论文部分内容阅读
摘要：三开井眼较大、裸眼井段长，导致钻井液携砂困难，对钻井液流变性能要求较高；在长的裸眼井段钻进过程中极易发生井壁失稳现象；在Sarvak、Kazhdumi层位均钻遇沥青层，沥青层钻进易导致沥青侵入钻井液，严重影响钻井液流变性能。四开井段主要钻遇Fahliyan地层，井底温度高，岩性以泥灰岩夹砂岩和页岩，润滑防卡、防塌难度大，同时地层含H2S气体。
关键词：F15井 三开 四开 钻井液 性能
1、基本资料
2. 取得真实地质数据。
3. 取得 Fahliyan油层真实描述数据。
2、12-1/4″井眼
2.1、井身结构及泥浆体系
井段：1551m-3895m
套管程序：9.83m-3892.79m
泥浆体系：KCl聚磺体系
2.2、钻井液处理
三开井眼较大、裸眼井段长，导致钻井液携砂困难，对钻井液流变性能要求较高。在长的裸眼井段钻进过程中极易发生井壁失稳现象；整个三开井段钻遇多套不同地层，根据邻井资料显示（F2、F7、F18、HOS-2井）在Sarvak、Kazhdumi层位均钻遇沥青层，沥青层钻进易导致沥青侵入钻井液，严重影响钻井液流变性能。
利用KCl体系的强抑制性的特点，配合XN-367、JHC的包被、封堵抑制作用，同时采用XNPAC（L）、NBGS-2作为钻井液的降失水剂提高泥饼质量、增强整个体系高温稳定性，并用XNJS、HHDN调整体系流变携砂性能，在RH-220的润滑作用下，整个体系性能能够满足井下安全钻进作业的要求。使用了合适的钻井液密度平衡地层压力并防止H2S侵入，随钻加入适量的碱式碳酸锌、同时保持钻井液体系中PH≥10，防止H2S对钻井液的污染，稳定钻井液体系中处理剂效果，保证井下安全；
大井眼产生大量的钻屑易于引起钻井液性能失稳，强抑制性是钻井液性能稳定的关键。为保证钻井液的强抑制性能，三开全井段保持钻井液中的KCl含量在6%以上 ，XN-367含量在0.3%以上、JHC含量在 1%左右；
进入沥青层（Sarvak）前，钻井液中膨润土含量控制在20～25g/L，保持较好的流变性能，增强钻井液携砂能力。地质预计在3420m钻遇沥青层，综合邻井资料，决定不采用以往的高密度泥浆（大于1.60g/cm3）穿沥青层，而采用密度1.35 g/cm3的泥浆穿沥青层，认定高密度泥浆与沥青不断发生置换，沥青进入井眼污染泥浆，若用低密度近平衡泥浆，则只存在破碎岩屑时沥青浸入井眼，同时做好压井的准备工作。钻至3429m时岩屑中有硬质沥青，沥青呈片状，含量约15%，极少量磨碎沥青进入泥浆糊筛布，泥浆性能基本没有变化，沥青层持续到3470m。
邻井在该井段数个层位均发生过不同程度的井漏，在钻进时随钻补充适量的随钻堵漏剂SDL做好井下防漏工作；
进入油气层前50m提前于钻井液中加入FRD和超细碳酸钙进行暂堵做好油气层的保护工作；
2.3、钻井液性能
2.4、8-3/8″井眼
2.4.1、井身结构及泥浆体系
井段：3895m-4527m
套管程序：3821.08m-4526.5m
泥浆体系：KCl聚磺体系
2.4.2、钻井液处理
四开井段主要钻遇Fahliyan地层，井底温度高，岩性以泥灰岩夹砂岩和页岩，润滑防卡、防塌难度大，同时地层含H2S气体。
由于技术套管未能对Fahliyan高压层进行封隔，使高低压在同一裸眼井段内，实钻中发生压差卡钻机率高，解卡难度大，极易造成填井侧钻。F18、F7实钻均出现过多次压差卡钻的复杂事故。 同时，由于在同一裸眼井段高低压同层，极易造成下漏上喷的困难局面，防漏、防喷难度大。F7井在U.Fahliyan地层实钻中曾出现过井涌和压漏地层的复杂情况。
钻井液体系：抗高温KCl体系
2.4.2.1、井段（3895-4200m）
在此井段随钻补充防塌剂（JHC）、固体和液体润滑剂（RH220、石墨、塑料小球）提高钻井液润滑能力和井壁稳定能力。补充混合胶液，控制失水、维持钻井液较高PH值提高抗污染能力，保持性能稳定。
U-Fahliyan地层孔隙度发育，地层压力系数高，钻进过程中加入0.5%SDL和超细碳酸钙并保持近平衡钻井，提高钻井液防漏能力及井控安全。
井底温度高，泥浆起泡厉害，及时补充0.1%（Defoamer）消泡剂，配合使用真空除气器，有效除泡，保持钻井液性能和工程参数稳定。
2.4.2.2、井段（4200-4527m）
于井深4200m进入低压层前，在泥浆中混入2%的石墨粉、2%超细碳酸钙增加润滑性，提高泥饼质量。
进入低压层（4274m）后在保证安全前提下尽量降低钻井液密度至1.71g/cm3，减少压差，降低压差卡钻风险，同时现场配制封堵浆（3%超细碳酸钙、2%石墨类、2%塑料小球+4%SDL），在低压层每钻进50米把封堵浆替入裸眼段，钻具起至安全井段加压循环进行挤堵一次，效果良好。
随钻补充固体润滑剂、石墨粉及玻璃小球及化学封堵剂（聚合醇）提高井壁稳定性，充分改善泥饼质量。 补充混合胶液，控制失水，提高钻井液PH值和抗污染能力，保持性能稳定。
2.4.3、钻井液性能
3、结束语
（1）、三开长裸眼段钻井液性能稳定，钻井液具备良好的流变性，成功满足井下长裸眼段携砂和悬砂的需要，保证了井眼清洁；成功将KCl聚磺体系控制在FLHTHP （150℃，3.5MPa）≤10ml、K≤2mm；APIFL≤3ml、K≤0.5mm；满足了长裸眼段井壁稳定需要；对于Sarvak和Kazhdumi层位的沥青（3429～3470m）侵处理效果明显。
（2）、Kazhdumi顶部仍有沥青层，只是本井是硬质沥青，未对泥浆造成污染。因不是流质沥青，无法证明低密度泥浆是否有助于穿沥青层。
（3）、四开井段采用性能良好的抗高温KCl体系成功打开Faliyan高压地层，并调整钻井液各方面性能钻穿高压层后，进入Faliyan下部低压层，成功采用钻井液加压封堵技术对低压层新井眼进行封堵作业，降低了该井段压差卡钻的风险，保证了下部井段的安全钻进。
关键词：F15井 三开 四开 钻井液 性能
1、基本资料
2. 取得真实地质数据。
3. 取得 Fahliyan油层真实描述数据。
2、12-1/4″井眼
2.1、井身结构及泥浆体系
井段：1551m-3895m
套管程序：9.83m-3892.79m
泥浆体系：KCl聚磺体系
2.2、钻井液处理
三开井眼较大、裸眼井段长，导致钻井液携砂困难，对钻井液流变性能要求较高。在长的裸眼井段钻进过程中极易发生井壁失稳现象；整个三开井段钻遇多套不同地层，根据邻井资料显示（F2、F7、F18、HOS-2井）在Sarvak、Kazhdumi层位均钻遇沥青层，沥青层钻进易导致沥青侵入钻井液，严重影响钻井液流变性能。
利用KCl体系的强抑制性的特点，配合XN-367、JHC的包被、封堵抑制作用，同时采用XNPAC（L）、NBGS-2作为钻井液的降失水剂提高泥饼质量、增强整个体系高温稳定性，并用XNJS、HHDN调整体系流变携砂性能，在RH-220的润滑作用下，整个体系性能能够满足井下安全钻进作业的要求。使用了合适的钻井液密度平衡地层压力并防止H2S侵入，随钻加入适量的碱式碳酸锌、同时保持钻井液体系中PH≥10，防止H2S对钻井液的污染，稳定钻井液体系中处理剂效果，保证井下安全；
大井眼产生大量的钻屑易于引起钻井液性能失稳，强抑制性是钻井液性能稳定的关键。为保证钻井液的强抑制性能，三开全井段保持钻井液中的KCl含量在6%以上 ，XN-367含量在0.3%以上、JHC含量在 1%左右；
进入沥青层（Sarvak）前，钻井液中膨润土含量控制在20～25g/L，保持较好的流变性能，增强钻井液携砂能力。地质预计在3420m钻遇沥青层，综合邻井资料，决定不采用以往的高密度泥浆（大于1.60g/cm3）穿沥青层，而采用密度1.35 g/cm3的泥浆穿沥青层，认定高密度泥浆与沥青不断发生置换，沥青进入井眼污染泥浆，若用低密度近平衡泥浆，则只存在破碎岩屑时沥青浸入井眼，同时做好压井的准备工作。钻至3429m时岩屑中有硬质沥青，沥青呈片状，含量约15%，极少量磨碎沥青进入泥浆糊筛布，泥浆性能基本没有变化，沥青层持续到3470m。
邻井在该井段数个层位均发生过不同程度的井漏，在钻进时随钻补充适量的随钻堵漏剂SDL做好井下防漏工作；
进入油气层前50m提前于钻井液中加入FRD和超细碳酸钙进行暂堵做好油气层的保护工作；
2.3、钻井液性能
2.4、8-3/8″井眼
2.4.1、井身结构及泥浆体系
井段：3895m-4527m
套管程序：3821.08m-4526.5m
泥浆体系：KCl聚磺体系
2.4.2、钻井液处理
四开井段主要钻遇Fahliyan地层，井底温度高，岩性以泥灰岩夹砂岩和页岩，润滑防卡、防塌难度大，同时地层含H2S气体。
由于技术套管未能对Fahliyan高压层进行封隔，使高低压在同一裸眼井段内，实钻中发生压差卡钻机率高，解卡难度大，极易造成填井侧钻。F18、F7实钻均出现过多次压差卡钻的复杂事故。 同时，由于在同一裸眼井段高低压同层，极易造成下漏上喷的困难局面，防漏、防喷难度大。F7井在U.Fahliyan地层实钻中曾出现过井涌和压漏地层的复杂情况。
钻井液体系：抗高温KCl体系
2.4.2.1、井段（3895-4200m）
在此井段随钻补充防塌剂（JHC）、固体和液体润滑剂（RH220、石墨、塑料小球）提高钻井液润滑能力和井壁稳定能力。补充混合胶液，控制失水、维持钻井液较高PH值提高抗污染能力，保持性能稳定。
U-Fahliyan地层孔隙度发育，地层压力系数高，钻进过程中加入0.5%SDL和超细碳酸钙并保持近平衡钻井，提高钻井液防漏能力及井控安全。
井底温度高，泥浆起泡厉害，及时补充0.1%（Defoamer）消泡剂，配合使用真空除气器，有效除泡，保持钻井液性能和工程参数稳定。
2.4.2.2、井段（4200-4527m）
于井深4200m进入低压层前，在泥浆中混入2%的石墨粉、2%超细碳酸钙增加润滑性，提高泥饼质量。
进入低压层（4274m）后在保证安全前提下尽量降低钻井液密度至1.71g/cm3，减少压差，降低压差卡钻风险，同时现场配制封堵浆（3%超细碳酸钙、2%石墨类、2%塑料小球+4%SDL），在低压层每钻进50米把封堵浆替入裸眼段，钻具起至安全井段加压循环进行挤堵一次，效果良好。
随钻补充固体润滑剂、石墨粉及玻璃小球及化学封堵剂（聚合醇）提高井壁稳定性，充分改善泥饼质量。 补充混合胶液，控制失水，提高钻井液PH值和抗污染能力，保持性能稳定。
2.4.3、钻井液性能
3、结束语
（1）、三开长裸眼段钻井液性能稳定，钻井液具备良好的流变性，成功满足井下长裸眼段携砂和悬砂的需要，保证了井眼清洁；成功将KCl聚磺体系控制在FLHTHP （150℃，3.5MPa）≤10ml、K≤2mm；APIFL≤3ml、K≤0.5mm；满足了长裸眼段井壁稳定需要；对于Sarvak和Kazhdumi层位的沥青（3429～3470m）侵处理效果明显。
（2）、Kazhdumi顶部仍有沥青层，只是本井是硬质沥青，未对泥浆造成污染。因不是流质沥青，无法证明低密度泥浆是否有助于穿沥青层。
（3）、四开井段采用性能良好的抗高温KCl体系成功打开Faliyan高压地层，并调整钻井液各方面性能钻穿高压层后，进入Faliyan下部低压层，成功采用钻井液加压封堵技术对低压层新井眼进行封堵作业，降低了该井段压差卡钻的风险，保证了下部井段的安全钻进。