论文部分内容阅读
摘 要：在潍北油田的钻井施工中普遍存在以下问题：平原组流沙层易造成表层套管下入困难，明化镇组、馆陶组含砾砂岩易堵钻具水眼，沙四段、孔一段地层红泥岩、石膏层段易造成钻井液污染，孔二段地层泥岩微裂缝较发育易出现剥蚀掉块；大斜度定向井井眼清洁难度大；储层为中-强水敏，加大了油气层保护难度。通过提高聚合物钻井液的抑制性、强化固控设备的使用、分段调整钻井液性能等措施解决了以上问题，保证了该地区钻井施工的顺利。
关键词：流沙层 红泥岩石膏岩互层 井眼清洁 水敏 抑制性
【中图分类号】TE144
一、工程地质概况
1、地质概况
潍北油田所处的潍北凹陷位于昌潍坳陷东北部，东以昌邑大店断裂与鲁东隆起相接，西和北为潍北凸起，南是潍县凸起，是一个以古近系孔店组和沙河街组地层沉积为主的北断南超、北陡南缓、北深南浅的不对称箕状凹陷。自上而下发育有第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组（沙一段、沙三段、沙四段）、孔一段、孔二段等地层。其油气藏主要分布于孔一段和孔二段。
2、典型井身结构
表1 常用井身结构（以昌79-斜23井为例）
开次 钻头尺寸
mm 井深
m 套管外径
mm 套管下深
m
一开 444.5 251.0 339.7 250
二开 215.9 2830 139.7 2823
二、钻井液技术难点
平原組有流沙层，钻进过程中易憋泵，易造成下表层套管遇阻；明化镇组、馆陶组含砾砂岩易堵钻具水眼；小循环钻进易导致上部“糊井眼” ；孔店组红泥岩和石膏层互层，钻井液污染问题突出；大斜度定向井岩屑携带效率低，井眼清洁难度大；孔店组储层为中-强水敏，油气层保护难度大。
三、钻井液技术对策
1、针对表层井段遇到流沙层导致下套管困难问题，采用配浆开钻或老浆开钻，使钻井液具有较高的粘度和切力（50～60S，），钻进过程中保证足够的泵排量（45～60L/S），以保证充分悬浮和携带岩屑，保证了一开大井眼的施工顺利。
2、为防止二开明化镇组、馆陶组含砾砂岩堵钻具水眼，采用一开钻井液钻进，钻井液漏斗粘度保持在40～50S之间，以稳定该段井眼；为防止“糊井眼”及提高机械钻速，钻穿该段地层后，加水稀释钻井液并加入浓度为0.3%的PAM胶液，发挥聚合物的抑制絮凝作用，并充分使用除砂器、离心机等固控设备清除劣质固相，同时保持钻井液具备较好的流变性，保证了井眼畅通。
3、为防止红泥岩污染钻井液，一是保持PAM含量，使钻井液具备强的抑制能力，防止钻头泥包并减轻污染；二是使用好离心机，并保持钻井液低粘切，以利于更好的清除固相。钻至石膏层，钻井液流变性会明显变差，而且使用普通降粘剂效果不理想。做法是：钻井液要保持较低的滤失量（＜5ml），以减轻石膏溶解速率；在滤液分析及小型试验的基础上，加入相应量Na2CO3，以沉除Ca2+，注意不要过量，防止次生CO32-、HCO3-污染。
4、针对昌邑地区大斜度定向井多，易造成井眼清洁问题的实际，主要采取了以下措施：合理调整钻井液流变参数，动塑比在0.4～0.8之间，Ф3值在2～4之间，做到钻井液不但具备好的悬浮携带能力还保持适当低的粘切，有利于提高机械钻速；使用适当高的循环排量（30～32L/S），保持较高的环空返速（1.1～1.3m/S），提高岩屑携带效率；适时的短程起下钻也对保持井眼清洁有明显作用。
5、为减弱钻井液对孔店组储层的水敏损害，我们在甲方设计普通水基钻井液体系的前提下，采取了以下措施：一是依靠加大聚合物用量提高钻井液的抑制能力；二是进储层前，严格将钻井液中压滤失量控制在5ml以内。
四、现场应用情况
昌79—斜23井井身轨迹基本数据：设计垂深2415m，斜深2830m。造斜点深1000m，造斜率15°/100 m，最大井斜55.72°，水平位移1012m。一开：配浆开钻，清水60m3，加入钠土6t、Na2CO3200kg，水化24h，加入增粘降滤失剂DS-24 200kg，钻井液漏斗粘度达到50～60S。双泵钻进，排量达到60L/S，钻进过程正常，没有憋泵现象，下表套顺利，固井正常，水泥浆返至地面。二开直井段：为防止该地区明化镇组、馆陶组普遍发育的含砾砂岩堵钻具水眼，使用一开钻井液钻进，补充清水，钻井液漏斗粘度保持在40～50S之间，以适当高的粘切稳定该段井眼；为防止“糊井眼”及提高机械钻速，钻穿该段地层后，加水稀释钻井液并加入浓度为0.3%的PAM胶液，发挥聚合物的抑制絮凝作用，并充分使用好固控设备，保持钻井液具备较好的流变性，保证了井眼畅通。出东营组，定性处理钻井液，加入0.3%FH-J24，逐步加入2%褐煤类降滤失剂FBJ-2，鉴于该地区沙四段以上地层较为稳定的实际，进沙四段前将中压滤失量逐步降低至5ml以内。二开斜井段：本井为“直-增-稳-降”四段制井身轨迹，1000m造斜，至1923m方位由270°降为210.49°，井斜达到最大值55.72°，稳斜至2211m后井斜逐步降至36°，完钻斜井段长达到1730m，井底水平位移达到1012m。
为满足特殊轨迹井眼的润滑防卡需要，从润滑、井眼清洁、工程措施等方面做工作，保证了井下安全和施工顺利。定向增斜过程中混入5%原油，后随井段增加摩阻逐步增至15～20t，2500m后再次混入5%原油，摩阻降至10t左右。为保证井眼清洁，钻进过程中循环排量达到30～32L/S，轨迹控制也尽量以能多进行复合钻为调整方向，以钻具旋转提高钻屑携带效率，尽量以适当低的粘切及保持低剪切速率下一定的切力为调整方向，分段钻井液性能见表3。沙四段下部钻遇红泥岩，该岩性分散性强，以往会对钻井液流变性较大影响，但因本井钻井液中聚合物含量充足，并提前将粘土含量控制在5%以下，故钻穿该地层没有对本井钻井液流变性产生大的影响。进入孔一段2580m后，钻遇多层石膏层，石膏的溶解使钻井液粘切明显增高，流变性变差，粘度一度从42S升至85S，切力从2Pa/4Pa升至6Pa/23Pa，通过及时加入Na2CO3200kg，钻井液各项性能恢复正常。该地区施工定向井典型钻井液配方为：5～7%土+0.5%PAM+1%FH-J24+2%FBJ-2+5～10%原油+适量烧碱采用该钻井液技术后施工井27口，其中井斜超过50°的大斜度定向井11口，没有下表套遇阻及堵钻具水眼等复杂情况发生，电测一次成功率达92.59%，声波一次成功率100%，机械钻速、钻井周期等指标同比也有明显提高，取得了比较好的使用效果。
五、结论与认识
（1）配浆开钻，提高钻井液高粘切可有效解决潍北地区一开平原组流沙层导致的下表层套管困难问题，也可以防止二开明化镇组、馆陶组含砾砂岩堵钻具水眼；（2）加强钻井液抑制能力，加入适量Na2CO3除Ca2+，强化固控设备使用等措施的应用可以减弱或消除该地区的红泥岩及石膏对钻井液的污染；（3）大斜度定向井的井眼清洁问题要依靠合理调整钻井液流变参数，适当的排量及适时的短程起下钻等综合措施来解决；（4）使用聚合物钻井液虽不能从根本上解决储层的水敏损害问题，但通过降低钻井液滤失量及提高钻井液抑制能力可以减弱其损害程度。
关键词：流沙层 红泥岩石膏岩互层 井眼清洁 水敏 抑制性
【中图分类号】TE144
一、工程地质概况
1、地质概况
潍北油田所处的潍北凹陷位于昌潍坳陷东北部，东以昌邑大店断裂与鲁东隆起相接，西和北为潍北凸起，南是潍县凸起，是一个以古近系孔店组和沙河街组地层沉积为主的北断南超、北陡南缓、北深南浅的不对称箕状凹陷。自上而下发育有第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组（沙一段、沙三段、沙四段）、孔一段、孔二段等地层。其油气藏主要分布于孔一段和孔二段。
2、典型井身结构
表1 常用井身结构（以昌79-斜23井为例）
开次 钻头尺寸
mm 井深
m 套管外径
mm 套管下深
m
一开 444.5 251.0 339.7 250
二开 215.9 2830 139.7 2823
二、钻井液技术难点
平原組有流沙层，钻进过程中易憋泵，易造成下表层套管遇阻；明化镇组、馆陶组含砾砂岩易堵钻具水眼；小循环钻进易导致上部“糊井眼” ；孔店组红泥岩和石膏层互层，钻井液污染问题突出；大斜度定向井岩屑携带效率低，井眼清洁难度大；孔店组储层为中-强水敏，油气层保护难度大。
三、钻井液技术对策
1、针对表层井段遇到流沙层导致下套管困难问题，采用配浆开钻或老浆开钻，使钻井液具有较高的粘度和切力（50～60S，），钻进过程中保证足够的泵排量（45～60L/S），以保证充分悬浮和携带岩屑，保证了一开大井眼的施工顺利。
2、为防止二开明化镇组、馆陶组含砾砂岩堵钻具水眼，采用一开钻井液钻进，钻井液漏斗粘度保持在40～50S之间，以稳定该段井眼；为防止“糊井眼”及提高机械钻速，钻穿该段地层后，加水稀释钻井液并加入浓度为0.3%的PAM胶液，发挥聚合物的抑制絮凝作用，并充分使用除砂器、离心机等固控设备清除劣质固相，同时保持钻井液具备较好的流变性，保证了井眼畅通。
3、为防止红泥岩污染钻井液，一是保持PAM含量，使钻井液具备强的抑制能力，防止钻头泥包并减轻污染；二是使用好离心机，并保持钻井液低粘切，以利于更好的清除固相。钻至石膏层，钻井液流变性会明显变差，而且使用普通降粘剂效果不理想。做法是：钻井液要保持较低的滤失量（＜5ml），以减轻石膏溶解速率；在滤液分析及小型试验的基础上，加入相应量Na2CO3，以沉除Ca2+，注意不要过量，防止次生CO32-、HCO3-污染。
4、针对昌邑地区大斜度定向井多，易造成井眼清洁问题的实际，主要采取了以下措施：合理调整钻井液流变参数，动塑比在0.4～0.8之间，Ф3值在2～4之间，做到钻井液不但具备好的悬浮携带能力还保持适当低的粘切，有利于提高机械钻速；使用适当高的循环排量（30～32L/S），保持较高的环空返速（1.1～1.3m/S），提高岩屑携带效率；适时的短程起下钻也对保持井眼清洁有明显作用。
5、为减弱钻井液对孔店组储层的水敏损害，我们在甲方设计普通水基钻井液体系的前提下，采取了以下措施：一是依靠加大聚合物用量提高钻井液的抑制能力；二是进储层前，严格将钻井液中压滤失量控制在5ml以内。
四、现场应用情况
昌79—斜23井井身轨迹基本数据：设计垂深2415m，斜深2830m。造斜点深1000m，造斜率15°/100 m，最大井斜55.72°，水平位移1012m。一开：配浆开钻，清水60m3，加入钠土6t、Na2CO3200kg，水化24h，加入增粘降滤失剂DS-24 200kg，钻井液漏斗粘度达到50～60S。双泵钻进，排量达到60L/S，钻进过程正常，没有憋泵现象，下表套顺利，固井正常，水泥浆返至地面。二开直井段：为防止该地区明化镇组、馆陶组普遍发育的含砾砂岩堵钻具水眼，使用一开钻井液钻进，补充清水，钻井液漏斗粘度保持在40～50S之间，以适当高的粘切稳定该段井眼；为防止“糊井眼”及提高机械钻速，钻穿该段地层后，加水稀释钻井液并加入浓度为0.3%的PAM胶液，发挥聚合物的抑制絮凝作用，并充分使用好固控设备，保持钻井液具备较好的流变性，保证了井眼畅通。出东营组，定性处理钻井液，加入0.3%FH-J24，逐步加入2%褐煤类降滤失剂FBJ-2，鉴于该地区沙四段以上地层较为稳定的实际，进沙四段前将中压滤失量逐步降低至5ml以内。二开斜井段：本井为“直-增-稳-降”四段制井身轨迹，1000m造斜，至1923m方位由270°降为210.49°，井斜达到最大值55.72°，稳斜至2211m后井斜逐步降至36°，完钻斜井段长达到1730m，井底水平位移达到1012m。
为满足特殊轨迹井眼的润滑防卡需要，从润滑、井眼清洁、工程措施等方面做工作，保证了井下安全和施工顺利。定向增斜过程中混入5%原油，后随井段增加摩阻逐步增至15～20t，2500m后再次混入5%原油，摩阻降至10t左右。为保证井眼清洁，钻进过程中循环排量达到30～32L/S，轨迹控制也尽量以能多进行复合钻为调整方向，以钻具旋转提高钻屑携带效率，尽量以适当低的粘切及保持低剪切速率下一定的切力为调整方向，分段钻井液性能见表3。沙四段下部钻遇红泥岩，该岩性分散性强，以往会对钻井液流变性较大影响，但因本井钻井液中聚合物含量充足，并提前将粘土含量控制在5%以下，故钻穿该地层没有对本井钻井液流变性产生大的影响。进入孔一段2580m后，钻遇多层石膏层，石膏的溶解使钻井液粘切明显增高，流变性变差，粘度一度从42S升至85S，切力从2Pa/4Pa升至6Pa/23Pa，通过及时加入Na2CO3200kg，钻井液各项性能恢复正常。该地区施工定向井典型钻井液配方为：5～7%土+0.5%PAM+1%FH-J24+2%FBJ-2+5～10%原油+适量烧碱采用该钻井液技术后施工井27口，其中井斜超过50°的大斜度定向井11口，没有下表套遇阻及堵钻具水眼等复杂情况发生，电测一次成功率达92.59%，声波一次成功率100%，机械钻速、钻井周期等指标同比也有明显提高，取得了比较好的使用效果。
五、结论与认识
（1）配浆开钻，提高钻井液高粘切可有效解决潍北地区一开平原组流沙层导致的下表层套管困难问题，也可以防止二开明化镇组、馆陶组含砾砂岩堵钻具水眼；（2）加强钻井液抑制能力，加入适量Na2CO3除Ca2+，强化固控设备使用等措施的应用可以减弱或消除该地区的红泥岩及石膏对钻井液的污染；（3）大斜度定向井的井眼清洁问题要依靠合理调整钻井液流变参数，适当的排量及适时的短程起下钻等综合措施来解决；（4）使用聚合物钻井液虽不能从根本上解决储层的水敏损害问题，但通过降低钻井液滤失量及提高钻井液抑制能力可以减弱其损害程度。