温南七井施工工艺及泥浆技术总结参考

温南七井施工简况及泥浆技术总结董金虎技术服务中心2000/12/30温南七井施工简况及泥浆技术总结温南七井施工简况温南七井是我公司今年完成的第二口双靶点大斜度定向井，该井设计井眼轨迹复杂，属典型的“S”型井眼（强增-稳-强降），该井轨迹控制难度大、技术含量较高、难度、风险较大。该井实钻最大井斜34.40°/2366m，完钻斜深2786.27米（井斜18.5°、方位182°），对应垂深2667.39米，井底水平位移493.86米，整个轨迹方位变化不大。该井于11月28日开始有线随钻定向，造斜点井深1745.57米，井斜1°，方位155°，定向前混溶解沥青4吨。定向前泥浆性能为：D1.14、FV27、4/0.5、2/4、PV15、YP5、PH7.5、含砂0.2%。定向过程主要问题是：1764.57-1878.43米井段因泥浆坂含、固相过低造成钻具多次一米左右放不到底，当时化验坂含52、固相6%。针对泥浆结构弱、悬浮携带能力差的问题，主要采取的措施：Ⅰ、停用离心机。Ⅱ、分三次加膨润土2.5吨、补加溶解沥青4吨，调整泥浆性能为：D1.18、FV35、4/0.5、2/5、PV18、YP9、PH7.5、含砂0.3%。12月2日有线随钻定向完，定完井深1883.57米，井斜29.1°、方位169.1°，增斜率20.36°/100m。12月3日下PZ8-2PDC钻头，采用“0-短-1”稳斜钻具、钻压30-50KN稳斜钻进至2251.72米，井斜32°、方位169°，井斜微增。2200米以前井下正常，钻具摩阻在4-8吨之间，其中2060.37米短起10个立柱，拉井壁，钻具摩阻平均6吨。2170米转化泥浆，加GXL-I1t、SPNH2t、PSC2t、QCX-I6t、无荧光润滑剂1t，密度由1.22提至1.26。转化泥浆后性能：D1.26、FV55、3/0.5、2/5、PV19、YP10、PH8.5、含砂0.2%，取样化验坂含64、固相7%、含油3%。钻至2251.72米钻具摩阻逐渐加大：开泵上提15吨、停泵20吨，决定短拉20个立柱，其中第5、6号立柱遇阻较大，下钻有四个单根遇阻划眼，划至井底循环处理泥浆，混原油10方、乳化剂160Kg，观察摩阻，平均12吨、最高15吨。因泥浆转化和混油造成粘度升至74、流动性较差，PSC碱液降粘至38秒。12月6日减钻压20-30KN，钻至2327.72米，短拉5个立柱，摩阻12吨左右，井下基本正常。12月7日钻至2372.17米，2366米测井斜34.40°、方位171°。因减钻压降斜失败加之井下摩阻加大（开泵钻具上提摩阻15-18吨、停泵摩阻20-25吨），决定起钻。12月8日用牙轮钻头（钻具结构1.5-1）通井，通至2350米遇阻划眼到井底，因井斜大，斜井段钻屑在自重力作用下造成下井壁钻屑在携带方面的困难，对泥浆悬浮携带能力要求极苛刻，加之泥浆固相、坂含较低，因此决定强化结构，干加GXL-I1吨、SPNH0.5吨、CMC150Kg、NaOH100Kg，将粘度提至53秒、动切力提至11Pa、PH值提至9，携带问题并未好转，摩阻依然很大，后分别打两次清扫液（原浆中加土粉0.5吨），返出钻屑明显增多，虽然携带问题得到了解决，但也造成泥浆固相、坂含太高，触变性大，虚泥饼后的问题。当时泥浆性能：D1.26、FV73、3.2/0.5、3/7、PV26、YP12、PH9.5、含砂0.3%，取样化验坂含75、固相12%、含油5%。12月9日通井钻具钻进至2423.14米（井斜28°、方位174°），钻具摩阻进一步加大（开泵17-20吨，停泵25-35吨）。12月10日起钻用牙轮钻头带光钻铤通井，处理泥浆：混原油10方，加乳化剂120Kg，PSC碱液调触变性、降粘至63秒，通井返出大量的钻屑和虚泥饼。12月11日下PZ8-2PDC钻头加五根螺旋钻铤（1-1降斜钻具结构），开始钻具摩阻较小（8-10吨），后又增大至15-20吨。12月16日钻进至2786.27米（井斜18.5°、方位182°），因进尺太慢决定起钻，起钻前12h混原油10方，未加乳化剂。从2366到2786.27米，井斜由34.40°降至18.50°，降斜率为3.78°/100m。因泥浆坂含、固相高、触变性大，导致钻头、扶正器严重泥包、螺旋钻铤本体一处泥包，造成进尺慢及起钻拔活塞，起钻至2247米后遇卡现象严重，用方钻杆循环带出28个单根后（井深1800米）才正常。12月17日19：30下牙轮钻头带光钻铤通井至1813米遇阻划眼，直到12月21日12：00划眼到底（2786.27米），划眼期间遇卡频繁。划眼泥浆性能：D1.32、FV200、3.2/0.5、4/10、PV30、YP15、PH10、含砂0.3%。划眼距井底100米时试图降粘至80秒，结果岩屑明显减少，后用土粉提粘至170秒才好。12月22日因地质录井无显示及考虑到该井的复杂性，甲方同意就此完钻，电测、填井打直井。经过反复长井段短拉和干通，调整泥浆性能为：D1.28、FV45、4.5/0.5、2/4、PV23、YP10、PH9.5、含砂0.2%。12月23日第一次电测遇阻（2130米），用牙轮带一个扶正器反复短拉、大排量循环、干通等，再测于2140米再次遇阻。12月25日通井，12月26日常规带加重杆测井成功，测3700第二趟于1878米遇阻，再通后测完。测井遇阻的主要原因是：⑴钻具起出时拔活塞拉坏井壁；⑵长段划眼造成井塌、井径扩大严重、形成了“大肚子”“糖葫芦”井眼。二、复杂原因分析及技术总结复杂原因分析由上述施工简况可知，温南七井施工较为艰难，主要复杂是钻头、扶正器泥包造成长井段划眼，导致井身质量极差、完井电测困难。造成大斜度井复杂的根本原因有两方面：㈠泥饼质量差，钻具摩阻居高难下，井下安全难以确保。㈡斜井段钻具紧切下井壁（特别带扶正器）、钻屑自重力作用自动浓集于下井壁极易造成携带困难（也是造成钻具摩阻大的另一重要因素），对钻井液提出更苛刻的要求。上述两方面的因素常常是钻井液处理处于两难境界：为了确保泥饼质量（薄、韧、实、光滑等）就必须保证泥浆固相、坂含较低，而较低的固相、坂含就必然一定程度上影响泥浆的携带能力（尤其是轨迹复杂、井斜大的井段）；为了解决携带问题，仅靠现有的常规处理剂难度大、费用高、效果差，只好采取提高固相、坂含的办法（提密度、加土粉等），但这种方法却牺牲了流变性和泥饼质量（触变性大、流型差、粘切高、泥饼虚厚等），结果极易造成钻头、扶正器泥包、划眼、开泵蹩漏或蹩塌地层等复杂。值得注意的是，温南七井钻具摩阻开始加大是在泥浆转化24h后突然发生的，这与当时固相急剧升高是分不开的，此后泥浆围绕着降摩阻和携带在性能上一直左右摇摆不定，最终满足了携带却造成了严重的泥包现象，是该井后续复杂的主要原因。技术总结认真总结温南七井的复杂以及回顾以前完成的大斜度定向井的情况，对钻井液技术提出如下的问题供进一步探讨：⑴对于不同的定向井钻具摩阻到底在什么范围内才算安全的问题。不应仅凭经验，而应向国内先进技术学习，认真探讨。⑵乳化聚磺体系降摩阻难的问题不应回避，应在处理力度上下功夫，在处理剂优选优配上做文章，使乳化聚磺体系既能满足携带又能满足低固相、低坂含的需要，达到降摩阻的目的。⑶正电胶钻井液工艺技术严格的说还处于摸索阶段，对于大斜度井更是如此，有待于进一步实践。温南七井与温南2-1井钻井情况对比及费用分析名称斜深m垂深m最大井斜/井深井底平移/井斜/方位轨迹情况增斜率降斜率泥浆成本元/米主要处理剂用量(吨)温南七2786.272667.3934.40°/2366m493.86m/18.5°/182°双靶点，强增-稳-强降5.38°/100m3.78°/100m132.79大分子2.7Na-PAN2.3MMH0.4GXL-I2SPNH2SHR1PSC4CMC0.6RN-18原油30ABSN0.3QCX12温南2-126502480.8637°/1845m658.59m/28°/308°强增-稳-微降6.80°/100m1.12°/100m155.86大分子3.2Na-PAN3.3GXL-I4.5SPNH2.7SHR0.6PSC5CMC0.6RN-14原油26ABSN0.12QCX10由上表可知，温南七井井眼轨迹明显比温南2-1井复杂、难度大，温南2-1井除了发生井涌一次和完井电测遇阻通井一次外，井下再无复杂，而温南七井复杂较多；温南七井泥浆成本比温南2-1井要低一些，两口井泥浆投入量基本反映了大斜度井的需要，如果井下安全能够保证，复杂减少的话成本应该还有潜力可挖。