复杂结构井钻井完井液技术.ppt

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1、复杂结构井钻井完井液技术,甲基葡萄糖甙钻井液技术非渗透钻井液技术强抑制无固相完井液技术无固相抗高温钻井液技术深井盐膏层钻井液技术超高温钻井液技术气体泡沫钻井液技术,一、甲基葡萄糖甙钻井液技术,一种新型对环境无污染的油基钻井液替代体系可生物降解，无毒，保护环境钻井液体系配方简单、配制和维护容易具有强的页岩抑制性能优异的润滑性能良好的储层保护特性,一、甲基葡萄糖甙钻井液技术,目前已进行了70多口井的现场试验。郑斜41井试油射开沙一段1277.51297.4m，油层4层15.1m，求产获日产油13.2t。郑364井中途测试表皮系数为-2。郑369井中途测试表皮系数为0，日产原油21吨。,垦东油田馆陶

2、组已钻的KD101、KD102井试油产量只有20多吨，无法在海上形成产能。KD104、KD105井MEG试验：KD104井试油结果日油57t/d，KD105井试油结果日油46t/d，高出临井1倍。,一、甲基葡萄糖甙钻井液技术,二、非渗透钻井液技术,能封闭非均质的渗透性地层，包括微裂缝页岩地层；在一定程度上能提高地层的破裂压力；可加宽钻井液密度窗口；能用同一种钻井液钻进不同压力地层；能显著地减少井下复杂情况和油层伤害。,井 壁 稳 定,广谱型暂堵且易于清除,阻断压力及滤液传递途径,油 层 保 护,安全高效快速双保,二、非渗透钻井液技术,非渗透钻井液已在86口井上进行了现场应用，取得了较好的经济效

3、益和社会效益。下面介绍非渗透钻井液在几口典型井上的应用情况。,二、非渗透钻井液技术,现场使用记录应用最大井深7026m。应用最深温度240。应用最高密度2.35g/m3。应用水平井水平段最长328.38m。,二、非渗透钻井液技术,1 胜科1井实验研究,郝科1井在339.7 mm技术套管鞋以下位置（2660m）承压能力只有1.87g/cm3的当量泥浆密度，而钻遇盐膏层需1.901.95g/cm3的泥浆密度，全井共发生了17次井漏。,二、非渗透钻井液技术,1 胜科1井实验研究,通过钻井液中适当的固相粒子级配，提高钻井液的封堵裂缝能力，提高地层承压能力。加入软性粒子提高泥饼的不渗透性。加入非渗透处理

4、剂，进一步提高地层承压能力。钻井液密度最终达到了2.35g/cm3，压力系数提高0.40。地层承压能力提高12MPa。,二、非渗透钻井液技术,渤930井邻井渤古1井、渤古2井出现了严重的井壁坍塌，处理事故长达12个月，影响了井身质量，污染了油气层。本井三开采用非渗透钻井液，井眼平均扩大率10%，起下钻畅通、开泵顺利，返出钻井液性能稳定。本井三开钻进期间进行的两次电测及地层测试，每次都顺利到底。说明该钻井液具有很好井壁稳定能力。,2 渤930井,二、非渗透钻井液技术,上部地层为高压水层，密度1.18以上,而油层常压,易造成油层漏失，地层承压需提高0.2左右，地层承压能力提高2MPa；油层为沙湾组

5、砂岩油藏，岩性松散，成岩性差，水敏性强；孔隙度最大可接近40%，空气渗透率最大可达500010-3m2，属高孔高渗地层，易造成油层伤害。西域组、塔西河组泥砂岩互层可钻性好，砂岩发育易渗漏而引起井下事故。钻进时砂岩渗透性强，易吸附形成厚泥饼，影响安全施工。,3 车排子区块,二、非渗透钻井液技术,排214井采用非渗透钻井液，其井径扩大率为3.45；排210井使用低固相聚合物防塌钻井液，其井径扩大率为10.53%。排2-7日产油量25.28t，明显高于邻井排2-10井（日产量16.6t），证实非渗透钻井液具有优良的油层保护效果。排2-平41井新疆准格尔盆地春光油气田排2区块第一口水平井。定向点井深7

6、32m，完钻井深1462m，水平段长328.38m，最大井斜94.2。,3 车排子区块,二、非渗透钻井液技术,主要油层位于馆陶、沙河街组，胶结性差，疏松，易分散，水敏性较强。通过在草42213、草47211、草47213、草47215共4口井完井电测的曲线以及井径数据来看，试验井的井径曲线较为理想，较好地控制了井眼扩大率10%，达到了甲方的要求，保证了固井质量和后期的顺利开采，固井双界面合格。,4 非渗透钻井液在草4区块的应用,二、非渗透钻井液技术,5、永920井本井在钻进过程中由于纠斜、取芯等原因，二开钻井周期接近两个月。而在这两个月的时间内，钻井液比重一直控制在1.15g/cm3，并没有出

7、现起下钻不畅和井壁坍塌掉块等异常现象，电测时间长达7天，期间通井两次，均无异常显示。从电测井径曲线可以看出，1800m以下井径规则，扩大率10%。邻井未发现良好的油气显示，在该井发现了良好的油气显示，目前该井日产原油13m3/d。,二、非渗透钻井液技术,无固相完井液不含固相，靠增加无机盐、有机盐浓度来提高液体密度，因此不存在外来固相侵入储层的问题；液体中的盐改变了离子环境，减弱了粘土对水的吸附能力，即使这类液体进入储层，储层中的粘土颗粒也能保持稳定，不易水化膨胀和分散运移。,三、强抑制无固相完井液技术,CB26B-P1井-中国石化第一口鱼骨状分支水平井垦东34C支P2井-胜利油田第一口鱼骨状水

8、平分支井气井垦东34C支P1井 营451支P1井胜利油田第一口陆上鱼骨状水平分支井,三、强抑制无固相完井液技术,CB26B-P1井设计一个主井眼和四分支井眼。完井液配制情况：按配方配制完成后经过4小时的水化溶解，测试完井液性能：密度 1.11g/cm3、粘度 166s。共配制完井液200m3。每次分支井眼和主井眼打完后替入完井液，以封分支井眼和主井眼。,三、强抑制无固相完井液技术,埕北26B支P1井投产初期采用5mm油嘴生产，油压兆帕，生产稳定，日产油达100t，为周围油井的3.3倍，目前产量维持在95t左右，效果十分理想，达到了预期目标。垦东34C支P2井是一口气井，试抽期间日产气高达18万

9、立方米左右，目前正准备投产作业。垦东34C支P1井试抽期间日产油达96t，为周围油井的3.3倍，目前正在进行投产作业。营451支P1井胜利油田第一口陆上鱼骨状水平分支井，现日产油45t。,三、强抑制无固相完井液技术,对于潜山油藏、碳酸盐岩储层，固相颗粒是其主要的损害因素，该类储层一般埋藏较深，地层温度较高（一般在150左右），有些甚至超过200；随着勘探和开发难度的加大，低压、高温地层越来越多，研究发现，在钻井过程中保护该类储藏最好的钻井液为无固相钻井液体系。无固相抗高温钻井液先后在CB30区块、富台油田、渤南油田渤深6块以及王家岗油田等多口井进行了现场应用，取得了良好的效果。,四、无固相抗高

10、温钻井液技术,对于潜山油藏、碳酸盐岩储层，固相颗粒是其主要的损害因素，该类储层一般埋藏较深，地层温度较高（一般在150左右），有些甚至超过200；随着勘探和开发难度的加大，低压、高温地层越来越多，研究发现，在钻井过程中保护该类储藏最好的钻井液为无固相钻井液体系。无固相抗高温钻井液先后在CB30区块、富台油田、渤南油田渤深6块以及王家岗油田等多口井进行了现场应用，取得了良好的效果。,四、无固相抗高温钻井液技术,CB30A-1井完钻井深4303.88m。该井四开使用无固相抗高温钻井液，满足了复杂情况下钻井液应有的抗高温、润滑、稳定作用。在发生井漏情况下，强行钻进并顺利完钻。现场应用表明：电测显示该

11、区块地层温度梯度为3.8/100m，在井底温度170左右，抗高温无固相钻井液能发挥出较好的抗高温稳定性，钻井液粘度保持在45s以上，塑性粘度在20mPas左右，屈服值为4Pa，钻井液失水控制8 mL以下。该性能保证了钻井液具有良好的流变性，起下钻情况下，井眼畅通无阻，满足了复杂情况下对钻井液的要求。该井完钻后于2003年2月进行了试油，古生界3819.28-4303.88m井段，10mm油嘴，油压8.5Mpa,折算日产液240t，日产油236.8t,日产气9800m3，含水1.3；8mm油嘴，油压10.5Mpa,折算日产液189t，日产油186.5t,日产气7400m3，含水1.3。,四、无固

12、相抗高温钻井液技术,渤深6-1井于2003年6月16日四开，当密度由1.13g/cm3降至1.05g/cm3，井深在4300米时出现井涌，并伴有10分钟左右的井喷，火柱达15米高，油气显示明显。关闭封井器后，使用1.28g/cm3的复合盐水压井。恢复循环后，用1.18g/cm3的复合盐水钻井液替出压井液进行钻进，逐渐降低钻井液密度，密度降至1.08g/cm3，钻进过程中不时伴有少量井涌，钻至井深4444米完钻，完钻时钻井液密度1.08g/cm3。2003年7月底，该井开始投入生产，自喷原油600多吨/天，气6万方/天。而使用有粘土相的水基钻井液，同样采用先进的欠平衡钻井技术钻井的相邻井渤601

13、井，每天靠泵抽油，只得到每天抽油100方的产量。充分显示出无固相抗高温复合盐水钻井液的油气层保护效果。,四、无固相抗高温钻井液技术,王古1井是胜利油田在王家岗油田为探测深部奥陶系灰岩地层含油气情况部署的一口重点探井。完钻井深4192米，井底温度162。该井在3423米时，使用无固相复合盐水钻井液进行钻进，密度为1.08 g/cm3。在34383440米试油显示全烃0.0637.9%，甲烷0.0614.38%，该井在钻至井深3444.5m后，中途测试日产油467m3，天然气3504m3。采用无固相抗高温钻井液体系配合欠平衡充氮气钻井新技术。通过合理地控制气液比，有效地降低了钻井液的循环当量密度，

14、既满足了岩屑等地质资料的录取工作，又较好解决了长达770多米漏失井段的严重漏失问题，真正体现了“压而不死，活而不喷”，有效地保护了油气层。,四、无固相抗高温钻井液技术,CB6D-P3井为胜利油田在渤海海域埕北6D区块上的水平段采用海水无固相钻井液的第一口水平井完钻井深为2896m，水平段长335m。采用海水无固相钻井液体系钻开储层。海水无固相钻井液体系具有抗温、抗盐、稳定性好等特点，满足了携岩要求，保持了井眼清洁,具有较好的润滑性能，起下钻顺利畅通。,四、无固相抗高温钻井液技术,抗高温多聚磺化复合盐水非渗透钻井液体系及现场处理工艺技术。体系流变性控制技术防塌抑制能力技术劣质固相控制技术高价离子

15、控制技术高密度条件下的防漏堵漏技术,五、深井盐膏层钻井液技术,盐膏层和软泥岩蠕变规律技术。地层承压堵漏技术。钻井液密度最高达2.30g/cm3为东部地区最高密度。钻具套管防腐技术。,五、深井盐膏层钻井液技术,超高温钻井液技术是一种适于极高温度(260)条件下工作的水基钻井液。具有好的抗污染性。具有好的抗热稳定性。目前已在胜科1井等多口井上进行了应用。,六、超高温钻井液技术,钻井液体系优化技术钻井液维护处理技术钻井液高温稳定技术钻井液井壁稳定技术钻井液性能监控技术钻井液应急处理技术,六、超高温钻井液技术,空气泡沫钻井液是一种气体型钻井流体，在保护油气层、防止地层漏失和提高机械钻速等方面具有独特优

16、势，是气体钻井解决地层出水问题，大幅度提高机械钻速的有效补充，为目前的加快川东北勘探开发步伐提供了有效的钻探手段。胜利钻井院经过项目组潜心攻关，科学探索，在空气泡沫钻井液研究方面取得了可喜的进步，分别在分1井、大湾101井和东岳1井进行了成功试验。,七、气体泡沫流体技术,在川东北分1井103m938.5m井段首次使用空气泡沫钻井，较好地解决了地层出水问题及出水后上部沙泥岩地层的井壁稳定问题，保证了分1井顺利钻至938.50m未出现井塌等复杂情况，同时也保证了泡沫钻井顺利地转化为常规钻井液。,七、气体泡沫流体技术,分1井是中石化利用拥有自主知识产权的空气泡沫钻井液技术在川东北地区的首次成功实施，

17、创出了川东北地区一开大井眼施工井段最长835.5m新纪录。创出了川东北地区大井眼空气泡沫钻井平均机械钻速4.48m/h新纪录。创出了川东北地区311m泥岩井段（429-840m）平均钻速达5.83m/h新纪录。,七、气体泡沫流体技术,大湾101井在556m1057m进行了气体泡沫钻井，做到了起下钻畅通，测斜顺利，机械钻速较同条件下常规钻井液明显提高。泡沫钻井自井深555.37米钻至井深1057.53m纯钻时189.5h，机械钻速为2.65m/h。大湾101井是钻穿地层最多且井深最深的井。,七、气体泡沫流体技术,东岳1井：该井一开用空气钻井钻至井深392m后因地层出水严重，约15m3/h左右，井

18、口无岩屑返出，开始转为充气泡沫钻井液钻进。该地层为上沙溪庙组，本井段属陆相地层，其地层特点是砂泥岩软硬交错变化大，泥岩或砂泥岩易水化剥蚀掉块、易塌。砂岩石英含量高，且胶结致密、硬度大、研磨性强，地层可钻性差。从392m到1208m井段泡沫钻进总进尺816m，纯钻时108h，平均机械钻速7.5m/h，平均机械钻速再创新高。,七、气体泡沫流体技术,长水平段水平井钻井液技术,国内外技术现状室内研究工程概况钻井液分段施工情况施工难点及对策认识与建议,国内外技术现状,大位移井开始于二十年代。80年代以来得到迅速发展。水平位移超万米大位移井：BD-04A，水平位移11048mM-11井，水平位移10114

19、mCN-1井，水平位移10585mM-16井，水平位移10728m,国内外技术现状,世界上大位移井钻井作业中多数采用的是油基钻井液和合成基钻井液,国内外技术现状,BD-04A 井（卡塔尔）最深井(12292 m)、最长位移(11048 m)、最大位垂比10.48。升级钻杆为高扭矩接头，使得顶驱运用至最大能力。采用底部外径小的钻杆的锥形的钻柱设计，减少摩擦。采用旋转导向系统，井眼轨迹平滑，提高大位移井的极限。采用不伤害油层的低固相不分散水基钻井液体系，体系中使用润滑剂，减少钻井扭矩和粘滑，期间多次使用高粘度清扫液来提高井眼的清洁度。,国内外技术现状,最大位移井：南海东部西江24-3-A14井，垂

20、深2985m，水平位移8062.7m，位垂比2.7，使用油基钻井液。位垂比最大井：南海东部海域流花11-1油田B3ERW4井，最大水平位移5634.07 m，位垂比达到4.58，使用水基钻井液。胜利油田：金平1井，完钻垂深为592.90m，井底水平位移1636.49m，位垂比为2.803，是目前胜利油田位垂比最大的一口大位移水平井，使用水基钻井液。,国内外技术现状,大港油田庄海8Nm-H3，斜深4729 m，垂深1072 m，最大水平位移4196，位垂比为3.93。应用了剖面设计与管柱力，学、摩阻扭矩分析技术、高效能钻头、强抑制性优质水基钻井液体系、旋转导向钻井系统、随钻测量系统、漂浮下套管技

21、术 施工中，利用倒划眼起钻确保井眼光滑；适当加入润滑剂和塑料微球，优化扶正器型号、数量和位置，以降低摩擦阻力；采用复合套管组合提高下入载荷；下套管自动灌浆装置，选用进口快卸护丝提高时效；下压套管技术增加下入载荷；计算机模拟漂浮下套管技术。,国内外技术现状室内研究工程概况钻井液分段施工情况施工难点及对策认识与建议,高平1井难点 水平段长，岩屑携带困难 中生界地层由砂岩和粘土矿物组成，地层松软、易造浆，极易水化分散 摩阻大，润滑剂选型困难 地层松软，频繁起下钻，容易拉出键槽,邻井钻井液使用情况,室内实验-高性能清洁钻井液,1、BH-1润滑剂的研制及性能评价 润滑剂BH-1具有以下特点：有利于在金属

22、表面、岩石表面形成油膜，有效降低钻具与井壁、钻具与钻井液之间的摩阻；在高固相情况下仍具有良好的润滑效果、加量在3%的情况下润滑系数可达到0.12以下。已在河坝1-1D高密度大斜度（2.30g/cm3,67.8）井上得到使用，效果明显，接近国外最好的润滑剂性能；与钻井液配伍性好，不提粘、提切；相同条件下较其它常用润滑剂润滑效果好，且用量少。,BH-1加量对基浆性能的影响,随着润滑剂加量的增大，润滑系数、粘附系数明显降低，API滤失量略有减小，粘度、切力变化不大,室内实验-高性能清洁钻井液,BH-1与其它润滑剂的对比,室内实验-高性能清洁钻井液,同等条件下，BH-1润滑剂起润滑系数降低率和粘附系数

23、降低率相对最低。,2、抑制剂的优选,室内实验-高性能清洁钻井液,优选出高效胺基抑制剂，随着胺基抑制剂的加入，钻井液的塑性粘度、表观粘度升高，相对膨胀率降低，粒度中值增大，有利于提高钻井的抑制分散能力。,室内实验,3、高性能清洁钻井液配方 现场土浆+0.3%PAM+1.5%KFT+1%SMP-1+0.5%SF-1+1.0%胺基抑制剂+2%BH-1+4%BM-1 基本性能测定,体系润滑性与其它体系对比,室内实验-高性能清洁钻井液,高效清洁钻井液具有良好的润滑性能，其润滑系数率略低于油基钻井液体系的润滑系数，能满足现场钻井要求。,室内实验-高性能清洁钻井液,体系抑制性与其它体系对比,该钻井液体系具有

24、较好的页岩抑制性能，有利于抑制地层造浆。,体系抗土污染性能,室内实验-高性能清洁钻井液,随着钻井液中膨润土加量的增大，表观粘度、塑性粘度略有增加，API滤失量减小，在侵入土含量3%时对该体系性能影响不大；超过3%后，随其含量增加粘度上升明显。,备选方案,本井水平位移长，摩阻大，要求钻井液具有良好的润滑、抑制、防塌、携岩性能密度低，对于压力系数0.89的三开地层有利于近平衡钻进，保护产层从钻井安全的角度看，减少井下复杂情况 矿物油基钻井液方案,室内实验,两种钻井液体系特点对比,室内实验-矿物油基钻井液,矿物油基钻井液体系基本配方：矿物油+4%增稠剂+2.5%乳化剂+1.5%油溶性高分子+2%油溶

25、纳米降滤失剂+2%润湿剂+加重剂基本性能：,劣质土含量对矿物油基钻井液体系性能的影响,钻井液中土加量的加大，表观粘度、塑性粘度略有增加，API滤失量略有减小，切力升高不大，该体系抗土污染性能好。,室内实验-矿物油基钻井液,水加量对矿物油基钻井液体系性能的影响,随着钻井液中水加量的增大，表观粘度、塑性粘度、动切力增加，切力略升高，API滤失量减小。,室内实验-矿物油基钻井液,国内外技术现状室内研究工程概况钻井液分段施工情况施工难点及对策认识与建议,工程概况,高平1井位于济阳坳陷东营凹陷高青平南断裂带上升盘高平1块较高部位，是胜利油田2009年所布的一口重点预探井，该井为浅层大位移超长水平段水平预

26、探井，该井自2009年11月29日一开至2010年3月15日完钻，历时108天，采用水基高效清洁钻井液体系，最终钻至4535m。,创国内陆上水平钻井三项指标：技术套管下深水平段最长记录：1074.15米。全井水平段最长记录：3462.07米。全井位垂比最大记录：4.02,工程概况,一开：钻头尺寸（mm）:444.5所钻井深（m）:408套管尺寸（mm）:339.7套管下深（m）:406.1水泥封固段（m）:0408,二开：钻头尺寸（mm）:311所钻井深（m）:1812.7套管尺寸（mm）:244.5套管下深（m）:1795.77,三开：钻头尺寸（mm）:215.9所钻井深（m）:4535.0

27、,3814.32m,948.87m,3462.07m,1074.15m,工程概况-组织管理,油田首席高级专家、钻井院院长韩来聚多次听取施工汇报并亲临指导,油化所所长何兴贵同志每天组织在家所领导及各室主任对高平1井施工处理情况及可能的问题进行讨论,国内外技术现状室内研究工程概况钻井液分段施工情况施工难点及对策认识与建议,钻井液分段施工情况,一开井段,钻遇地层：平原组。钻井液技术措施：一开采用混浆开钻。,钻完一开井深，充分循环洗井，起钻前加入0.1%的LV-CMC增粘剂提高钻井液粘切，使钻井液粘度维持在45s以上，保证了表层套管顺利下入井底。,性能 密度：1.051.08 g/cm3，漏斗粘度：4

28、050s,二开井段,钻井液分段施工情况,钻遇地层：平原组、明化镇、馆陶组、中生界钻井液技术措施：钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑、润滑为主，确保安全钻进为目的。,二开井段,技术难点：地层成岩性差，泥岩较软且砂层发育，易缩径，易粘卡 井眼大，岩屑携带困难，容易形成岩屑床,采用高效清洁钻井液体系二开上部井段采用不同分子量聚合物合理搭配，保持高效抑制剂的有效含量高效使用四级固控设备，振动筛采用120到180目筛布。钻井液保持低粘、低切，保持钻井液低失水及优质的泥饼、提高钻井液的护胶、造壁能力，并配合各种润滑剂降低摩阻。,钻井液分段施工情况,三开井段,钻遇地层：中生界（青山组、王氏组）钻井液技术措施

29、：该段是水平段，要求钻井液具有良好的抑制、润滑、防塌、携岩能力。,根据定向和滑动钻进摩阻情况分析，有针对性地调整钻井液性能,三开井段钻井液摩阻控制主要措施：,适时加入固体润滑剂石墨粉以减少管内摩阻补充白油润滑剂及各种分子量聚合物在钻井液中的有效含量,以铵盐、磺化酚醛树脂提高钻井液的护胶、造壁能力以BM-1润滑剂、高效润滑剂BH-1、特定乳化剂提高钻井液的润滑性以聚胺、天然高分子、胺基聚醇及铵盐保持钻井液整体抑制性，有效清除劣质固相、适当密度平衡地层流体侵入来保持钻井液的稳定性,三开井段钻井液具体施工措施,调节不同分子量的聚合物在钻井液中的合理加量以提高钻井液的整体抑制性和稳定性,配合固控设备将

30、钻井液固相控制在10%左右,通过预水化膨润土浆、铵盐、硅氟稀释剂、GHM、磺化酚醛树脂、XC等处理剂的合理使用，调整钻井液性能参数，保证钻井液的胶体稳定性及防塌、造壁能力,在保证钻井液具有低失水、高质量泥饼的同时，通过高效润滑剂BH-1与BM-1的协同作用以降低钻井液的润滑系数，保证钻井液的润滑性。,保持现场固控设备全效运转，配合工程的短起下、通井等措施破坏岩屑床、键槽等井眼不利因素，有效降低摩阻、扭矩,国内外技术现状室内研究工程概况钻井液分段施工情况施工难点及对策认识与建议,施工难点及对策,轨迹设计对钻井液的要求,高平1井井眼轨迹示意图,由于施工时间长、频繁起下钻的因素，有明显的键槽存在。,

31、钻井液处理-保持较低的粘度、适当的动塑比和切力，提高钻井液的冲刷和携带能力，工程上-采取了加键槽破坏器划眼通井的措施，在二开后期和三开期间有效地避免了起下不畅的现象。,携岩和流变性控制,在水平井钻进期间，钻遇地层本身的性质决定了钻屑本身就很微细，大部分钻屑在微米级。对离心机分离物进行固相含量分析：在钻井液固相含量12%的情况下，分离物的固相含量也仅有15%左右，可见，大部分钻屑进入了钻井液，对钻井液的流变性控制造成了严重的影响。,漏斗粘度、塑性粘度及动切力随井深的变化曲线,携岩和流变性控制,初终切及中压失水随井深的变化曲线,固相含量随井深的变化,钻井液体系选用了高效清洁钻井液。PAM聚合物、天

32、然高分子絮凝剂胺基聚醇、胺基抑制剂硅氟降粘剂、复合铵盐调节流型适时混入预水化膨润土浆,井壁稳定,钻井液中坂含的变化曲线,本井施工时间长，水平段一直在中生界欠压实松软地层，且有大段的泥岩存在。由于最大垂深仅有949m，因此井温较低，大部分防塌处理剂难以发挥作用。,为了保证井壁稳定，主要采取了三方面的措施：提高钻井液的抑制性，使用新型高效胺基抑制剂，配合大中小型聚合物，大大提高了体系的整体抑制性。以复合铵盐、KFT等控制钻井液达到适度分散的效果，提高泥饼质量，降低失水保证了井壁的稳定。适度的膨润土含量和合适的粒度级配，以快速形成致密有韧性的泥饼。,润滑性及摩阻扭矩,钻井液中含油量及粘附系数随井深变

33、化曲线,影响摩阻扭矩的因素：井眼的清洁状况；泥饼的本身的润滑能力；井眼轨迹对摩阻扭矩的影响；钻头及加压方式对摩阻扭矩的影响。,润滑性及摩阻扭矩,摩阻、扭矩随井深的变化曲线,工程和钻井液措施：钻井液保持合适的流变参数，配合工程措施，最大限度破坏岩屑床，保持井眼的清洁。以足够的润滑剂加量保证形成的泥饼的润滑性。定向钻进后立刻划眼以平滑轨迹，在摩阻扭矩较大井段，在起下钻时专门进行划眼措施。在保证井下安全的前提下，采用PDC钻头，通过降低摩阻和适合的流变性，保证钻压有效传递到钻头。,套管的下入,技术措施：1、通井充分清洁井眼。2、调整钻井液性能使其具有良好的流变性和悬浮能力。3、增大液体润滑剂的含量，

34、并在水平段1200m至1800m相对较硬的地层加入2%的塑料球封井。,结果：在下入技套时，自A点至井底，摩阻每百米仅有1吨左右的增量，保证了套管的顺利下入。,钻具的下入,本井的位垂比大，钻具的加压需要靠加重钻杆和钻铤来实现，因此普通钻杆的下入深度就成了实现水平段延伸能力的关键。以复合液体润滑剂，光钻杆可以下至2000m左右，后期配合石墨粉、二硫化钼等固体润滑剂，光钻杆滑动下入最深达到了2540m，配合顶驱旋转及部分井段开泵划眼，保证了钻具下入实现钻进。,汇报内容,国内外技术现状室内研究工程概况钻井液分段施工情况施工难点及对策认识与建议,认识,1、利用目前成熟的水基钻井液技术，完全可以保证大位移

35、水平井的顺利施工。通过不断积累经验，必要时优选或研制更高性能的专用处理剂，逐步达到钻井液各项参数的合理，水基钻井液在保证更大位移和位垂比的水平井、大位移井顺利施工方面尚有很大潜力。2、在长水平段井施工中，地质、工程、钻井液等是精密配合运转的，任何一个环节的问题都可能造成施工的不顺利。具体到钻井液施工环节，需要综合平衡钻井液各项参数，并根据实钻情况迅速调整，进一步做到精细化、科学化施工，注重每个施工细节的优化，如此方能保证施工的连续和顺利。3、各专业的技术是互相联系、互相影响的。比如钻井液性能的良好控制可以为工程技术措施的实施提供更大的空间，同样，必要的工程技术措施也可以为钻井液的处理提供更多的

36、余地。4、必要的组织支撑和技术支撑是本井成功的关键。自上而下高效的组织机构、参战单位现场和室内的配合沟通以及各单位之间的紧密团结是各项施工措施顺利贯彻实施的保证。,建议,1、轨迹设计综合考虑工程施工和钻井液性能调整的难度，以对全井施工综合最佳为原则。2、针对勘探开发的实际，做好钻井液的技术储备工作，研发更有利于长水平段施工的专用处理剂，以应对今后施工中可能遇到的新问题。3、开发配备必要的工具和设备，以解决施工中发现的问题。如：长水平段施工中，短起下作业频繁，目前短起下作业必须采用重浆压钻杆防喷溅的措施，一方面增加了准备时间，一方面对钻井液性能影响较大。如能采用起钻防喷溅装置，就能简单地解决这一问题。4、施工中的各项措施有必要进一步优化，如：短起下的时机以及方式还应该借鉴本井的实钻情况以及国内外的经验有必要进一步优化。5、从本井来看，长水平段施工对固控设备的要求超过预想，因此，建议在目前配备的基础上，加强固控设备的处理量，尤其是更细目的振动筛布和更大处理量的离心机以保证长时间高负荷运转。,