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1、 曙光地区高密度及高密度水平井钻井液技术的应用与实践研究单位：钻井液公司兴隆台项目部研究人员：刘 榆 彭云涛 李云亭刘 聃 牛作军 赵玉平 王文超 项目负责人：刘 榆 彭云涛 材料编写人：刘 聃成果完成时间：2011 年 11 月引言石油是重要的经济资源。21 世纪，我国已成为世界石油消费大国，石油需求与供给之间的矛盾日益突出。目前，中国陆地石油勘探成度已很高，新发现油田规模总体呈变小趋势，新增储量日益困难，可动用性较差。因此，石油年产量的稳定和增长主要还是依赖已开发的主力油田的内部调整挖潜。以辽河油田曙光地区为例，为了提高石油采收率近年来所施工的开发井多以水平井为主，加之几十年的注水、注气影
2、响，目前主力油层已进入高含水、含气开采阶段。钻井过程中，注水、注气对钻井液性能的污染及所导致的地层异常高压都给原本就较为复杂的水平井钻井工艺施工造成更大的难度。井涌、井漏、出油、出砂、井塌、卡钻等井下复杂情况时有发生。钻井时效低，井下安全性差，甚至发生部分井段或井眼报废事故，严重影响该区块勘探开发的进程。本项通过分析曙光区块地层概况及钻井工艺特点，针对以往在该区块施工的高密度及高密度水平井（以下简称为高密度水平井）在工程施工中所遇到的复杂情况和技术难点。科学合理地制定出一套相应的钻井液体系，并通过一年来在该区块的实践、应用，不断完善和规范施工各阶段技术管理措施和维护处理方案,通过各种钻井液处理
3、剂的合理配伍、优化使用，避免因钻井液原因造成井下事故发生，大大缩短了工程建井周期，创综合经济效益 635.5 万元。为今后在该地区高密度水平井实现安全、快速、高效、低成本施工提供了技术规范和操作指南。1、 曙光地区生产概况1.1 地质概况曙光油田构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，累积探明含油面积185.79 平方公里，探明地质储量 41972 万吨；动用含油面积 141.38 平方公里，动用地质储量 36409.53 万吨；全油田标定可采储量 8854.80 万吨，采收率 24.3%，是一个涉及稀油、稠油、超稠油，涵盖近百个小断块的极为复杂的油田。整体构造呈一长条状单斜构造。地层倾角为 2
4、7。完钻井揭露的地层自下而上为：古近系沙河街组的沙四段、沙三段、沙一+二段，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。目前，主要开发目的层系是兴隆台组油层和馆陶油层。兴隆台组油层，油层埋深 750800m，平均厚度 52.7m。原油在 50地面脱气粘度为16.815104mPa.s。馆陶油层，油层埋深 564708m，平均厚度95.3m，原油在 50地面脱气粘度为 16.38104mPa.s。该区块埋藏较浅，兴隆台组和馆陶组油气层砂岩破裂压力较低，钻井液密度较高时易发生井漏；东营组和沙河街软泥岩发育，易缩径导致起钻抽吸。表 1 曙光地区地质分层及岩性描述地质分层界 系 统 组 段 主 要 岩 性
5、描 述第四系更新统 平原组顶部为厚层松散的砾石层及粘土，中下部多为灰白色中砂岩，灰色泥岩不等互层，底部为一套灰黄色泥质砂岩，与下伏地层明化镇组呈角度不整合接触。上新统 明化镇分为明上段和明下段。明上段为灰色细砂岩与灰色，灰黄。棕黄，棕红色泥岩呈不等互层，已砂岩为主；明下段浅灰色细砂岩与灰色泥岩棕红色、灰绿色泥岩不等互层以泥岩为主。上第三系中新统 馆陶组上部灰色灰白色砂岩，沙砾岩与灰绿色棕红色泥岩不等厚互层；中部为灰白色细砂岩，下部砂砾岩发育。一段 上部为厚层,中厚层灰白,浅灰色细砂岩,砂砾岩及灰色，灰绿色泥岩不等厚互层。二段 灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细砂岩，粉砂岩、泥岩比较发育东营
6、组三段 深灰色泥岩夹灰色细砂岩、粉砂岩。一段 灰色泥岩与浅灰色细砂岩、粉砂岩不等厚互层。二段上部灰色灰白色细砂岩、粉砂岩与薄层灰绿色棕红色泥岩不等厚互层；中部为灰白色砂砾岩、泥质、钙质粉砂岩；下部色灰白色砂砾岩、砂岩发育与薄层棕红色泥岩不等厚互层，夹少量碳质泥岩。三段 灰白色砂质砾岩、砂砾岩与灰绿色泥岩互层新生界下第三系渐新统沙河街组四段 棕褐色、棕色砂岩、砂砾岩、细砂岩及灰白色泥岩不等厚互层1.2 工程概况自曙光地区 1975 年正式投入试采至今，目前该地区所钻井型大多数以生产类定向井、水平井为主。其典型的井身结构设计方式如下（三开）：444.5mm/339.7mm（表层套管）+311.1m
7、m/ 244.5mm （套管封上部注采段及定向水平起始段）+215.9mm/ 177.8mm 或 139.7mm（封水平段套管及割缝筛管） ，油层钻遇率达到 100%。本区块常规水平井井斜达到90 中完，非常规水平井呈“鱼钩状” ，定向时井斜达到 100 以上再降斜到 90中完，目前该区块多为非常规水平井。水平段一般长 300m 左右。2、 曙光地区钻井液工作的技术难点2.1 井壁稳定问题曙光地区上部馆陶地层松散，工具造斜能力不易控制，井身轨迹控制难度大，并且井径扩大严重，会给后期施工钻井液携带悬浮带来很大困难。东营组、沙1+2 段泥岩成岩性差，水化分散快，吸水膨胀率高，地层造浆能力强，容易使
8、钻井液粘切升高，流变性变差。从而导致井壁形成泥饼过厚，大井眼环空返速低，井壁冲刷效果差，起钻过程中容易造成钻头、扶正器泥包抽吸。引起起下钻困难、扩划眼甚至井塌、卡钻等复杂事故。例如杜 32-兴 H210 井：311mm 井眼施工至 704m，起钻下引子带双 308mm 扶正器通井。下钻至 558m 时发现钻具内泥浆倒返严重，工程未按规定及时接方钻杆循环。而采取直接下钻到底，在开泵过程中，发现憋泵上提遇卡。经倒扣取出钻具 5 个单根，下套铣作业时发现自导管 50m 以下至井底 210m 发生井塌。此事故为典型的东营组地层缩径，工程操作不当造成“活塞效应”而抽空上部地层导致井筒内钻井液液面下降从而
9、发生井壁坍塌。2.2 出油、出砂及地层污染问题曙光地区为提高原油产出量及储层采收效率，个别区块内布井密度较大。良好的地层连通性，加之受周围较多的注水注气井影响，导致该地区地层压力较高，钻井过程中发生出油、出砂等问题较为普遍。本区块地理位置所属渤海湾内陆地区，海水倒灌现象也较为严重。另外，在该区块南部地区馆陶组存在矿化度很高的回注污水。因此，解决该地区受注水、注气影响而造成的地层污染及出油、出砂等问题在钻井过程中就显得尤为重要。例如，杜 84-兴 H2058 井（完钻井深1343m）完井电测完，下钻通井准备下筛管。下钻到底循环正常并短起下 16 柱（起至技术套管内）均正常。下钻余一单根接方钻杆准
10、备开泵过程中上提下放发现钻具卡死。后经六次反扣打捞，井下落鱼钻具总长为 282.71m。每次套铣循环过程中，振动筛均有大量油砂及大块砂砾岩返出，最终由于该井地层出砂严重常规密度难以平衡致使甲方决定将该井封井暂时放弃施工。下图 1、图 2 为该井出砂照片。图 1 图 22.3 防漏、堵漏问题曙光地区受开采层注水、注气影响导致地层压力失衡，钻井液实际施工密度与工程设计密度存在较大差异。加之该地区地层埋藏较浅，馆陶组、东营组和沙河街组的地层破裂压力系数较低，钻井施工中较高的钻井液密度极易压裂地层，造成井漏事故的发生。根据该区块完钻井情况及区块注采情况分析：馆陶组油层埋深 564800m 为主要油气开
11、采井段，是主要易漏井段；沙河街组局部采油亏空，易漏层位一般在 11001500m 左右，这一段沙体单层厚度一般不超过20m, 但是由于气层压力高低相差大，提密度过程中也容易发生井漏；少数井在东营井段薄层砂砾岩也发生严重井漏，深度一般在 800-1100m；部分水平井段裸眼完成，穿越油层井段长，而钻井施工中，由于上部防出油、出砂需要较高的密度平衡，以及邻井采油引起地层压力的降低造成部分低压油气层施工过程中压差过高，容易引起井漏，而水平井段的渗漏现象也较为明显。2.4 润滑防卡问题与直井段不同，大斜度井段及水平段由于钻具长期趋于下井壁，增加了井眼中钻屑的清洗难度，易形成不稳定的岩屑床，加上钻具旋转
12、时的研磨效应，钻屑被反复碾压破碎，大量的钻屑微粒混入钻井液中造成固相含量升高，增加了井下摩擦阻力和旋转扭矩，从而使井下变得比较复杂，增大了粘卡的可能性。另外，受注水、注气的影响，钻井施工中高密度钻井液的使用，加之一些防漏、堵漏材料的加入也容易对钻井液滤饼造成影响。在渗透性极好的砂岩及油层水平段施工中发生压差卡钻的几率也较大。因此，加强造斜段和水平段钻井液的润滑防卡性能也是该地区施工中的关键所在。2.5 携岩、悬岩问题大井眼环空返速比较低，311mm 井眼为了防止抽吸，钻井液普遍采用低粘、低切施工，在排量不足的情况下存在携砂、悬岩困难的问题；钻井液在高温状况下提粘困难，受地层热注水、气影响，异常
13、井温条件下水平井的携岩、悬岩也存在一定的难度。2.6 保护储层问题水平井段钻速慢，钻井液与油气层接触时间长、面积大；另外，打开油气层同时存在漏、涌、喷的风险，在防漏、防涌、防喷的同时如何减小对油气层的污染也是一个难题。2.7 钻井液本身存在的问题2.7.1 曙光地区上部地层，泥岩水化分散程度高，常规钻井液抑制性难以满足安全钻井施工的要求。2.7.2 该地区未进行大面积开采前，地层压力系数较低，钻井液通常采用不分散低固相体系。该体系钻井液固相容量小且不具备对地层的封堵能力。而目前，该地区受注水、注气影响，采用高密度钻井液。不仅要求钻井液有较强的固相容纳性且要具备良好的防漏、封堵能力。2.7.3
14、由于该地区回注污水影响，地层受污染较为严重，钻井液本身要具有较强的抗污染能力，确保钻井液体系性能稳定，满足钻井要求。2.7.4 受该区块热注影响，地层存在异常高温，水平井钻井液体系高温条件下高分子降解严重，粘切降低速度快，钻井液携岩、悬岩能力降低；2.8 其他方面问题2.8.1 在曙光地区以杜 84 区块为例，除个别几支老牌队伍常年在此施工外，另不断的有新队伍搬至此区块进行游击作战。由于这些井队在此地区没有施工经验，对于高密度布控井区块的地层岩性及特点以及周边注采井的实时动态关注不够，相对应的工程施工技术措施也不够完善。2.8.2 个别钻修井队设备配套不完善，泥浆泵排量小不能满足大井眼洗井要求
15、，环空返速不够，井眼形成不规则；在排量不达标的情况下，试图通过提高钻井液粘度满足携岩、悬浮的要求，从而导致井壁泥饼形成过厚，起下钻困难，以致扩划眼作业中划出新眼。例如，C12302 井队在杜 84-兴 H2074 井钻井施工过程中，由于泥浆泵排量小，造成设备“小马拉大车”的现象。为满足携屑需要工程领导现场要求钻井液工将粘度上提至 120s，结果在井深 842m 进行短起下钻作业过程中下钻遇阻，扩划眼时由于馆陶组砂砾岩胶结疏松可钻性好造成划出新眼。且后续施工中井斜严重超出设计范围，最终导致该井填井至 650m，重新进行侧钻定向施工。2.8.3 一线施工人员业务素质水平参差不齐。一些工作年限比较长
16、的老员工在刚时隔多年重新回到此区块打井时，也仅按照多年前在该地区施工的老方法进行常规钻井液体系的维护与处理。在突发性钻遇受污染地层或出油、出砂状况时，应急措施采取不当，在没有完全调整好钻井液性能的情况下盲目提比重，造成加重过快、过猛压漏地层，或造成钻井液“卖豆腐”甚至发生粘卡、压差卡钻等复杂事故。3、曙光地区钻井液体系的设计与处理剂优选3.1 曙光地区高密度水平井钻井液体系所要解决的主要矛盾通过上述对曙光地区地质状况及施工过程中所遇难点的分析，总结归纳起来主要矛盾即地层受注采气影响造成地层异常高压及外来污染物的侵入加之复杂的水平井钻井工艺比一般地质条件下的高密度井或定向水平井的钻井液施工所受到的束缚条件更多。3.1.1 由于该地区受长时间的注采气影响，设计中所提供的各项地层压力数据及其纵向分布数据等都没有实质性参考价值。各种强
