苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用

1、苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量 控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水 平井是解决这些问题的有效手段。本文针对老井开窗侧钻存 在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等 方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及 参数的具体方法。并以苏25-38-16c井实际应用情况为例， 详细阐述了工艺过程及应用效果。关键词：苏里格侧钻水平井钻井液摩阻一、前言套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技 术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的 综合技术。目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作 为解决探边井、

2、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩 余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。苏 里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进 行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结 构均为二开，即采用311. lmm钻头（244. 5mm表层套管） + 0215. 9mm钻头（139. 7mm油层套管）的井身结构。但由 于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径 较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约 苏里格气田发展的一大难题1。为解决该问题，中石油近 年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧 钻水平井的先导性试验。二、苏25-38-16

3、c井概况苏25-38-16c为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的 第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻, 老井套管结构为：244. 5 mm套管x488. 91 m+0139. 7 mm 套管x3330. 69 m,新井在原井139. 7 mm气层套管2903 m 位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m）,侧钻井段长838 mo本井目的层为盒8 ±2,选择在2903 m开窗侧钻，剖面 类型为单圆弧，最大井斜角为90. 25° ,最大水平位移为 718. 97mo其详细井眼轨迹数据如表1所示。表1苏25-38-16c井剖

4、面数据该井侧钻点为石千峰组，该地层岩性为砂岩、泥质砂岩、 砂质泥岩、泥岩互层，地层整体稳定性较好。增斜点至水平 段为石盒子组，主要包括中一薄层含砾砂岩、砂砾岩、细砂 岩、粉砂岩、泥质砂岩与砂质泥岩、泥岩互层。三、施工难点及解决措施1. 钻进摩阻大，易发生阻、卡事故该井使用118mm钻头+73mm钻杆,属于小井眼钻井，裸 眼段较长，容易产生以下复杂情况：钻具直径小柔性强， 钻进过程中容易出现严重托压问题；滑动时钻具静止时间 长，易发生粘卡2；频繁起下钻，存在键槽卡钻的风险; 石千峰组和石盒子组地层泥岩表现硬脆性，存在掉快，垮 塌风险；对钻井液提出了较高的防卡要求3。预防措施有以下几点：密切注意井

5、下和振动筛返砂情 况，根据具体情况调整钻井液密度、粘切、失水量和润滑性 能；保持良好的流型，选择45 pa的初切、710 pa的 终切即可满足携砂、悬砂要求；用加重钻杆代替钻铤，减 小钻具与井壁的接触面积。2容易发生井漏事故老井生产套管内径为121. 36mm,钻杆接箍外径为105mm, 钻头外径为118irm,环空间隙小，下钻过程中容易产生较大 的激动压力；液柱压力的特殊性是引起小井眼侧钻井漏失频 繁发生更为重要的一个因素，因为小井眼钻井的钻井液循环 环空压耗远大于常规钻井，使得钻井液循环当量密度大幅增 加5。预防井漏采取的主要措施：在钻进时，尽量保持钻井 液密度为设计下限；在易漏地层中钻进

6、，应提高钻井液的 粘度和切力，降低滤失量，加强造壁作用，减少漏失的可能; 选择合适的排量、泵压、下钻、接单根时控制下放速度， 防止产生激动压力，压漏地层。发现有微小漏失时应减小排 量；在钻井液结构性较强的情况下，下钻时应分段循环， 开泵时排量由小到大，避开易漏地层开泵，防止憋漏地层； 在钻穿易漏地层前，在钻井液中加入适量堵漏材料随钻堵 漏剂。四、实钻技术应用1. 开钻钻井液配制磨铳前先下钻通井，采用清水循环替出原井筒内流体， 在充分清洗井底后，配浆开钻。侧钻采用kcl聚磺钻井液体 系，基本配制方法是在洗井钻井液的基础上将膨润土含量稀 释至3%,再加入naoh调整ph值至9. 0,再按顺序加入wbf108 3%、smp-1 3%、npan-2 1.5%、kpam 0.3%、kcl 10%,最后 根据测得的ph适量加入naoh调整ph值保持在9. 0。下钻至 井底，泵入5m3清水作为隔离液后再替入配好的kcl聚磺钻 井液，进行开窗作业。此时钻井液性能为：密度1.051. 10 g/cm3.黏度为3555 s、切力为4.07.0 pa.滤失量为5 6 mlo2. 造斜井段泥浆性能维护造斜开始，首先补充加入适量的npan胶液，降低原浆 黏度至4065s为适，然后混入