论文部分内容阅读
摘要：胜利油田位于渤海湾沿岸的黄河三角洲，在宽阔的潮汐带下，新生界第三系（馆陶组、东营组、沙河街组）、中生界、古生界地层，均含有丰富的油气资源。 随着钻井技术水平的提高，大位移井的水平位移不断增加，同时位移与垂深之比也逐步提高。大斜度（350 - 650）井段易产生岩屑床，井斜角大于500时，岩屑床有下滑的趋势，携砂更加困难，造成井眼不清洁。针对大位移井施工中摩阻扭矩难以控制的问题，可以优选钻井液体系，并结合相应的施工方案和技术措施，对预防钻井事故，加快大位移井钻井速度，提高经济效益具有十分重要的意义。
关键词：大位移井;摩阻扭矩;钻井液体系;优化应用
1 概况
胜利油田位于渤海湾沿岸的黄河三角洲，在宽阔的潮汐带下，新生界第三系（馆陶组、东营组、沙河街组）、中生界、古生界地层，均含有丰富的油气资源。上部明化镇、馆陶组地层松软易坍塌;蒙脱石和伊蒙混晶含量高的泥岩地层易吸水膨胀产生缩径;馆陶阻砂砾岩发育，渗透性强，易泥糊井壁，造成假缩径。这些都是井眼不稳定，造成井眼不清洁、起下钻阻卡的主要因素。上部地层大井眼、大曲率浅层定向是出现键槽的主要原因，造成起下钻阻卡。下第三系沙河街组地層，硬脆性灰质泥岩易坍塌掉块;上古生界地层中，有煤层夹层、石炭质泥岩。这些地层极不稳定，易坍塌，造成井径扩大，且坍塌掉块粒径大，使携砂难度增加，井眼不清洁造成起下钻阻卡。
大斜度（350 - 650）井段易产生岩屑床，井斜角大于500时，岩屑床有下滑的趋势，携砂更加困难，造成井眼不清洁。使摩阻上升，起下钻阻卡的主要因素。大位移井位移大、斜井段长、裸眼段长，使钻具部分重量对下井壁形成正压力，这是造成摩阻扭矩过大的主要因素。
2 钻井液体系的优选
2.1 钻井液体系条件范围
围绕解决大位移井钻井施工难点，适合于大位移井钻井液体系必须具备以下条件：（1）抑制性必须很强，减少水敏;（2）携砂能力要强，保持井眼清洁;（3）防塌封堵能力要强，减少携岩难度;（4）防粘卡润滑能力要强，减少摩阻防止粘卡。另外与大位移井钻井液体系相匹配的固相控制系统，也是大位移井成败的关键所在。
2.2 钻井液体系优选
通过在室内大量的实验对比，并对以往使用的大位移井钻井液体系进行改进，我们优选出“聚硅醇防塌润滑钻井液体系”。
3 钻井液施工方案与技术措施
钻探大位移井，钻井液在控制井壁稳定、保持井眼清洁、保证良好的润滑性能等方面的作用至关重要。适宜的钻井液体系和行之有效的钻井液技术措施是大位移定向井的成败之关键所在。（1）定向完成后，及时调整钻井液性能，达到低粘、低切、低固相，以紊流状态携砂，清洁井眼。尽量避免过渡流，防止滞流层太厚，造成井眼不清洁。（2）聚合物的加量达到0.5% 以上，强化了钻井液体系的抑制性，使用线性筛及大功率除砂器离心机清除有害固相。这样对上部地层井壁稳定、固相控制、井眼清洁润滑打下了良好的基础。（3）根据井下摩阻扭矩情况，及时混入原油并使之完全乳化。含量逐步达到15%。摩擦系数小于0.03。当混入原油摩阻降低不明显时，混入少量的石墨粉作为润滑的辅助材料。按5%- 8%的含量加入聚合醇类或植物油类润滑材料。这样做更有效地控制井下摩阻在理想值范围内。（4）进入东营组地层中部，钻井液防塌工作作为重点：一是使用2%ZX- 8 低荧光磺化沥青和2%有机硅氟井壁稳定剂封堵材料复配，封堵复杂地层的微缝隙，固化井壁。二是使用抗盐抗高温降滤失剂和树脂尽量降低高温高压失水小于12mL（150℃）。形成优质泥饼，改变滤液性能，减少引起泥页岩水化的机会。这对井壁稳定起关键作用。（5）坚持短起下技术措施，及时破坏岩屑床，清洁井眼，减小摩阻和扭矩。（6）中完电测前搞短起下，上下活动钻具循环2 周清洗井眼。用2%粗塑料球封斜井段;完井电测前均搞短起下，上下活动钻具循环2 周清洗井眼。用2%粗塑料球，封裸眼井段（其中加0.5%增粘剂，提粘至120s，封东营组以下地层）保证电测顺利。通井时加0.5%SF- 1，调整钻井液至钻进时性能，洗好井，再用2%粗塑料球封井，确保套管顺利下入。
4 现场应用
4.1 大位移井钻井液性能控制
大位移井在套管程序设计时，一般用311.2mm 的技术套管封隔至馆陶组地层，大井眼浅层定向是必然的。钻井液性能控制尤为重要。钻探大位移井上部地层（东营组以上）使用低粘、低切，优质低固相钻井液紊流状态携砂，主要性能指标为：密度1.05- 1.10g/cm3，中完密度为1.12- 1.15g/cm3;粘度35- 40s;切力0- 1/1- 3Pa 塑性粘度8- 12mPa.s;动切力4- 6Pa。尽量避免过渡流，防止滞流层太厚、渗透性砂岩地层泥湖井壁造成井眼不清洁。
钻探大位移井下部地层（东营组以下）将钻井液转化为封堵防塌性能较强的聚硅醇防塌润滑钻井液。主要性能指标为：密度按设计执行;粘度45- 55s;切力3- 5/10- 15Pa;塑性粘度15- 25mPa.s;动切力8- 12Pa;高温高压失水小于12mL。与上部地层（东营组以上）使用低粘、低切，优质低固相钻井液相比，钻井液的粘切有所上升，利于实现平板型层流状态。施工中我们特别提高了低剪切速率下的Ф6、Ф3 的数值，静切力值也相应提高，对提高钻井液携带大粒径岩屑的能力很有利。加足封堵防塌材料和降低高温高压失水材料，施工中不稳定地层掉块明显减少，井眼清洁度高。这样起下钻遇阻卡的问题解决了。
4.2 .固相控制
钻井液固相控制技术同样在大位移井钻探中相当重要。我们配套了线型震动筛、55kW大功率旋流除砂器、除泥器，离心机处理量达到45m3/h。钻井液固相控制主要控制指标为：优质低固相钻井液密度1.05- 1.10g/cm3，上部地层MBT 值30- 40g/L;下部地层MBT 值60- 70g/L。具体做法：钻井液加足0.5- 0.6%的絮凝包被剂，抑制钻屑分散;使用线性震动筛、大功率除砂器和离心机，及时清除有害固相，避免有害固相在体系中恶性循环，进一步分散，从而破坏钻井液流型;按150- 200m 搞一次短起下，及时破坏岩屑床，清洁井眼，减小摩阻和扭矩;根据摩阻和扭矩上升情况不定期搞短起下，同时注意长短结合。
4.3 卡钻事故的预防措施
预防卡钻事故的主要技术措施是润滑减阻。
（1）根据井下摩阻扭矩情况，及时混入原油并使之完全乳化，含量逐步上升到15%。为保证乳化效果，钻井液pH 值9- 10，还可跟入0.1%的乳化剂，上部井眼摩擦系数都很容易控制到小于0.03。
（2）下部井眼当混入原油摩阻降低不明显时，我们混入0.5- 1%石墨粉作为润滑的辅助材料;另外按5%- 8%的含量加入聚合醇类或植物油类润滑材料;控制井下摩阻扭矩在理
想值范围内。
（3）井眼清洁和优质泥饼也是预防卡钻前提条件。施工中大位移井钻井液泥饼摩阻系数实际达到0.0175，杜绝了卡钻事故的发生，实现了安全、顺利、高效钻井。
5 结论
本文将钻井液优化技术应用于胜利油田的12口大位移钻井，结果表明钻井液优化技术在解决大位移井施工中摩阻扭矩大、起下钻遇阻卡方面有一定的成效和应用价值。选择钻井液体应结合油井所处底层的特点，且提高钻井液的润滑能力是大位移井钻井液的关键问题，此外还应该确保钻井液中润滑剂的有效含量，这影响着泥饼摩擦系数，可以避免卡钻事故的发生。
参考文献
[1]蔡利山，林永学，王文立. 大位移井钻井液技术综述[J]. 钻井液与完井液，2016，27（3）：1-13.
[2]戴新龙. 大位移井钻井液技术[J]. 中国化工贸易，2014.06
（作者单位：中石化胜利石油工程公司黄河钻井总公司70183队）
关键词：大位移井;摩阻扭矩;钻井液体系;优化应用
1 概况
胜利油田位于渤海湾沿岸的黄河三角洲，在宽阔的潮汐带下，新生界第三系（馆陶组、东营组、沙河街组）、中生界、古生界地层，均含有丰富的油气资源。上部明化镇、馆陶组地层松软易坍塌;蒙脱石和伊蒙混晶含量高的泥岩地层易吸水膨胀产生缩径;馆陶阻砂砾岩发育，渗透性强，易泥糊井壁，造成假缩径。这些都是井眼不稳定，造成井眼不清洁、起下钻阻卡的主要因素。上部地层大井眼、大曲率浅层定向是出现键槽的主要原因，造成起下钻阻卡。下第三系沙河街组地層，硬脆性灰质泥岩易坍塌掉块;上古生界地层中，有煤层夹层、石炭质泥岩。这些地层极不稳定，易坍塌，造成井径扩大，且坍塌掉块粒径大，使携砂难度增加，井眼不清洁造成起下钻阻卡。
大斜度（350 - 650）井段易产生岩屑床，井斜角大于500时，岩屑床有下滑的趋势，携砂更加困难，造成井眼不清洁。使摩阻上升，起下钻阻卡的主要因素。大位移井位移大、斜井段长、裸眼段长，使钻具部分重量对下井壁形成正压力，这是造成摩阻扭矩过大的主要因素。
2 钻井液体系的优选
2.1 钻井液体系条件范围
围绕解决大位移井钻井施工难点，适合于大位移井钻井液体系必须具备以下条件：（1）抑制性必须很强，减少水敏;（2）携砂能力要强，保持井眼清洁;（3）防塌封堵能力要强，减少携岩难度;（4）防粘卡润滑能力要强，减少摩阻防止粘卡。另外与大位移井钻井液体系相匹配的固相控制系统，也是大位移井成败的关键所在。
2.2 钻井液体系优选
通过在室内大量的实验对比，并对以往使用的大位移井钻井液体系进行改进，我们优选出“聚硅醇防塌润滑钻井液体系”。
3 钻井液施工方案与技术措施
钻探大位移井，钻井液在控制井壁稳定、保持井眼清洁、保证良好的润滑性能等方面的作用至关重要。适宜的钻井液体系和行之有效的钻井液技术措施是大位移定向井的成败之关键所在。（1）定向完成后，及时调整钻井液性能，达到低粘、低切、低固相，以紊流状态携砂，清洁井眼。尽量避免过渡流，防止滞流层太厚，造成井眼不清洁。（2）聚合物的加量达到0.5% 以上，强化了钻井液体系的抑制性，使用线性筛及大功率除砂器离心机清除有害固相。这样对上部地层井壁稳定、固相控制、井眼清洁润滑打下了良好的基础。（3）根据井下摩阻扭矩情况，及时混入原油并使之完全乳化。含量逐步达到15%。摩擦系数小于0.03。当混入原油摩阻降低不明显时，混入少量的石墨粉作为润滑的辅助材料。按5%- 8%的含量加入聚合醇类或植物油类润滑材料。这样做更有效地控制井下摩阻在理想值范围内。（4）进入东营组地层中部，钻井液防塌工作作为重点：一是使用2%ZX- 8 低荧光磺化沥青和2%有机硅氟井壁稳定剂封堵材料复配，封堵复杂地层的微缝隙，固化井壁。二是使用抗盐抗高温降滤失剂和树脂尽量降低高温高压失水小于12mL（150℃）。形成优质泥饼，改变滤液性能，减少引起泥页岩水化的机会。这对井壁稳定起关键作用。（5）坚持短起下技术措施，及时破坏岩屑床，清洁井眼，减小摩阻和扭矩。（6）中完电测前搞短起下，上下活动钻具循环2 周清洗井眼。用2%粗塑料球封斜井段;完井电测前均搞短起下，上下活动钻具循环2 周清洗井眼。用2%粗塑料球，封裸眼井段（其中加0.5%增粘剂，提粘至120s，封东营组以下地层）保证电测顺利。通井时加0.5%SF- 1，调整钻井液至钻进时性能，洗好井，再用2%粗塑料球封井，确保套管顺利下入。
4 现场应用
4.1 大位移井钻井液性能控制
大位移井在套管程序设计时，一般用311.2mm 的技术套管封隔至馆陶组地层，大井眼浅层定向是必然的。钻井液性能控制尤为重要。钻探大位移井上部地层（东营组以上）使用低粘、低切，优质低固相钻井液紊流状态携砂，主要性能指标为：密度1.05- 1.10g/cm3，中完密度为1.12- 1.15g/cm3;粘度35- 40s;切力0- 1/1- 3Pa 塑性粘度8- 12mPa.s;动切力4- 6Pa。尽量避免过渡流，防止滞流层太厚、渗透性砂岩地层泥湖井壁造成井眼不清洁。
钻探大位移井下部地层（东营组以下）将钻井液转化为封堵防塌性能较强的聚硅醇防塌润滑钻井液。主要性能指标为：密度按设计执行;粘度45- 55s;切力3- 5/10- 15Pa;塑性粘度15- 25mPa.s;动切力8- 12Pa;高温高压失水小于12mL。与上部地层（东营组以上）使用低粘、低切，优质低固相钻井液相比，钻井液的粘切有所上升，利于实现平板型层流状态。施工中我们特别提高了低剪切速率下的Ф6、Ф3 的数值，静切力值也相应提高，对提高钻井液携带大粒径岩屑的能力很有利。加足封堵防塌材料和降低高温高压失水材料，施工中不稳定地层掉块明显减少，井眼清洁度高。这样起下钻遇阻卡的问题解决了。
4.2 .固相控制
钻井液固相控制技术同样在大位移井钻探中相当重要。我们配套了线型震动筛、55kW大功率旋流除砂器、除泥器，离心机处理量达到45m3/h。钻井液固相控制主要控制指标为：优质低固相钻井液密度1.05- 1.10g/cm3，上部地层MBT 值30- 40g/L;下部地层MBT 值60- 70g/L。具体做法：钻井液加足0.5- 0.6%的絮凝包被剂，抑制钻屑分散;使用线性震动筛、大功率除砂器和离心机，及时清除有害固相，避免有害固相在体系中恶性循环，进一步分散，从而破坏钻井液流型;按150- 200m 搞一次短起下，及时破坏岩屑床，清洁井眼，减小摩阻和扭矩;根据摩阻和扭矩上升情况不定期搞短起下，同时注意长短结合。
4.3 卡钻事故的预防措施
预防卡钻事故的主要技术措施是润滑减阻。
（1）根据井下摩阻扭矩情况，及时混入原油并使之完全乳化，含量逐步上升到15%。为保证乳化效果，钻井液pH 值9- 10，还可跟入0.1%的乳化剂，上部井眼摩擦系数都很容易控制到小于0.03。
（2）下部井眼当混入原油摩阻降低不明显时，我们混入0.5- 1%石墨粉作为润滑的辅助材料;另外按5%- 8%的含量加入聚合醇类或植物油类润滑材料;控制井下摩阻扭矩在理
想值范围内。
（3）井眼清洁和优质泥饼也是预防卡钻前提条件。施工中大位移井钻井液泥饼摩阻系数实际达到0.0175，杜绝了卡钻事故的发生，实现了安全、顺利、高效钻井。
5 结论
本文将钻井液优化技术应用于胜利油田的12口大位移钻井，结果表明钻井液优化技术在解决大位移井施工中摩阻扭矩大、起下钻遇阻卡方面有一定的成效和应用价值。选择钻井液体应结合油井所处底层的特点，且提高钻井液的润滑能力是大位移井钻井液的关键问题，此外还应该确保钻井液中润滑剂的有效含量，这影响着泥饼摩擦系数，可以避免卡钻事故的发生。
参考文献
[1]蔡利山，林永学，王文立. 大位移井钻井液技术综述[J]. 钻井液与完井液，2016，27（3）：1-13.
[2]戴新龙. 大位移井钻井液技术[J]. 中国化工贸易，2014.06
（作者单位：中石化胜利石油工程公司黄河钻井总公司70183队）