优快钻井技术研究应用

1、 2014年年3月月汇报提纲汇报提纲一、项目概况一、项目概况1 1、立项背景、立项背景 一、项目概况一、项目概况2 2、重点区块优快钻井方案研究、重点区块优快钻井方案研究 汇报提纲汇报提纲二、完成的实物工作量二、完成的实物工作量（一）区块钻头序列优选（一）区块钻头序列优选 （一）区块钻头序列优选（一）区块钻头序列优选 下面对下面对xxxx区块生产井完钻的部分井的钻头及其使用情况进行了调研。对所有井区块生产井完钻的部分井的钻头及其使用情况进行了调研。对所有井二开钻头参数、钻井参数、进尺和机械钻速进行了统计、对比和分析。得出针二开钻头参数、钻井参数、进尺和机械钻速进行了统计、对比和分析。得出针对不

2、同地层的钻头优化方案。对不同地层的钻头优化方案。 （一）区块钻头序列优选（一）区块钻头序列优选井号井号型号型号下入下入井深井深进尺进尺地地层层纯钻纯钻时间时间机机速速M4255FL1421561Nm14111F4194J1391562Ng1792F1421421545Nm17.588M4365FL1311568Nm18.585 如表所示：二开入井的如表所示：二开入井的1#1#钻头均使用钻头均使用PDCPDC钻头，钻穿钻头，钻穿QpQp，NmNm地层。地层。xxxx县斜坡北段县斜坡北段xxxx断块上部地层为明化和馆陶组，以泥岩和砂岩互层为主，成岩性差、较软，可钻断块上部地层为明化和馆陶组，以泥岩

3、和砂岩互层为主，成岩性差、较软，可钻性较好，适用于四刀翼胎体钻头深抛物线结构性较好，适用于四刀翼胎体钻头深抛物线结构,19mm,19mm中密度布齿，较尖的保径结构中密度布齿，较尖的保径结构使排屑槽更加宽敞，更有利于排屑和提高机速。使排屑槽更加宽敞，更有利于排屑和提高机速。 1.1.（一）区块钻头序列优选（一）区块钻头序列优选井号井号型号型号起出起出井深井深进尺进尺地层地层机速机速F251183345Ng18LEA437G1807104Ng/Ed14.86JD4371832131Ng14.56H517G180941Ed14.49 表所示为表所示为2#2#钻头，均使用牙轮钻头钻穿钻头，均使用牙轮钻

4、头钻穿NgNg底含砾岩地层底含砾岩地层 。 优化方案：随着优化方案：随着PDCPDC钻头技术发展进步，钻头技术发展进步，8-1/2“ F4194J 8-1/2“ F4194J 特殊复特殊复合片降低了切削齿的破裂，建议试验合片降低了切削齿的破裂，建议试验1#1#钻头钻穿馆陶底含砾地钻头钻穿馆陶底含砾地层层 。减少一次起下钻，降低周期和成本。减少一次起下钻，降低周期和成本。 2.2.（一）区块钻头序列优选（一）区块钻头序列优选井号井号钻头钻头直径直径钻头钻头型号型号钻头钻头类型类型下入下入井深井深起出起出井深井深进尺进尺层位层位纯钻纯钻时间时间机械钻速机械钻速215.9TH1942DPDC4031

5、8541451Ed11131.91215.9TH1942DPDC40718301423Ed30.6746.4215.9M419JPDC30018761576Ed2660.62215.9TH1954DPDC20422001996Es166.5829.98215.9M419JPDd2127.521311.2F251PDC11421422028Ed5338.26215.9M1942PDC2171187970Es12244.093. 3. 20132013年根据优化方案，在下列井试验优选年根据优化方案，在下列井试验优选1#PDC1#PDC钻头直接钻穿馆钻头直接钻穿馆陶底含砾层

6、，节省了一只牙轮钻头，节省了一次起下钻时间，大大陶底含砾层，节省了一只牙轮钻头，节省了一次起下钻时间，大大节约了成本，取得了很好的效果。节约了成本，取得了很好的效果。（一）区块钻头序列优选（一）区块钻头序列优选井号井号型号型号下入下入井深井深进尺进尺地层地层机速机速TH1954D1823944Ed/Es319TH1954D18911019Ed/Es318TH1954D18011126Es317M5365L1827968Es116 表所示为表所示为3#3#钻头，均使用钻头，均使用PDCPDC钻头，钻穿钻头，钻穿EdEd、Es1Es1、Es2Es2，钻至，钻至Es3Es3地层地层 。东。东营至沙河

7、街组为中软至中硬地层，以砂岩、泥岩为主。营至沙河街组为中软至中硬地层，以砂岩、泥岩为主。 适用于五刀翼式胎体钻头，短圆形冠部，中密度布齿。短保径长度可用于旋适用于五刀翼式胎体钻头，短圆形冠部，中密度布齿。短保径长度可用于旋转导向钻井和井下马达定向钻进。非平结合面的切削齿有效地吸收高载荷应转导向钻井和井下马达定向钻进。非平结合面的切削齿有效地吸收高载荷应力，延缓切削齿的破裂和磨损。非对称刀翼和力平衡抗回旋特殊布齿设计，力，延缓切削齿的破裂和磨损。非对称刀翼和力平衡抗回旋特殊布齿设计，提高钻头的稳定性能和钻速。适用于软提高钻头的稳定性能和钻速。适用于软中等硬度地层。适用高比水马力。中等硬度地层。适

8、用高比水马力。4.4.（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用 从图中可以看出xx为了躲避74x，在300m开始定向，同时考虑下一口井的防碰，偏移方位定为南北向。79设计的预见性成功避免了和126x过近距离的出现，但是由于74x的偏移量过大，且方向正好为东向，导致126x仍需做上直段的小定向，并未因79设计而节约成本。 1 1、钻井顺序、钻井顺序（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用2 2、井位预移、井位预移井打斜的根本原因是由于地层倾角的存在，因此总结不同地区地层倾角规律，顺应地层自然造斜规律，是提高钻井钻速的另一个重要有效途径。例如在xx构造地区。当井深到

9、1800m以后地层倾角较大，倾角为1627，倾向大致为265330。钻具遵循“右漂”定律，相反方向自然造斜。采取吊打纠斜，钻速很低，采取复合钻纠斜作业后下入满眼钻具，方位又很快就飘到原方位，要进行多次纠斜，增加了钻头和螺杆的使用费用，同时由于更换钻具，增加了非钻井时效，且由于螺杆反扣角度过大，易形成“狗腿角”影响到井身质量我们结合该地区的地层特点，通过分析和研究已完钻井数据，提出了“顺应地层自然造斜规律，预移井位，确保中靶率”技术思路，将实钻井井口座标向265330方位预移3060m，按照井眼轨迹与地层倾角相反原理及钻具“右漂”定律，在正常钻进的情况下形成自然中靶，取得了非常好的效果。（二）防

10、斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用3 3、井身轨迹剖面优化设计、井身轨迹剖面优化设计 以以2013年年xx油田油田xx丛式井设计为例：丛式井设计为例：综合考虑丛式井组目的层的深浅、剖面类型、水平位移等特点，综合考虑丛式井组目的层的深浅、剖面类型、水平位移等特点，xx造斜率选择造斜率选择在在7.29/100 m之间，最大井斜角一般控制在之间，最大井斜角一般控制在20以内；以内；目的层目的层Es1垂深较深，一般在垂深较深，一般在3600m左右，水平位移在左右，水平位移在200600 m之间，造斜点之间，造斜点选择在选择在6001400之间以控制最大井斜角，同时造斜点的选择还要求两口相

11、邻定向之间以控制最大井斜角，同时造斜点的选择还要求两口相邻定向井的造斜点深度要相互错开。井的造斜点深度要相互错开。 井号垂深（m）造斜点（m）井斜（）增斜率（/30m）降斜率（/30m）闭合距（m）357060018.092.40.9598.6357570012.682.40.9406.943580140013.242.70.9236.34358580012.622.70.9384.86358060017.262.70.9563.52（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用 通过剖面设计优化尽量减小造斜通过剖面设计优化尽量减小造斜段的井眼曲率，使井眼轨迹比较光滑，段的井眼曲率，

12、使井眼轨迹比较光滑，减小井下钻具的磨损，防止复杂事故减小井下钻具的磨损，防止复杂事故的发生；同时尽量增加复合钻井井段，的发生；同时尽量增加复合钻井井段，减少滑动钻进进尺，从而提高机械钻减少滑动钻进进尺，从而提高机械钻速，缩短钻井周期。速，缩短钻井周期。 （二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用4. 4. 复合钻井复合钻井 钻柱运动状态主要包括自转、纵向振动、横向振动、扭转振动、涡动钻柱运动状态主要包括自转、纵向振动、横向振动、扭转振动、涡动等，其中涡动又可分为正向涡动和反向涡动两种。等，其中涡动又可分为正向涡动和反向涡动两种。轴向跳动粘滑扭力横向弯曲（二）防斜打快技术研究与应用

13、（二）防斜打快技术研究与应用-1-0.500.51-1-0.500.51X - ( during 0 - 300s-, E0=0mm, Ds1=306mm, Ds2=310mm )Y - ( L2=8m, L21=1.2m, E0b=8.9012mm )Case 01: Fs=-18.6374KN, W=200KN , =1 )从图中可以看出：刚开始，钻铤几何中心作向前涡动，但很快就转换为向后涡动。不过由于预弯曲结构的存在，使得钻铤中心基本回绕井眼中心回旋，并略有上移。从这点上讲，可以基本消除钻头指向不均匀造成的侧向力。值得注意的是，合指向力尽管很小，却具有降斜力的特征。合指向力约为0.014

14、28kN。（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用060120180240300-250-200-150-100-50050100150200 - ( Ds1=306mm, Ds2=310mm , W=200KN )Fv / KN due to vibration onlyCase 01: L2=8m, L21=1.2m, E0b=8.9012mm, =1右图为任一瞬时，由于钻铤涡动造成的钻头侧向力分布规律。图中侧向力的量程很大，并且向下的侧向力绝对值大于向上的侧向力，体现为钻头上的降斜力要大于钻头上的增斜力。这一点体现了一个事实，即从静力学角度出发研究得到的瞬态力也许较小，但

15、钻柱旋转时由于振动造成的瞬态力将很大。（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用 常规钟摆钻具组合降斜力计算 复合钻井的降斜力：123（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用（二）防斜打快技术研究与应用（三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用复合钻井技术加复合钻井技术加PDCPDC钻头钻井技术，其优点：钻头钻井技术，其优点： 一是高效一是高效PDCPDC钻头在某些地层的优势明显大于牙轮钻头，钻头进尺高，使钻头在某些地层的优势明显大于牙轮钻头，钻头进尺高，使用时间长，

16、起下钻的次数减少，缩短钻井周期；用时间长，起下钻的次数减少，缩短钻井周期； 二是随着螺杆钻具型号规格的完善及其性能的提高，寿命大大加长，和二是随着螺杆钻具型号规格的完善及其性能的提高，寿命大大加长，和PDCPDC钻头匹配，可充分发挥钻头匹配，可充分发挥PDCPDC钻头的效能，达到高转速的要求，提高机械钻钻头的效能，达到高转速的要求，提高机械钻速；速； 三是在深井、定向井、水平井等井眼中，常规钻井动力损耗较大，容易三是在深井、定向井、水平井等井眼中，常规钻井动力损耗较大，容易出现钻具疲劳损害，而复合钻井技术是利用井底马达直接驱动钻头，动力损出现钻具疲劳损害，而复合钻井技术是利用井底马达直接驱动钻

17、头，动力损耗较小，改善钻具在井下的工况，提高了钻井安全性。耗较小，改善钻具在井下的工况，提高了钻井安全性。 四是采用导向螺杆进行复合钻进时可以连续控制井眼轨迹，一趟钻可以四是采用导向螺杆进行复合钻进时可以连续控制井眼轨迹，一趟钻可以完成造斜、增斜、稳斜、降斜、扭方位等多种钻进方式，大大减少了起下钻完成造斜、增斜、稳斜、降斜、扭方位等多种钻进方式，大大减少了起下钻时间。时间。 PDCPDC复合钻井技术在冀中地区开发井的施工中目前主要用于：直井段的复合钻井技术在冀中地区开发井的施工中目前主要用于：直井段的防斜快速钻进，斜井段的定向、增斜滑动钻进以及稳斜段的稳斜复合高效钻防斜快速钻进，斜井段的定向、

18、增斜滑动钻进以及稳斜段的稳斜复合高效钻进。进。（三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用1 1、钻头及钻井参数的选择、钻头及钻井参数的选择 为确定钻压和转速的合理匹配，优选钻井参数，在钻井施工现场进行了钻压和转速优选试验：根据各钻机特性，在不同井深各挡转速分别寻找与最快钻速相匹配的钻压为该转速下的最优钻压；按厂家推荐的钻压转速值，转速钻压组合的钻速最快就成为该井段的优选钻压、转速；通过试验应用效果来确定优选出的转速对钻速，校验最优钻压及转速；用钻速的增加和钻井成本的大小来衡量钻井参数优选的效果。 （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用钻速方程中，钻速与钻压成线性

19、关系，与转速成指数关系但是盲目增大钻压，不仅机械钻速提高不多，而且易发生泥包钻头起钻，反而影响钻井周期。 xx区块，中上部地层泥岩较多，易发生泥包，PDC钻头钻进过程中，钻压不易加太大，经过试验寻找到合适的钻压即可达到理想效果。 序号型号井段m地层进尺m纯 钻小时机械钻速米/时钻压KN 泵压 M 转速r/min排量l/sM4193532380Ng、Ed20274248.26501550+DN36F2513619Ed、Es1123989.513.84501750+DN32M419J345-2432Nm、Ng20874744.40501650+DN38M5192432-3452Ed、Es10218

20、612.87601750+DN36M5193453-3719Es2662112.67501850+DN33TH19420361-1848Nm、Ng14872364.6520/401655+DN34TH194201848-3041Ed、Es11934725.3840/602055+DN34（三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用 2 2、复合钻井准动力学研究、复合钻井准动力学研究u复合钻井钻具组合的特点可以归纳为一个导向工具面不断有规律改变复合钻井钻具组合的特点可以归纳为一个导向工具面不断有规律改变的过程，其总体导向效果不能用某一特定装置角时钻头上的侧向力来描的过程，其总体导向效

21、果不能用某一特定装置角时钻头上的侧向力来描述，而应该用述，而应该用钻柱旋转一周内的钻头上的合导向力矢量钻柱旋转一周内的钻头上的合导向力矢量来表述。来表述。 图4.1 和导向力分布图221sssFFnF)/arctan(sssFFsF为合造斜力为合造斜力 sF为合方位力为合方位力 （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用2.1 2.1 复合钻井导向力影响分析复合钻井导向力影响分析u结论：结论：该钻具组合在直井段有防斜作用，可直接定向，井斜到一定程度该钻具组合在直井段有防斜作用，可直接定向，井斜到一定程度后复合钻进可增斜，增斜侧向力随井斜角的增加而增加。后复合钻进可增斜，增斜侧向力

22、随井斜角的增加而增加。2.1.1 2.1.1 单稳定器单弯螺杆钻具结构侧向力分析单稳定器单弯螺杆钻具结构侧向力分析（三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用2.1.2 2.1.2 双稳定器单弯螺杆钻具结构侧向力分析双稳定器单弯螺杆钻具结构侧向力分析A A、欠尺寸稳定器直接接在螺杆两端、欠尺寸稳定器直接接在螺杆两端 n近钻头稳定器距井底距离对侧向力的影响近钻头稳定器距井底距离对侧向力的影响 n稳定器之间距离对侧向力的影响稳定器之间距离对侧向力的影响 （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用A A、欠尺寸稳定器直接接在螺杆两端、欠尺寸稳定器直接接在螺杆两端 n近钻头稳

23、定器与井壁间隙对侧向力的影响近钻头稳定器与井壁间隙对侧向力的影响 n远钻头稳定器与井壁间隙对侧向力的影响远钻头稳定器与井壁间隙对侧向力的影响 （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用B B、螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器 n稳定器与井壁间隙对侧向力的影响稳定器与井壁间隙对侧向力的影响（小井斜）（小井斜） n近钻头稳定器与井底距离对侧向力的影响近钻头稳定器与井底距离对侧向力的影响 （小井斜）（小井斜） （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用B B、螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器 n两稳定器之间距离对侧向力的影响

24、两稳定器之间距离对侧向力的影响（小井斜）（小井斜） n井斜对侧向力的影响井斜对侧向力的影响（三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用B B、螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器螺杆接无磁钻铤接欠尺寸稳定器 n近钻头稳定器距井底距离对侧向力的影响近钻头稳定器距井底距离对侧向力的影响（1818井斜）井斜） n两稳定器之间距离对侧向力的影响两稳定器之间距离对侧向力的影响（1818井斜）井斜） （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用钻具组合钻具组合F1F2双扶双扶钟摆钟摆满尺寸满尺寸欠欠尺寸尺寸F2L2欠尺寸欠尺寸欠欠尺寸尺寸螺杆螺杆NDcMWDL1F1上直段钻具组合上直段钻具

25、组合微增微增F1L1L2NDCF2MWDDC定向及稳斜段钻具组合定向及稳斜段钻具组合螺杆钻具现场使用效果表螺杆钻具现场使用效果表螺杆钻具螺杆钻具0.750.75单扶单弯螺杆单扶单弯螺杆0.750.75双扶单弯螺杆双扶单弯螺杆1 1单扶单弯螺杆单扶单弯螺杆1 1双扶单弯螺杆双扶单弯螺杆1.251.25单扶单弯单扶单弯1.251.25双扶单弯双扶单弯定向钻井时增定向钻井时增斜、降斜率斜、降斜率复合钻井时增复合钻井时增斜、降斜率斜、降斜率（三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用2.22.2、应用实例分析、应用实例分析2.2.12.2.1钻具组合导向力分析钻具组合导向力分析 F2L2L

26、1F1计算参数：计算参数：钻压：钻压：50kN50kN，转速：，转速：7373螺杆，钻速：螺杆，钻速：19.57m/h19.57m/h，密度：，密度：1.12g/cm1.12g/cm3 3u上直段效果：上直段效果：二开二开130972m130972m采用双扶钟摆钻具组合打上直段，在采用双扶钟摆钻具组合打上直段，在772m772m时因时因井斜角过大（井斜角过大（此时井斜角已达此时井斜角已达2 2），起钻换复合钻具结构，由），起钻换复合钻具结构，由井深井深972m972m钻进到钻进到1641m1641m井斜角控制在井斜角控制在1.51.52.52.5之间，方位逐之间，方位逐渐由渐由112112变到

27、设计方位变到设计方位135135，较好地控制了井斜和方位，为下，较好地控制了井斜和方位，为下步定向打下良好的基础步定向打下良好的基础 （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用u由于由于ABAB之间为柱状之间为柱状靶，因此在靶，因此在稳斜过程稳斜过程中全部采用复合钻具中全部采用复合钻具钻进钻进，方位或井斜变，方位或井斜变化化3 3以上就要反扣，以上就要反扣，因此保证了井身质量。因此保证了井身质量。最 后 实 际 完 钻 井 深最 后 实 际 完 钻 井 深3856m3856m，垂深，垂深3650m3650m，最大井斜角最大井斜角42.842.8，稳斜段稳斜段610m610m。A

28、A靶的靶的靶心距靶心距3.18m3.18m，B B靶的靶的靶心距为靶心距为5.22m5.22m，设，设计井眼轨迹与实际井计井眼轨迹与实际井眼轨迹十分接近眼轨迹十分接近 （三）（三）PDC+复合钻提速技术应用复合钻提速技术应用1 1、聚磺钻井液体系深入研究、聚磺钻井液体系深入研究 （四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护 室内选取具有提高切力的处理剂进行室内实验，结果如下表。室内选取具有提高切力的处理剂进行室内实验，结果如下表。 序序 号号63表观表观粘度粘度塑性塑性粘度粘度动切力动切力动塑比动塑比基浆（基浆（5%宣化土浆）宣化土浆）43.55.532.50.83基浆基浆+0.05%提切剂提

29、切剂354.56331.00基浆基浆+0.1%提切剂提切剂3556.533.51.17基浆基浆+1%提切剂提切剂610109.536.52.17基浆基浆+2%提切剂提切剂6181322.5814.51.81由实验数据可看出：提切剂由实验数据可看出：提切剂6 6提动塑比效果最好，但在实验过程中有起泡现提动塑比效果最好，但在实验过程中有起泡现象，加消泡剂后低速搅拌泡也很难消掉。象，加消泡剂后低速搅拌泡也很难消掉。 流型调节剂效果评价流型调节剂效果评价 ，处理剂加量，处理剂加量2%2%。样样 品品AVmPa.sPYmPa.sYPPa63动塑比动塑比GELPa/PaMC VIS770000.00 0/

30、0.510024h1091100.11 0.5/1.0FCNQ2515101080.67 4.5/6.510024h19.5118.5860.77 3.0/4.0XC-CHD15.5105.5760.55 2.0/3.510024h18135430.38 2.0/3.0结论：同等加量条件下对比，FCNQ提粘切效果优于其它同类产品。 （四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护为评价不同润滑剂的润滑性能，室内对冀中地区常用润滑剂进行为评价不同润滑剂的润滑性能，室内对冀中地区常用润滑剂进行评价。实验用基浆为评价。实验用基浆为5.0%5.0%土土+0.3%KPAM+0.5%NPAN+1.0%SMP-

31、+0.3%KPAM+0.5%NPAN+1.0%SMP-1+1.0%FT-103 ,1+1.0%FT-103 ,密度密度1.20,1.20,摩阻为摩阻为0.1850.185。实验结果数据如下。实验结果数据如下。 结论：在相同加量下极压润滑剂结论：在相同加量下极压润滑剂HC-103HC-103降摩阻效果最好，实际使降摩阻效果最好，实际使用过程中可以考虑多种润滑剂复配使用。用过程中可以考虑多种润滑剂复配使用。 名名 称称加加 量量Kf 45minRH-8501RH-1RH-525HY-203RH-9051HC-103石墨石墨基浆基浆+1.0%0.0750.0850.0850.0850.1450.07

32、0.13基浆基浆+ 1.5%0.060.070.0750.070.1250.060.09基浆基浆+ 2.0%0.0550.060.060.060.0850.0350.085（四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护 聚磺钻井液性能优化聚磺钻井液性能优化 综合以上实验及现场钻井液使用效果，推荐冀中地区水平井综合以上实验及现场钻井液使用效果，推荐冀中地区水平井钻井液为钻井液为5%5%土土 + 0.3%KPAM + 1%HMP-21 + 0.3%ZHP + 2%+ 0.3%KPAM + 1%HMP-21 + 0.3%ZHP + 2%石墨石墨 +2 +2 %RH8501 + 2%HC-103 + 2

33、%SMP-1 + 2%SN%RH8501 + 2%HC-103 + 2%SMP-1 + 2%SN树脂树脂 + 2%+ 2%乳化石蜡乳化石蜡+ +重晶石。重晶石。基本性能如下：基本性能如下： 序序 号号条件条件流变性流变性Kf表观粘度表观粘度mPa.s塑性粘度塑性粘度mPa.s动切力动切力Pa动塑比动塑比静切力静切力Pa/Pa基浆基浆1.05室温室温14.5114.50.411.5/16密度密度1.30室温室温201550.330.5/100.075140/16h16.5115.50.52/13.5（四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护2 2、储层保护技术研究及应用、储层保护技术研究及应用

34、 （四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护其中，暂堵剂ZDJ-1适合xx等区块；暂堵剂ZDJ-3适合xx等区块。 （四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护 流体流体流变参数（六速）流变参数（六速）FL-APIFL-HTHP雁雁63-52X井浆井浆22，14，11，7，1，15.613.6+1%FT31，19，15，9.5，1.5，1.55.414.4+2%FT31，19，15，10，1，15.613.8+1%DYFT33，21，18，12，3，25.514+2%DYFT39，26，22，15，6，55.714.6+2%封堵剂封堵剂A28，18，14，8，1，0.53.911+2%封堵剂

35、封堵剂B28，17，13，8，1，12.99.2+2%封堵剂封堵剂C38，24，18，11，2，1.53.110+2%SN树脂树脂28，17，13，8，2.5，24.215（四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护 流体流体六速六速FL-APIFL-HTHPxx井浆井浆40，24，19，12，3，23.0-47，31，25，16，4，33.710.8+2%封堵剂封堵剂A48，31，27，18，5，43.5-45，27，22，14，4，33.39.6+2%封堵剂封堵剂C139，100，90，80，54，50-（四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护3 3、油气层保护剂效果评价、油气层保护剂

36、效果评价 钻井完井液保护油层效果的室内评价指标为渗透率恢复值，其测试程序为：钻井完井液保护油层效果的室内评价指标为渗透率恢复值，其测试程序为：1 1）准备好有代表性的小岩芯；）准备好有代表性的小岩芯；2 2）将选好的小岩芯饱和模拟地层水；）将选好的小岩芯饱和模拟地层水；3 3）按某一方向用煤油测其渗透率）按某一方向用煤油测其渗透率K0K0；4 4）应用高温高压动失水仪反向作泥浆污染实验；）应用高温高压动失水仪反向作泥浆污染实验；5 5）将污染后的小岩芯揭去外泥饼，正向测煤油渗透率）将污染后的小岩芯揭去外泥饼，正向测煤油渗透率KDKD；6 6）计算）计算Kd/KoKd/Ko，该结果即为渗透率恢复

37、值；，该结果即为渗透率恢复值； 渗透率恢复值越大，表示该泥浆对该岩芯的损害越小，即保护油层效渗透率恢复值越大，表示该泥浆对该岩芯的损害越小，即保护油层效果越好。其理论根据为：虽然钻井过程中钻井液进入了油层，但是它可以在果越好。其理论根据为：虽然钻井过程中钻井液进入了油层，但是它可以在一定压差下返排出来，从而使油层渗透率尽量恢复到原始状态，所以，应用一定压差下返排出来，从而使油层渗透率尽量恢复到原始状态，所以，应用该测试程序计算出的渗透率恢复值越大越好。该测试程序计算出的渗透率恢复值越大越好。 （四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护 在优选得到暂堵剂和封堵剂的基础上，确定了各区块的油层保护

38、方案，见表，现场加量在优选得到暂堵剂和封堵剂的基础上，确定了各区块的油层保护方案，见表，现场加量一般为一般为3%-5%3%-5%。 名称名称配方配方适用井号适用井号YBJ-1ZDJ-330%+封堵剂封堵剂A70%xxYBJ-2ZDJ-150%+封堵剂封堵剂A50%YBJ-3ZDJ-250%+封堵剂封堵剂A50%室内选用相应区块的的岩心，开展了现场钻井液加入油层保护处理剂前后的动态损害评价室内选用相应区块的的岩心，开展了现场钻井液加入油层保护处理剂前后的动态损害评价岩心岩心污染介质污染介质孔隙度孔隙度%渗透渗透率率恢复恢复值值%120min动滤失量动滤失量/mL截去截去1cm后渗透率后渗透率恢复

39、值恢复值%封堵封堵深度深度/mm1现用浆现用浆16.01685.172102+4%YBJ-110.2754.289103+4%YBJ-211.9834.093104+4%YBJ-315.9783.89110与现场钻井液相比，加入与现场钻井液相比，加入4%的油层保护剂后，钻井液的自然反排渗透率恢复值增加，同时的油层保护剂后，钻井液的自然反排渗透率恢复值增加，同时动滤失量明显减小。岩心截去动滤失量明显减小。岩心截去1cm后，渗透率恢复值普遍高于后，渗透率恢复值普遍高于85%，表明所用油层保护剂，表明所用油层保护剂，明显改善了钻井液的油层保护效果明显改善了钻井液的油层保护效果 （四）钻井液与储层保护

40、（四）钻井液与储层保护4 4、无固相顶替液的研究、无固相顶替液的研究 为减小钻井液对地层的污染，研究一种无固相顶替液，具有为减小钻井液对地层的污染，研究一种无固相顶替液，具有顶替、稀释和悬浮钻井液的作用。顶替液不含污染地层的的固相成顶替、稀释和悬浮钻井液的作用。顶替液不含污染地层的的固相成分，现场易配制，与水泥浆相容性良好，对施工安全无影响。主要分，现场易配制，与水泥浆相容性良好，对施工安全无影响。主要进行了以下几个方面的研究：进行了以下几个方面的研究：地层污染损害性研究地层污染损害性研究顶替液悬浮钻井液的研究顶替液悬浮钻井液的研究顶替液与水泥浆的相容性研究顶替液与水泥浆的相容性研究（四）钻井

41、液与储层保护（四）钻井液与储层保护 加重剂用量与顶替液密度、体积及溶解性关系加重剂用量与顶替液密度、体积及溶解性关系 水的质量水的质量 g加重剂加重剂质量质量 g密度密度 g/cm3体积体积mL溶解时间溶解时间 min溶解后溶解后有无析出有无析出2001801.4027010无无2002951.5332030无无（四）钻井液与储层保护（四）钻井液与储层保护汇报提纲汇报提纲 2013 2013年在年在xxxx，等开发井实施了简易控压钻井，对于安全钻井，降低钻井，等开发井实施了简易控压钻井，对于安全钻井，降低钻井液密度，提高机速起到很好的效果。液密度，提高机速起到很好的效果。 （一）控压钻井（一）

42、控压钻井旋转头注气卸压装置二开与邻井同井段、同井深钻井参数对比二开与邻井同井段、同井深钻井参数对比应用效果应用效果1： xx井应用井应用自激旋冲工具自激旋冲工具+139.7mm钻杆钻杆，采用，采用大排量、高泵压、低压耗大排量、高泵压、低压耗（0.51MPa），充分发挥水力参数破岩效能，增强水力破岩作用，提高环空返速，充分发挥水力参数破岩效能，增强水力破岩作用，提高环空返速，有效起到了携岩及清洗冲刷井壁的作用有效起到了携岩及清洗冲刷井壁的作用。与邻井同井深、同井段相比，。与邻井同井深、同井段相比，机械钻速平机械钻速平均提高了均提高了110%。井号钻头尺寸mm井段m段长m机速m/h钻压KN转速r/

43、min排量l/s泵压MPa密度g/cm3298.45244828063587.16608080505221221.33311.224222771.68349.682.79176651254617.519.51.221.24241.325502896.63346.632.63120200DN/603214171.301.32215.92516.912937.09306.064.76180200603014151.251.27自激旋冲工具的应用自激旋冲工具的应用（二）自激旋冲工具（二）自激旋冲工具井号测深（m）井斜（）方位（）垂深（m）闭合距（m）闭合方位（）24481.79281.892447.

44、660.32340.8328064.82280.462804.9122.40290.6424481.58161.432447.4834.73142.0428061.76187.202805.2845.48148.90应用效果应用效果2 2： 使用自激旋冲工具井段，在机械钻速显著提高使用自激旋冲工具井段，在机械钻速显著提高的前提下，通过（的前提下，通过（2806m2806m）测斜，）测斜，最大井斜最大井斜4.824.82、井底位移为井底位移为22.4m22.4m（与与xxxx井井2806m2806m对比闭合距减少对比闭合距减少50.7%50.7%），井身质量得到了保证，为后续定向造创造），井身质

45、量得到了保证，为后续定向造创造了良好环境。了良好环境。（二）自激旋冲工具（二）自激旋冲工具入井序号井段m进尺m机械钻速m/s纯钻时间h钻压KN转速rpm排量l/s泵压MPa钻井液密度g/cm3粘度s钻头数量个7314932951462.0471.4608035+DN4521.51.367918329536753802.50151.9608035+DN4521.51.36861合计5262.36223.3水力加压器应用水力加压器应用 使用水力加压器，使用水力加压器，两只两只PDCPDC钻头都钻头都无较大无较大磨损磨损。D216mmD216mm螺杆入螺杆入井井338h338h，工作时间长，工作时间

46、长达达286h286h。延长了钻头。延长了钻头进尺、螺杆的使用寿进尺、螺杆的使用寿命命 。应用效果应用效果1 1：（三）水力加压器（三）水力加压器应用效果应用效果2 2： 自自2811m井斜、位移逐渐增大，进行反扣施工，工具面稳定性差，加入井斜、位移逐渐增大，进行反扣施工，工具面稳定性差，加入0.5t石墨，效果不明显。定向钻进时候稳工具面时间较长，钻时平均石墨，效果不明显。定向钻进时候稳工具面时间较长，钻时平均30min/m。 31493675m采用水力加压器，改变加压方式，定向钻进工具面稳定好，采用水力加压器，改变加压方式，定向钻进工具面稳定好，提提高了定向效率高了定向效率。（三）水力加压器

47、（三）水力加压器应用效果应用效果3 3：u第一次入井（第一次入井（水力加压器直接接螺杆水力加压器直接接螺杆上面上面），井深），井深3250m3260m，井斜角，井斜角大于大于7，出现较为严重的拖压现象，出现较为严重的拖压现象（钻时为钻时为30min/m133.7min/m）。）。因此，定向钻进前加入因此，定向钻进前加入0.5t石墨，有效石墨，有效减轻拖压，但维持时间较短，减轻拖压，但维持时间较短，约约3h。u第二次入井调整钻具组合（第二次入井调整钻具组合（水力加压水力加压器与螺杆之间加两个无磁钻铤器与螺杆之间加两个无磁钻铤） ，井，井段段32953675m(平均钻时平均钻时23min/m),无

48、无托压现象，效果明显。托压现象，效果明显。（三）水力加压器（三）水力加压器应用效果应用效果4 4：该井从该井从3189m造斜，钻至造斜，钻至3675m，井斜，井斜45.32，闭合，闭合距为距为158.88m，闭合方位，闭合方位 为为158.16（设计设计3675m，井，井斜斜45，闭合距，闭合距171.35m，闭合方位闭合方位158.9 ） .平均井斜变化率为平均井斜变化率为2.56，平均狗腿度为平均狗腿度为2.95。本井本井段有较好的造斜率及机械钻段有较好的造斜率及机械钻速，速，保证了井眼轨迹圆滑，保证了井眼轨迹圆滑，有利于后期作业。有利于后期作业。（三）水力加压器（三）水力加压器n 技术适

49、用性技术适用性 针对针对xxxx等致密油气储层改造要求，可推广应用滑套固井分段等致密油气储层改造要求，可推广应用滑套固井分段压裂技术。压裂技术。致密油气水平井要求：致密油气水平井要求：大型体积压裂，既要保证完井尺寸和后期大型体积压裂，既要保证完井尺寸和后期作业需求，又要保证钻、完井安全、经济。作业需求，又要保证钻、完井安全、经济。滑套固井压裂工艺优点：安全、经济、可靠。滑套固井压裂工艺优点：安全、经济、可靠。具有对井眼要求低、具有对井眼要求低、下入容易，球座钻除后实现全通径，利于后期作业施工，投球滑下入容易，球座钻除后实现全通径，利于后期作业施工，投球滑套可关闭，套管压裂磨阻小、排量大等特点，

50、符合致密油气水平套可关闭，套管压裂磨阻小、排量大等特点，符合致密油气水平井要求。井要求。（四）滑套固井分段压裂技术（四）滑套固井分段压裂技术（1 1）分段压裂技术对比）分段压裂技术对比工艺优点缺点裸眼分段压裂技术 1.完井压裂一趟管柱；2.分段级数多（31/2“油管，可分24段） 1.工艺相对复杂；2.管柱刚性强，对井眼要求高；3.裸眼完井，不适合井壁不稳定的地层固井滑套分段压裂技术 1.对井眼要求低、下入容易；2.球座钻除后实现全通径，利于后期作业施工；3.投球滑套可关闭；4.套管压裂磨阻小、排量大 1.级数受到一定限制 。射孔+快钻塞分级施工周期长；压裂液在地层停留时间长，对地层伤害大；对于气井，水锁可能性增加；分级要权衡级数；施工时间和经济性桥塞泵送下入，施工后易钻除，较常规桥塞分压周期有所缩短（束探1）不动管柱水力喷射压裂技术 1.能够对老井改造；2.不用封隔器，靠水力封隔 1.施工规模和排量受限制；2.施工风险大、容易沙卡，管柱起