576066646061696522.62.62.41.82.222.422.22.221.81.8101010101010101010101010101025292520252619221927243029309.511.58.515.521.522.516201*22182121240.380.3960.340.7750.860.8650.8420.9010.8420.8140.6660.70.7240.8444557767867777.5979111110101010101110

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