京11断块水平井固井工艺课件

1、 完成人: 王洪民 赵江波 朱赫 华北固井工程技术处固井一分处华北固井工程技术处固井一分处 二二七年十二月十九日七年十二月十九日 京11断块水平井位于廊坊市永清县，属冀中坳陷廊固凹陷河西务构造带。经过半年多的奋战，一分处圆满完成了京11断块水平井全部13口井的固井施工任务，固井质量全部达到甲方要求。l该区块开发井的井身结构为全部二开，套管完井。一开通常为444.5mm井眼，钻深一般在60151m，下339.7mm表层套管；二开用215.9mm钻头钻至完钻井深，下入139.7mm油层套管完井。钻遇地层依次为平原组、明化镇组及沙河街组。其中沙河街组沙四段为主要储层。大都属于中孔中、低渗型储层。而京

2、11断块水平井全部为三开井，二开完钻下入177.8mm技套，三开完井悬挂114.3mm尾管或悬挂101.6mm筛管。l（1）地质分层分层 底界深度m 层厚度 m 主要岩性描述 Qp平原组 319.8 319.8 浅灰黄色粗中砂与浅灰黄色粘土不登厚互层。与下伏地层不整合接触。 Nm明化镇组 1146.8 827 上部：为浅灰色砂岩与浅棕红色泥岩互层；下部：为灰色含砾砂岩与棕红色泥岩互层，底部为杂色砾岩。与下伏地层不整合接触。 Es3沙三下 1266.8 120 岩性以灰色、深灰色泥岩为主，其底部夹少量灰质泥岩、泥质白云岩。 Es4沙四上 1687.8 421 为灰深灰色泥岩与灰色砂岩、粉砂岩互层

3、段。局部夹火成岩 l二断块资料分析：l京11断块地层经过多年采油，出现了负压，钻井中易出现粘卡和井漏等复杂情况。经过对邻井京702井试油资料进行分析、解释后认为，该断块油层孔隙压力系数为0.981.10。受注水影响，已不能反映现在地下实际压力情况。但是，由于该区块长期注水，邻井注水最高当量密度达1.71g/cm3，原始地层压力遭破坏。该区块2006年完钻井的钻井液密度在1.50g/cm3左右。低则井涌，高则井漏的现象时有发生。本区块的其它井如：京343、京901x、京904x均发生了粘卡事故。该地区主要为NaHCO3水型，总矿化度11010.121669.6mg/L。l2007年3月21日23

4、:40钻进至井深1140m，气测全烃值由0.56上升到28.29%，当时钻井液密度为1.10 g/cm3；22日8:00边钻进边加重至井深1221m，密度为1.21 g/cm3，全烃4.15%；8:45钻进到1236.32m时全烃升至13.921%，9:09换方保、接单根。l9:28钻进井深1242.94m全烃值升至100%并持续18min，组分齐全，槽面见珠状气泡呈不规则分布，占槽面50%；见褐黄色油花呈条带状-片状分布，占槽面15%；密度由1.21 g/cm3降到1.10 g/cm3，粘度由38s升至44s，槽面上升5cm，有较浓油气味，喇叭口钻井液大量外溢，持续时间5min。l11:55

5、循环加重，钻井液密度为1.26 g/cm3，停泵观察井口不外溢。l12:30钻进，出现单根峰，全烃值由70%升至100%，并持续5min，密度降到1.16 g/cm3。l13:00边钻进边加重至井深1255.51m。l14:30循环加重，密度提至1.31 g/cm3，停泵观察井口不外溢。l14:55钻进，出现单根峰，全烃值由55%升至100%，并持续2min，密度降到1.28 g/cm3。l18:00边钻进边加重至井深1265m，密度提高到1.43 g/cm3。l19:05循环调整钻井液性能。l19:35静止活动钻具。l20:18循环测后效，全烃值最高达到100%，并持续1min，密度降到1.

6、36 g/cm3，油气上窜速度为152m/h。l20:38压水眼；22:38拉井壁14柱，井段8531265m。l23:30循环测后效，全烃值最高达到100%，并持续5min，密度降到1.22 g/cm3，喇叭口钻井液外溢，经计算油气上窜速度为131.17m/h。l23日5:00循环加重，密度提至1.48 g/cm3。l5:00起钻至表套内，井段402.331265m；10:00检查保养设备。l12:30下钻；14:30测后效循环，全烃值最高达到100%，持续时间8min，密度最低降到1.22 g/cm3，经计算油气上窜速度为82.78m/h。l20:20起钻；22:30试单弯螺杆、MWD，井

7、口液面有气泡、原油析出，油气味较重。l24日3:00下钻；5:20测后效循环，全烃值最高达到100%，持续时间15min，密度最低降到1.23 g/cm3，从开泵开始钻井液密度已降至1.40 g/cm3，经计算浓油气（密度1.33 g/cm3以下）上窜速度为55.60m/h。l23:30钻进至井深1362m，钻井液密度保持在1.40 g/cm3左右；24:00井深1362m时钻井液密度降至1.34 g/cm3。l25日5:05边加重边钻进，密度提至1.37 g/cm3，井深1379m；5:10井深1362m时出水槽泥浆面升高，油气涌出，钻井液密度降至1.30 g/cm3，停泵井口钻井液外溢。l

8、9:00边钻进边加重，密度提至1.45 g/cm3，井深1400m l20:00钻进，井深1473m，密度保持在1.45 g/cm3，接单根停泵井口泥浆少量外溢。l26日1:30边钻进边加重至井深1499m，密度提至1.55 g/cm3。l6:40钻进，井深1528m，38/16，1.55/43，4.2/0.5，2/5，0.2/8。l7:20循环。l9:55拉井壁15柱，井段10881528m。l12:20循环、测后效、投多点、加重压水眼（1.65 g/cm3）。密度最低降到1.22 g/cm3，经计算油气上窜速度为111.60m/h。l17:10起钻。19:00试单弯螺杆、MWD、换钻头。l

9、22:10下钻，井深1180m。23:10中途循环，密度最低降到1.29 g/cm3，经计算油气上窜速度为83.78m/h。l24:00下钻。l27日1:45循环测后效。密度最低降到1.10 g/cm3，返出地层水15m3。l28日7:45钻进，井深1624.36m，密度1.58 g/cm3。8:30循环。9:25拉井壁5柱，井段14701624.36m。l10:15循环测后效，密度最低降到1.38 g/cm3，经计算油气上窜速度为122.01m/h。l29日0:20钻进，井深1710m，100/DN（+47），38/23，1.63/44，井深1698m滑动钻进时发生钻具粘附现象，拉力150K

10、N解除；多点测斜数据：测深1688.93m，井斜56.57，方位88.30，垂深1620.34m，水平位移212.93m；预计井深1710m，井斜58.10，方位87.50，垂深1631.59m，水平位移230.75m。l1:00循环。3:00拉井壁12柱，井段13551710m。l4:30循环测后效，密度最低降到1.45 g/cm3，经计算油气上窜速度为84.56m/h。l4:50投测多点。10:30起钻。l13:50调试MWD、单弯，换钻头。l15:10下钻至井深629.57m；15:22采用170mm缸套泥浆泵单凡尔开泵测试MWD。l15:28采用180mm缸套泥浆泵两凡尔开泵测试MWD

11、，循环正常；15:30发现不返泥浆，井口液面下降，漏失3.5m3。l15:36接灌泥浆管线；16:20环空灌钻井液38 m3，不见液面。l17:20起出井内MWD、单弯，17:52下钻头+钻杆至井深376.44m，接回压凡尔，关封井器，期间灌浆82 m3，不见液面。l20:20组织堵漏剂、配堵漏泥浆39 m3。l20:58下钻至井深722.60m；21:00倒闸门；21:31打堵漏剂30m3，泥浆漏失20m3。l21:50起钻至井深376.44m接回压凡尔，关封井器。l30日0:50静止堵漏，观察井口液面下降；配泥浆45m3。l1:50组织堵漏剂、配堵漏泥浆25m3。l2:21打堵漏剂20m3

12、，泥浆漏失15m3。l2:25关封井器，2:32憋压替浆3 m3，立管压力由3MPa降至1MPa。l3:35憋压堵漏，立管压力由1MPa降至0MPa。l10:00开放喷阀，静止堵漏。（7:00井口液面深度16m，10:00井口液面深度3m）l12:00下钻至井深751.70m。l17:00循环，筛除堵漏剂，排量12l/s，密度1.45 g/cm3。l18:00下钻至井深1009.98m。l20:30循环，排量1225l/s，油气上窜到785m，油气循环至井口时喇叭口泥浆大量外溢，密度最低降到1.23g/cm3。l21:30下钻至井深1384.21m。l22:40循环，排量1225l/s，密度最

13、低降到1.15 g/cm3，返出地层水10.5m3。l23:40下钻至井深1553m遇阻。l31日5:00间断划眼到底，排量2535l/s，返出地层水11m3，密度最低降到1.17 g/cm3，密度最后恢复到1.40 g/cm3。l13:00循环调整钻井液性能，1.52/42、4/0.5、2/5、0.2/8。l19:00起钻，19:30调校MWD工具。l4月1日2:15分3段循环下钻到底。l3:40循环测后效，油气上窜到1012m，油气循环至井口时喇叭口钻井液外溢，密度最低降到1.28g/cm3；返出地层水8m3，密度最低降到1.17 g/cm3。l18:30钻进，井深1787m，100/DN

14、（+47）、38/18、1.451.48/41、4.4/0.5、2/5、0.2/8。l19:30测斜时发现MWD脉冲信号极弱（几乎没有），检查地面仪器。l20:30循环加重，密度提至1.50 cm3。l21:30拉井壁6柱，井段16041787m。l22:50循环测后效，密度最低降到1.39g/cm3。l4月2日4:50起钻。l7:00检查MWD测斜工具，发现阀杆阀头刺坏。l12:45分2段循环下钻到底。l14:15循环测后效，油气上窜到633m，油气循环至井口时喇叭口钻井液外溢，密度最低降到1.26g/cm3；返出地层水6m3，密度最低降到1.20 g/cm3。l20:50钻进，井深1816

15、m，100/DN（+47）、38/18、1.451.48（起钻前提至1.52）/47、4.2/0.5、2/5、0.2/8。l23:00循环调整钻井液性能。l4月3日2:30拉井壁23柱，井段11471816m。l4:00循环、测后效、加重压水眼。密度最低降到1.30 g/cm3。l（1）水平井固井时,需解决套管下入问题。在水平井段,因重力作用,套管总趋向于紧贴井眼下侧而形成窄环空,导致在注替水泥浆过程中井眼下侧的泥饼及钻井液顶替效率较低,易形成窜槽,影响固井质量。l（2）水泥浆析水的危害性极大,在水平井固井中，若水平井段的水泥浆存在析水,则析水聚积于井眼上侧,并形成一条水带而影响固井质量。这条

16、水带在水平井开采过程中,将为分层开采防水及防砂造成较大困难。水平井固井时水泥浆的失水需控制得更低,这样有利于提高水平井的固井质量。l（3）套管居中问题：因为重力作用,在水平段钻井过程中,钻屑将沉积在井眼下侧并累积成较厚的假泥饼形成岩屑床,若不清除干净,则在封固后,这条岩屑床也将为油、气、水窜提供通道,为水平井的分层开采留下较大隐患,严重的导致水平井工程报废。因弹性扶正器在套管的重力下将变形收缩,套管的居中效果不很理想。为此,应提高扶正片的倔强系数以增强其支撑能力,同时,在水平段合理使用刚性扶正器,利用刚性扶正器对套管良好的支撑能力,提高套管居中度但使用刚性扶正器又带来一个负面影响,即套管下入时

17、摩阻增大。l（4）钻井过程中岩屑床的存在是必然的,这不仅影响钻井施工的安全,也影响固井质量。在固井前的井眼准备阶段,必须将岩屑床清除干净,破坏岩屑床,并大排量洗井,排出岩屑,提高钻井液动塑比,增强其悬浮!携砂能力,频繁短起下钻还有利于井壁光滑,为以后下套管创造条件。l（京11平1井）技套主要数据MWD测斜数据：测深1800.09m，井斜73.92，方位88.88，垂深1667.56m，水平位移313.09m，闭合方位87.67；预计井深1816m，井斜76，方位88，垂深1671.69m，水平位移328.45m，闭合方位87.70 最大井斜全角变化率100m 井底水平m 井斜角度 最大 井深

18、m 方位 1.88401.3985.90189086.28l技套完钻时钻井液性能项目密度g/cm3粘度s失水ml初切 终切 含砂泥饼mmPH值完钻时1.52474.2250.20.58固井前1.52454.23100.30.58最大井斜全角变化率100m 井底水平m 井斜角度 最大 井深 m 方位 27.2890.682126.7188.1项目密度g/cm3粘度s失水ml初切 终切 含砂泥饼mmPH值完钻时1.18444.0250.10.58固井前1.18434.0240.10.58l在保证水泥浆的常规性能满足施工要求的同时,必须控制好水泥浆的析水及失水两项性能,这点对于提高水平井的固井质量及

19、减小水平井的施工风险非常重要。水泥浆析水均为零析水，水泥浆失水控制在50ml以内,并且控制得越小对于提高固井质量越好。从油井水泥降失水剂的品种及加量方面进行反复调配,将失水控制在50ml以内。根据不同的井深、井温梯度等井况调节好水泥浆的。京11断块水平井固井选配的水泥浆有: 嘉华G级水泥+微硅+DSJ（降失水剂）+BXR-200L（缓凝剂）+XP-1。上部领浆为G级缓凝水泥浆，下部尾浆为常规密度低失水水泥浆。上部G级油井水泥原浆能够携带残留泥饼和岩屑，下部常规密度低失水水泥浆具有高早强、零析水和低失水性能，能够防止水泥浆失水发生水窜。双凝结构避免水泥浆失重，防止层间窜流或高压地层水窜入井筒，保

20、证油水层段封固良好；双水泥浆结构减轻水泥浆液柱静压力和顶替动压力，防止水泥浆漏失。l固井施工时必须注入一定量的液体作为冲洗液，冲刷、清洗井壁，与钻井液相比较，其密度小，固井施工中当冲洗液返至环空时，必然导致环空液柱压力降低，造成环空液柱压力不能平衡地层压力，诱发井涌，合理优选隔离液，加大前置液用量，前置液用量占环空高度达到350m，S-104采用加入表面活性剂，清除套管表面和地层表面的油膜，产生水润湿的亲水表面，以利于水泥与套管和地层的胶结。还能克服钻井液的屈服应力，流动性好，顶替中能形成紊流，有效清除井壁泥饼，有效的驱替泥浆，减少混浆，防止泥浆窜槽，提高顶替效率。所以我们决定加入ZH-3适用

21、于配置固井用冲洗液。作为冲洗液使用时，其水溶液浓度为1-3%，能够有效稀释井内钻井液和冲洗井壁虚泥饼，与钻井液和水泥浆有很好的相容性。能够提高顶替效率；有利于压稳油气层和提高顶替效率。能够有效稀释井内钻井液和冲洗井壁虚泥饼，与钻井液和水泥浆有很好的相容性。充分利用前置液良好的流动性，稀释冲洗胶凝钻井液，提高顶效率，依靠水泥浆的平推整体上返提高顶替效率。 l针对不同的水平井特点,尤其是全角变化率及水平段长的不同,要保证套管可以顺利下入,扶正器的设计安放有较大不同。若造斜段全角变化率大,为了确保套管安全下入,则应减少刚性扶正器的使用,以减小套管柱的刚度,进而增大套管的可弯曲半径,便于下入井底。若全

22、井的全角变化率并不大,则可以设计使用较多的刚性扶正器,增强对套管的居中效果。l直井段:每两根套管安放一只弹性扶正器.造斜度:每根套管安放一只弹性扶正器。设计水泥返深至井斜角30井段每2根套管加1只弹性扶正；30-85井段每根套管加1只扶正器，且刚性、弹性间隔加放；悬挂器以下第一根套管加一个刚性扶正器，其余重叠段34根加一只刚性扶正器。水平段每2根筛管加1只扶正器，且刚性、弹性间隔加放。刚性扶正器提前在场地固定好，弹性扶正器卡放在套管接箍上。l合理使用套管扶正器，改善套管的居中程度，还可以减少下套管的摩擦阻力，保证套管安全快速下入井底，大井眼处采用旋流式扶正器，确保扶正器达到合理安放，最上面筛管

23、下面下一个，套管一根一个，重合段下3个。水平井井眼在套管偏心时的窄隙里形成滞流区，顶替时在环空窄边易窜槽，而严重影响固井质量。固井施工时有效地驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽，保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。序号 井 段 m 扶正器 规格 加放办法 扶正器 数量 自 至 122752199101.6每20米加1只弹性扶正器 4221992141101.61刚3弹1刚 5321412030101.6每20米加1只弹性扶正器 6420301888101.61刚2弹1刚加放 14518881700101.6每20米加1只刚性、弹性扶正器 10共计下入扶正器数量 弹性扶正器

24、27只+刚性扶正器14只 共计：41只 l表层套管：339.7mm套管引鞋+339.7mm套管串+339.7mm套管联顶节l技术套管：177.8mm浮鞋+177.8mm套管一根+177.8mm浮箍+177.8mm套管串+177.8mm套管联顶节l油层尾管：101.6mm洗井回压阀+101.6mm筛管串+101.6mm短套一根+101.6mm管外封隔器+101.6mm套管串+101.6mm管外封隔器+101.6mm筛管串+101.6mm短套一根+101.6mm盲板短节+101.6mm管外封隔器+101.6mm分级注水泥器+101.6mm浮箍+101.6mm套管串+177.8mm101.6mm尾管

25、悬挂器+88.9mm钻杆 l1. 完井前充分通井、循环钻井液、彻底清理井眼。在阻卡井段反复进行短起下作业，必要时进行划眼，保证井眼畅通。完钻电测后，大排量充分循环，调整泥浆性能达到完钻时泥浆性能，使用离心机，振动筛，除砂器，严格控制钻井液固相含量，确保固控设备运转率达100%，及时清除钻井液中有害固相，即防止了有害固相堵塞油层通道，又使井内干净，保证了套管顺利下入，固井作业中减小了堵憋的风险。l2、采用刚性扶正器即可满足水平段套管居中的要求，又可减少套管下入阻力，是提高浅层水平井固井与完井成功率的有效手段。刚性扶正器和弹性扶正器交错使用。既保证了套管居中,同时也不至于使套管下入时摩阻增加过大而

26、影响下套管作业为减轻套管柱重量 l3、短起钻，并大排量洗井2周以上，以清除岩屑床，并用清扫液将井内岩屑携带干净。采取在大斜度及水平井段,每钻井5060m则短起下一次,通过钻具的上下往复运动。通井后下套管前，加入一定量的油基润滑剂。l4、在固井前，循环的时间至少是二倍于井筒的钻井液体积循环所需的时间，并应达到紊流状态以消除岩屑和钻井液固相沉淀。活动钻具，产生一种促使钻井液流动的驱动力有助于打碎钻井液聚结的团块和聚结在团块中的疏松岩屑。l5、低失水水泥浆配方与相应的隔离液相配套，可有效地保护油气层和提高固井质量。l1、下完套管，水泥车憋压67MPa座挂尾管悬挂器；l2、水泥车继续憋压1112MPa，胀封封隔器稳压5min；l3.水泥车继续憋压1718MPa，打开液压分级注水泥器，小排量循环；l4、循环好后倒扣。造斜点 1268m最大水平位移 401.39m钻头尺寸 152mm最大井斜 90.68 完钻地层 沙四膏盐井段 最大井径