葡6井钻井液技术措施.docx

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葡6井钻井液技术措施

ZJG/GZ9B001

2003-11

葡6井钻井液技术措施

（预防）

分发号：

吐哈泥浆技术服务公司

2003年4月

编写人：

张金山

审批人意见：

————签字日期————

批准人意见：

————签字日期———

1、钻井工程基本数据……………………………………………4

2、目的、范围和职责……………………………………………4

3、地质分层及岩性………………………………………………4

4、邻井复杂情况调研……………………………………………4

5、钻井液技术难点和施工重点…………………………………4

6、分段钻井液维护处理…………………………………………4

7、固控保证措施…………………………………………………6

8、油气层保护设计………………………………………………6

9、复杂预防及处理措施…………………………………………7

10、环境保护措施…………………………………………………9

11、现场管理措施………………………………………………9

12、钻井液材料用量及成本预算………………………………10

13、几点说明……………………………………………………10

14、效果验证……………………………………………………10

葡6井钻井液技术措施

1.钻井工程基本数据

葡6井设计井深2700m，是一口滚动探井；它属于葡萄沟5号构造，目的层是Esh、K、J2q和J2s；

该井设计取芯20m，井身结构为444.5mm钻头*400m+216mm钻头*2700m，339.7mm套管*400m+139.7mm套管*2700m。

2.目的、范围和责任：

为保证葡6井安全、快速钻进，取全取准地质资料，杜绝井下复杂与事故，确保该井设计的贯彻落实，最大限度保护储层和提高钻井效益，制定该井技术措施。

本措施适用于葡6井正常状态下的各施工工序。

泥浆技术服务公司负责修订泥浆措施，并监督现场执行；钻井队遵照本措施进行现场泥浆施工。

3．地质分层及岩性

葡6井设计地质分层数据表

分层

底界（M）

厚度（M）

岩性

Ｑ

90

90

杂色砾石层

N2P

950

860

杂色砾岩与棕黄色泥岩互层

N1t

1380

430

上部为棕红色泥岩，下部为石膏与紫红色互层

Esh

1868

488

上部紫红色泥岩中夹有石膏，下部为棕红、紫红色，夹有灰绿色粉、细砂岩。

K

2160

292

上部紫红色、灰绿色泥岩，中部为紫红色泥质粉砂岩、细砂岩，下部为暗紫色泥岩夹杂色砂砾岩。

J3q

2338

178

紫红色、棕红色泥岩夹有极薄的灰绿色细砂岩。

J2q

2490

152

上部为浅灰、深灰色泥岩，下部是浅灰色中砂岩、砂砾岩与灰色泥岩交互层。

J2s

2700

210

上部为灰色泥岩和细砂岩互层，下部是杂色泥岩与灰色中、细砂岩互层。

4.邻井复杂情况调研

井号

层位

井段

比重范围

复杂类型

复杂原因

葡1井

N1t-K

1566-1828

1.03-1.30

划眼

大段泥岩缩径

葡2井

J3q-J2q

2245-2843

1.04-1.27

划眼

井内负压差导致井塌

神北1

N1t-J2s

大段多次

1.09-1.34

划眼

泥岩缩径、井塌

神北5

N1t-J2s

大段多次

1.05-1.29

划眼

泥浆性能差，虚泥饼过厚

5.钻井液技术难点和施工重点

5.1钻井液技术难点

5.1.1砾石段长，胶结疏松，易塌易漏。

5.1.2Esh、K层富含盐膏，泥浆性能波动大，膏质泥岩缩径及盐溶造成井径不规则，起下钻遇阻遇卡。

5.1.3齐古组、七克台及三间房交界面地层破碎，容易造成井塌划眼和井漏。

5.2钻井液施工重点

井段

钻井液

地层

钻井液施工重点

一开

高坂土

Q～N2p

按要求配足高坂土浆，做好性能维护，防止井漏。

二开

抗盐

聚合物

钻井完井液

N2p

该地区第三系含盐膏层，用加有大分子、护胶剂的强抑制性抗盐泥浆解决盐膏层缩径防止粘卡，并减少泥浆污染；保持良好流变性配合工程提高钻速；控制合适的比重防止k层坍塌；进入J2q前按设计配方和井深加入磺化处理剂和油保材料，把泥浆改造成完井液。

N1t

Esh

K

J2s

做好取芯、中完、完井电测和固井泥浆处理工作，防止漏失、井塌。

6.分段钻井液维护处理

6.1一开井段（0-400m）：

普通坂土浆

6.1.1钻井液体系

井段，m

0～400

地层

Q～N2p

钻井液体系

普通坂土浆

钻井液基本配方

200m3清水+10%-12%土粉+重晶石

6.1.2钻井液性能指标

项目

Q～N2p

项目

指标

密度，g/cm3

1.05～1.15

塑性粘度，mPa·s

漏斗粘度，s

80～100

动切力，Pa

泥饼，mm

≤1.5

固相含量，%

6.1.3维护处理要点

6.1.3.1用土粉配制200m3高坂土浆，如无砾石层，性能控制在密度1.12g/cm3以上、粘度80s左右。

6.1.3.2钻进中用清水、烧碱（NaOH）水控制粘度。

若砾石较大，携带困难，须加土

粉提粘或加重晶石提高比重满足携砂的需要。

6.1.3.3若井下出现轻微的漏失，泥浆中加入1%-2%的单封加强泥浆的封堵能力，漏失严重时，配堵漏浆静止堵漏或往地层中打水泥。

6.1.3.4钻完表层井深，为了确保下套管一次到底必须通井，起钻前至少循环两周。

下套管时，按要求灌好泥浆，下完套管后，循环两周泥浆，确保环空清洁，调整好泥浆粘切至固井要求，确保固井顺利施工。

6.2二开井段（300-2700m）：

抗盐聚合物钻井完井液

6.2.1钻井液体系

井段，m

400～2200

地层

N2p～N1t～Esh～K～J3q～J2q～J2s

钻井液体系

抗盐聚合物钻井完井液

基本配方

4%坂土浆+铁矿粉+Na2CO3+0.2%K-PAM+0.2%CMP-1+0.4%NaPAN+0.3%LV-CMC+0.2%JT-888（PAC）+3%QCX-2+0.5%单封+2%FT-1+1.5%PSC+2%SPNH

井眼尺寸，mm

216

钻井液储备量，m3

80（密度>1.50g/cm3）

6.2.2钻井液性能指标

项目

N2p～N1t～Esh～K

J2q～J2s

其它

密度，g/cm3

1.10～1.20

1.20～1.25

1.05～1.16～1.25

漏斗粘度，s

30～50

35～50

25～30～35

API滤失量，ml

8～5

≤5

8～6～5

泥饼，mm

≤0.5

≤0.5

≤0.5

静切力（10s/10min），Pa/Pa

1～2/2～5

2～5/5～10

0.5～1/1～3

含砂量，%

≤0.3

≤0.3

≤0.3

塑性粘度，mPa·s

8～15

12～25

12～15

动切力，Pa

5～8

8～12

5～7

PH值

8～8.5

8～8.5

7.5～8.5

固相含量，%

8-12

8-10

5～8～10

坂土含量（MBT），g/l

50～60

45～70

45～60

6.2.3维护处理要点

6.2.3.1二开前24小时内按配方浓度配制80～100m30.3%K-PAM、0.2%CMP-1、0.4%NaPAN、0.3%LV-CMC和0.2%JT-888低固相液，并保证水解时间在12小时以上。

6.2.3.2钻完水泥塞并确保二开钻完含砾、含砂夹层后，放掉水泥侵泥浆，替入低固相高分子胶液转化为抗盐聚合物泥浆。

6.2.3.3正常维护配每池10kg、每百米100公斤以上高分子胶液（CMP-1和KPAM）提供抑制性，保证泥浆性能稳定；进入K层前加入1.5%FT-1进一步降低泥浆的失水和防塌。

6.2.3.42300m以前0.3%K-PAM和0.2%CMP-1来保证泥浆的抑制性，以0.4%NaPAN、0.3%Lv-CMC、0.2%JT-888（PAC）配合Na2CO3碱液控制失水，工程上必须200-300m短拉一次，防止盐膏层段水化膨胀引起缩径。

6.2.3.52300m左右为钻井液质量控制点，取样分析性能，根据需要可以再补充低固相液，进一步提高体系抑制性。

6.2.3.6钻至齐古组底部，使用大分子胶液冲降固相和坂含，并加足护胶剂，控制API失水在4ml以下、粘度35s以下。

6.2.3.7钻至油层前100米按设计要求一次性加入6吨QCX和1吨单封，并高浓度加入无荧光沥青和SPNH分别达到1.5%含量，使用PSC碱液调整性能达到设计要求，改造钻井液成为有利于发现和保护油气层的钻井完井液。

6.2.3.8正常钻进时配每药品池12㎏超大分子CJ-2000胶液提供抑制性，使用NaPAN（或KPAN）、CMC、SPNH进一步控制API失水、HTHP失水，分两次加入1%WR-1改善泥浆润滑性。

6.2.3.9定期补充无荧光沥青、超微粉和单封，维持在体系中的有效含量，满足油层保护、防漏及强化造壁的要求。

6.2.3.10使用好固控设备，定期清沉砂池，严格控制泥浆的密度、粘度、坂含和固相含量。

6.2.3.11维护时采取等浓度复配的原则，以保证钻井液中处理剂的含量。

进油层后补加1%的FT-1，防止井塌以确保取芯的顺利。

6.2.3.12用1～2%PSC、2～3%SPNH碱液调整流变性，进一步降低HTHP失水，使PH值保证在8.5以上，取芯段要保证泥浆性能的稳定。

6.2.3.13完钻后要用牙轮钻头通井，通井起钻前，适当降低泥浆粘度和切力，同时要使泥浆保持一定的悬浮力，防止沉砂，确保电测一次到底。

下钻到底后，循环2～3周，依据钻屑的带出的情况，调整好泥浆性能，待井眼清洁后，起钻下套管。

6.2.3.14下完套管，低泵压低排量开泵，待泥浆返出井口后，逐渐增加排量至正常顶替排量，循环2～3周后，依据钻屑的返出情况，调整泥浆性能至固井要求。

在固井替浆时，须用清洁的泥浆替浆，确保测三样到底。

7.固控保证措施

维护并保持良好的泥浆性能指标对固相含量和坂含的控制，至关重要。

有效的控制固相含量和坂含，固控设备的级次和有效运转，十分关键，为此要求：

振动筛运转率100%，

除砂器运转率90%以上，

离心机运转率40%以上。

除泥器运转率40%以上。

循环池的搅拌器要坚持运转，勤清锥形池清，适当清理上水池，通过多种有效的方法，降低固相含量。

8.油气层保护措施

8.1打开J2q油层前，钻井液应达到以下标准：

API滤失量

坂含

固相含量

HTHP滤失量

≤5ml

≤70g/l

≤10%

≤15ml

8.2加入QCX-1前应对钻头、循环设备、井下复杂等钻井情况全面掌握，保证有足够的循环时间。

据基浆调整情况和性能变化，从混合漏斗按循环周均匀加入。

8.3严格执行屏蔽暂堵保护储层的技术要求，进入J2q油层前100m以前取井浆加前样；井浆一次性加入3%的超细QCX-1、1.5%HL-II和0.5%单封；待循环均匀后取井浆加后样（注明层位和井深），合格后方可钻开油层。

8.4储层段原则上实施近平衡钻井，现场应根据地层压力.变化，及时调整钻井液密度,防涌防漏。

控制起下钻速度，防止压力激动造成井漏。

9.复杂预防及处理措施

9.1井漏的预防

9.1.1钻表层采用适宜的泥浆密度，控制钻井速度；

9.1.2控制合理的泥浆流变性，防止泥浆静结构过强；

9.1.3在泥浆中加入1~1.5%单向压力暂堵剂或其它桥塞堵漏剂及3%超细QCX-1。

9.1.4采取正确的防漏措施：

进入易漏失层段，下完钻或接单根后不宜开泵过猛，先小排量循环，并在开泵时上下活动或转动钻具，控制起下钻速度，防止蹩漏地层。

9.1.5J2S层砂体连通性好，渗透性强，易发生渗漏；由于泥浆密度高，易发生诱导性漏失。

采取正确的防漏措施：

在J2S井段钻进，注意观察钻时变化和泥浆返出情况，下完钻或接单根后不宜开泵过猛，先小排量循环，并在开泵时上下活动或转动钻具，控制起下钻速度，防止蹩漏地层。

9.1.6若发生溢流需加重泥浆，应尽量控制加重速度和加重幅度，防止诱导性漏失。

要求现场储备足够的综合堵漏剂、CMC、磺化沥青、单封等材料。

9.1.7加强实施堵漏后的防漏工作：

对未钻穿漏层的井漏，控制开泵、下钻速度，实施堵漏后下钻及时调整泥浆流变性；加入单封后注意流变性的调整，防止油层段漏失。

9.2井漏的处理

9.2.1井下漏失时，尽快确定漏失程度，井内泥浆液面变化，漏层位置和岩性特征，漏失性质及特征，漏层以上井眼状况，泥浆性能，泵压及其变化，充分估计继续钻进可能带来的后果。

9.2.2砾石层漏失，采用劣质坂土配堵漏浆，B>12ml，固相含量>10%，静止8小时以上或用聚合物凝胶堵漏；

9.2.3漏失量每小时小于10m3，可在泥浆中加入1.5~2%单向压力暂堵剂和1~2%的磺化沥青，2~3%CaCO3后，循环泥浆堵漏；

9.2.4漏失量每小时大于30m3或泥浆只进不出，起钻至安全井段静止8小时。

在泥浆池中配堵漏浆20~40m3，（坂土6~8%，单向压力暂堵剂2~3%，磺化沥青1~2%，CaCO32~3%，弹性堵漏剂ST2%），替至漏层，蹩压或静止8小时以上，循环泥浆；

9.2.5下钻过程中或接单根中出现井漏，起出5~10根立柱，将泥浆灌满后再开泵循环；

9.2.6上述措施无效或堵漏后地层抗压需提高30Mpa以上的情况应采用水泥浆堵漏；

9.2.7储备一定量的超微粉，发生渗漏可直接加入，以屏蔽暂堵型泥浆保证正常钻进，漏失

严重则配成堵漏浆替入静堵。

9.3井径扩大的预防

9.3.1钻井液中加入抗盐处理剂以防止盐溶扩径。

9.3.2暗设计控制适当的比重，防止地层跨塌造成井径扩大。

9.4井塌的预防

9.4.1提高砾石层井段泥浆固相含量，合理的钻井液密度，防止砾石垮塌。

9.4.2泥岩地层控制泥浆失水，提高泥浆抑制作用防止泥岩膨胀分散。

9.4.3必须严格执行规定的密度窗口值，确保泥浆液柱压力平衡地层垮塌压力。

9.4.4提高泥浆造壁封堵能力，进入K层之前必须加入3%超微粉、1.5%磺化沥青。

9.5井塌的处理

9.5.1调整好泥浆性能，提高泥浆的悬浮携带能力，及时带出塌块，清洁井眼，防止卡钻、蹩钻和蹩泵。

9.5.2适当提高泥浆密度，平衡坍塌应力。

9.5.3改善泥浆的造壁性，提高井壁围压。

9.5.4在可能的情况下，适当增大排量将塌块带到地面。

9.5.5依据实际情况，采用小排量划眼，大排量携砂。

9.5.6接单根都应划眼，控制划眼速度，接单根前，须井底循环，坚持早开泵晚停泵，如有必要用清扫液清扫井眼，起钻前，可用稠泥浆封堵井塌段。

9.6防喷

9.6.1泥浆密度及其它性能达到设计要求，配好80方密度不低于1.50g/cm3的重泥浆，储备60吨重晶石和足量的泥浆处理剂。

9.6.2严格执行钻开油气层前的申报、检查验收制度。

9.6.3钻开油气层时，加强座岗制度，认真观察并记录泥浆池液面变化，勤测量泥浆粘度、密度和其它性能，做到及时发现，及时处理。

9.6.4保证加重泵上水良好，加重漏斗灵活好用，管汇畅通无阻。

9.7卡钻的预防

9.7.1在易于吸水膨胀的泥岩井段保证泥浆有较强的抑制和造壁能力，防止泥岩吸水膨胀，造成起下钻阻卡。

9.7.2在易塌井段加强泥浆的造壁能力降低失水防止井塌卡钻。

9.7.3在压差较大的情况下，改善泥浆的润滑性和造壁能力，降低固相含量，减少钻具和井壁的接触面积，防止粘卡。

9.7.4在渗透性较好的砂岩，突出泥浆的造壁封堵能力。

减低滤失量防止形成过厚的假泥饼，避免起下钻阻卡和粘卡。

10.环境保护措施

10.1全面贯彻HSE体系，落实两书一表。

10.2加强泥浆材料的管理，材料包装正规，分类摆放整齐美观，下垫上盖，妥善保管，不得散失，做到防风防雨防流失。

10.3不得任意排放泥浆和污水，做到有计划定点排放。

10.4泥浆管线和泥浆药品的管线不得有滴冒跑漏的现象，发现问题及时整改。

10.5泥浆材料废弃物不得乱扔乱放乱烧乱埋，应集中妥善处理。

10.6完井后剩余泥浆材料全部回收，做到工完料净场地清。

10.7完井后妥善处理废弃泥浆，达到环保要求。

11.现场管理措施

11.1现场按要求配足泥浆技术员（班长）和泥浆工。

11.2配备齐全泥浆测试仪器、试剂和计量器具，并保证仪器器具完好准确。

11.3加强资料管理，取全取准并认真填写各项资料，确保资料的及时性和准确性，资料填写整洁美观无涂改。

11.4严格按泥浆设计和相关措施处理维护泥浆，不得擅自更改，严格执行请示汇报批准制度。

11.5认真作好阶段性和完井技术总结。

11.6加强现场泥浆材料管理，防止污染环境。

11.7工作期间，劳保护具必须穿戴齐全，确保安全。

11.8严格遵守甲乙双方的各项规章制度。

12．钻井液材料用量及成本预算

序号

名称

用量，t

单价，元

金额，元

1

土粉

40

401

16040

2

重晶石

150

427

64050

3

FA-367

2.0

14850

29700

4

Na-PAN

6.0

4228

25368

5

CMP-1

1.0

19250

19250

6

NaOH

2.0

2090

4180

7

JT-888

1.0

18000

18000

8

Na2CO3

1.0

1562

1562

9

GXL-1

4.0

3800

15200

10

QCX-1

6.0

1200

7200

11

单封

1.0

3000

3000

12

LV-CMC

2.0

11320

22640

13

PSC

4.0

3722

14888

14

SPNH

6.0

5311

31866

15

RH-3

1．0

9500

9500

16

塑料小球

0．5

10500

5250

15

合计

287694元

13、几点说明

13.1.泥浆密度根据地层压力系数附加值设计，现场实施严格按设计执行，如果钻遇特殊复杂更改设计，提出申请，经同意后方可实施；

13.2.严格执行钻井公司关于《加强现场技术管理的若干规定》的要求；

13.3.严禁擅自发放、领取和使用不合格或非定点厂家产品；

14、效果验证

完井后，及时进行技术总结，以验证该措施实施效果。