XX井钻井工程设计1课件

1、川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造 井号：XX井 井别：开发井 井型：水平井钻井设计1、钻井地质设计 1.1 基本数据 井号：XX 井井别：开发井 井型：水平井 地面海拔 592.47m，补心高 9.0m，补心海拔 601m 计算 地理位置：重庆市涪陵区江东街道办凉水村 5 组 构造位置：川东南地区川东高陡褶皱带包鸾焦石坝背斜带焦石坝构造 目的层: 上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部优质页岩气层段（对应焦页 87-3井 3610.6-3649.2m/38.6m） 设计井深：A靶点垂深：2799m， C靶点垂深：2777m， B靶点垂深：2821m； AB 段长：2074.10m； 完

2、钻井深：5160m； 完钻层位：下志留统龙马溪组下部页岩段 完钻原则：钻至 B 靶点留口袋完钻 完井方式：套管完井 1.2 钻探依据 设 计 井 区 上 奥 陶 统 五峰 组 - 下 志 留 统 龙 马 溪 组 为 深 水 陆 棚 相 沉 积， 邻 井 焦 页87-3HF(导眼井)发育厚达 89.6m 灰黑色富有机质泥页岩，TOC 平均为 2.44%，优质页岩段（- 小层）平均 TOC 为 2.85%；有机质类型为型，热演化程度（Ro）为2.42-3.13%，有利于天然气的大量生成。 邻井焦页 87-3HF(导眼井)目的层以灰黑色粉砂质、炭质泥页岩夹放射虫炭质泥页岩为主，物性分析表明优质页岩段

3、（-小层）孔隙度为 3.81-5.21%，平均孔隙度达4.48%，具较好储集性能。 邻 井 焦 页 87-3HF( 导 眼 井 ) 上 奥 陶 统 五 峰 组 - 下 志 留 统 龙 马 溪 组 含 气 量1.45-6.62m3 /t，平均为 3.49m3/t，其中，优质页岩段（-小层）含气量 3.69-6.62m3 /t，平均为 5.16m3 /t，具有较好的含气性。 邻井焦页 87-3 HF(导眼井)优质页岩段硅质含量一般为 14.6-80.4%，平均为 52.84%，碳酸盐岩含量为 1.7-52.5%，平均为 9.95%； 焦页 87-3HF(导眼井)测井解释杨氏模量3.66-4.33&

4、#215;104 MPa，平均为 3.73×104 MPa，泊松比为 0.17-0.2，最大主应力为 55.52MPa，最小主应力为 48.63MPa，水平地应力差异系数为 11%，有利于压裂改造。 邻井焦 页 87-3HF 井 水平段长 1645m，分 27 段采用大型 水力压裂， 测试产量15.37×104 m3 /d。 邻井焦页 69-2 HF 井下压力计进行温度和静压测试，实测目的层温度 103.65，计算地温梯度为 2.45/100m；计算地层压力 52.62MPa，压力系数为 1.49（压后）,邻井焦页 87-3HF 天然气组分以甲烷为主，含少量二氧化碳（0.5

5、94%）和氮气，不含硫化氢。 1.3 设计依据及钻探目的 1.3.1 设计依据： 涪陵页岩气田江东区块焦页X 号平台井位报告书。 1.3.2 钻探目的： （1）动用江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气资源； （2）新建江东区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气产能。 1.3.3 预计效果： 预计本井组 4 口井控制资源量 32.42×108 m3 ；获取水平井钻完井及气层改造的工程工艺技术参数。 1.4 设计地层剖面及预计气水 层位置 1.4.1 地层分层及油、气、水层预测（见表 1-2、表 1-3） 表 1-2 地质分层设计数据及预计油气水显示预测简表地层XX井预测故

6、障提示系统组代号底深(m)油气水层三叠系下统嘉陵江组T1j465水层飞仙关组T1f917微含气层上统长兴组P2ch1101含气含硫防漏龙潭组P2l1200微含气层防塌二叠系茅口组P1m1546微含气层防H2S、防喷下统栖霞组P1q1666微含气层梁山组P1l1674石炭系中统黄龙组C2h1677中统韩家店组S2h2551防漏、防塌志留系小河坝组S1x2675含气层下统龙马溪组S1lA 靶 2799B 靶 2821页岩气层防漏、防塌、防喷 1.4.2 邻井钻探情况 （1）基本情况 焦页 87-3HF 井（导眼井）于 2015 年 4 月 8 日采用 660.4mm3A 钻头钻导眼钻进至井深 65

7、.7m，下入 473.1mm 导管至 65.6m；5 月 16 日钻至井深 3535m，5 月 18 日换成 215.9mm 取心钻头，到 5 月 27 日取心至 3653.06m，共取心 8 次，总进尺 118.06m。5 月 28 日再换 215.9mmPDC 钻头钻进至 3683m 完钻，完钻层位奥陶系中统十字铺组。2015 年 6 月 13 日填井并裸眼完井。2015 年 6 月 19 日采用 311.2mmPDC 钻头开窗侧钻成功，侧钻点井深：2074.0m，层位：龙潭组。7 月 28 日钻至井深 3711.0m 二开中完，下入 244.5mm 技术套管至井深 3708.15m，固井

8、水钻井液返至地面。 （2）油气显示 焦页 87-3HF 井（导眼井）段龙马溪组-五峰组 3576.0-3651.0m 井段见含气显示，地质录井共解释页岩含气层、页岩气层 75.0m/2 层。其中，龙马溪组下段-五峰组井段3610.0-3651.0m（50.0m/1 层）为页岩气层，对应小层为小层（主力气层），气测全烃 1.7414.08%，甲烷 1.389.88%。 焦页 87-3HF 井（侧钻井）龙马溪组-五峰组 3721.0-5585.0m 井段见含气显示，地质录井共解释页岩气层 1749.0m/9 层。气测全烃 1.30 24.95%，甲烷 0.3718 .61%。 表 1-3 地质设计

9、分层岩性简述表 地层层序岩性描述系统组段代号三叠系下统嘉陵江组T1j灰色灰岩，与下伏飞仙关组顶部紫红色泥岩岩性区分明显，整合接触。飞仙关组T1f上部紫红色泥岩、云质灰岩与鲕粒灰岩，中部灰色灰岩，下部生屑灰岩。二叠系上统长兴组P2ch上部灰色生屑灰岩，中部及下部为灰色灰岩与泥质灰岩互层。龙潭组P2l顶部为灰黑色泥岩，中部灰色灰岩，下部为灰黑色碳质泥岩。下统茅口组P1m灰色灰岩与灰色含泥灰岩不等厚互层。栖霞组P1q灰色灰岩。梁山组P1l浅灰色泥岩。石炭系黄龙组C2h灰色灰岩。志留系中统韩家店组S2h上部绿灰色泥 岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩互层，下 部为灰色粉砂质泥岩和泥岩互层。下统小河坝组S1x上

10、部灰色泥岩 为主，夹灰色粉砂质泥岩薄层；下 部深灰色泥岩为主，夹深灰色粉砂质泥岩薄层及灰色粉砂质泥岩薄层。 龙马溪组龙三S1l3深灰色泥岩、碳质泥岩为主夹灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩薄层。龙二S1l2深灰色泥岩、碳质泥岩。龙一S1l1灰黑色碳质泥岩及碳质页岩。备注：具体分层数据见附表1（3）溢流、井漏情况焦页 87-3HF 井（导眼井）共有井漏 11 次，其中雷口坡组和小河坝组各 1 次，嘉陵江组 9 次，共漏失钻井液 18086.0m3 ，为裂缝性漏失。焦页 87-3HF 井（侧钻井）钻进过程中未发生井漏。本井全井段钻探过程中无溢流发生。 （4）硫化氢显示 焦页 87-3HF 井页岩气层段试气

11、不含硫化氢。焦页 1 井钻井过程中共检测到硫化氢显示 4 次，发生在长兴组。硫化氢显示的层段主要在二叠系，区块的局部位置在长兴组、龙潭组和栖霞组气测检测到有硫化氢显示（见表 1- 4）。井号层位井深(m)硫化氢浓度(ppm)备注720.54-743.975.0-10.0室内传感器焦页1长兴组753.59-755.06.0室内传感器760.0-761.3019.0室内传感器764.89-772.782.0-52.0室内传感器焦页 1-3HF长兴组738.38-1041.532.0-100室内传感器焦页 6-2HF栖霞组1489.425.0-100室内传感器表 1-4 焦石坝已钻井硫化氢显示统计表

12、1.5 地层孔隙压力预测与钻井 液性能要求 1.5.1 邻井试气测试情况（见表 1-5） 表 1- 5 焦页 69-2HF 井试气测试数据表 1.5.2 邻井钻井液使用情况（见表 1-6） 表 1-6 焦页 87-3HF 井钻井液性能情况表井段（m）钻井液类型相对密度（g/cm3）粘度（s）失水（ml）泥饼（mm）碱度pH备注0-2010.0清水钻井液1.01-1.0531-389-100.2-0.48-8导眼井2010.0-3683.0氯化钾聚合物1.12-1.3735-512.8-40.2-0.57-9导眼井2074.0-3711.0氯化钾聚合物1.29-1.3140-622.8-4.60

13、.49-10侧钻井3711.0-5585.0油基钻井液1.36-1.4965-822-2.40.42.5侧钻井1.5.3 地层压力预测（见表 1-7） 压力预测主要依据地震资料和邻井实钻中的钻井液密度资料及焦页 1HF 井、焦页1-3HF、焦页 5HF 井、焦页 8HF 井大型压裂后实测井底压力进行综合预测。由于受到地震预 测精度 的限制 及泥页岩 经大型压 裂改造 后测得 的压力与 未改造 的泥页 岩压力存在一定的差异，本井压力综合预测结果可能存在一定误差，要求本井钻井过程中要加强随钻压力监测工作，根据实钻情况及时调整钻井液性能，并做好井控工作。 地 层预测压力系数（压裂前）系统组代号综合预

14、测三叠系下统嘉陵江组T1j-T1f飞仙关组上统长兴组P2ch-P2l0.85-0.95龙潭组二叠系茅口组P1m下统栖霞组P1q-P1l梁山组1.101.20石炭系中统黄龙组C2h中统韩家店组S2h1.101.25志留系下统小河坝组S1x1.101.30龙马溪组S1l1.251.35表 1-7 地层压力预测表 1.5.4 钻井液类型、性能及使用原则要求 （1）使用的钻井液应保证地质录井、测井顺利进行，保证取全取准地质、工程等各项资料，最终选用钻井液体系以钻井工程设计为准。 （2）应选用低摩阻、携砂能力强、抗泥页岩膨胀、热稳定性与脱气性能好的钻井液体系。 根据预测压力系数，可适当考虑钻井液密度附加

15、值为 0.070.15g/cm3 ，尽可能实现近平衡压力钻进，减轻对气层的伤害。 应注意防止目的层段泥页岩遇水膨胀、垮塌。 现场应储备高于钻进时最高密度 0.2g/cm3 以上的高密度钻井液和加重材料。 鉴于邻区邻井实钻曾发生多次漏失，本井在可能漏失段应储备同性能的钻井液及堵漏材料，钻井液储备量应是井筒容积的 1 倍，堵漏材料应储备一次用量以上。储备钻井液应按规定循环、维护。 1.6 技术说明及故障提示（1）钻井过程中应注意防垮塌、防卡、防漏、防溢流、防喷，韩家店以上地层防 H2S。根据焦页 69-2HF 井、焦页 81-2HF 井等导眼及水平井钻探情况，由于裂缝等原因，地层存在漏失情况。钻探

16、过程中应特别注意。（2）加强应急管理，做好应急预案 本井 5km 范围内人口较多，要切实做好居民、学校的安全宣传、教育工作，加强应急管理，施工方列出危险源清单，并制定相应的控制措施；井队应制定井喷失控后的应急预案，并与当地居民进行疏散演练。本井所在区域的已钻邻井资料显示，该区域在长兴组、飞仙关组存在一定浓度的硫化氢，长兴组可能存在浅层流体，长兴组、飞仙关组、韩家店组、小河坝组、龙马溪组可能存在易漏地层，因此在钻井施工过程中应做好飞仙关组、长兴组浅层流体及硫化氢有毒气体及井漏等相应的应急预案。（3）实钻表明，江东区块处于斜坡带 速度横向变化较大，局部存在井震矛盾，地层设计与实钻可能存在差异。本井

17、浊积 砂地震反射特征较明显，但存在变薄趋势，钻井跟踪过程中中应特别注意，钻探中应特别注意。水平井施工进入小河坝组中下部采用LWD跟踪井眼轨迹，现场应结合随钻资料做好地层对比分析，卡准中完井深，预测A靶点井深，确保着陆成功。（4）邻井焦页87-3HF井钻探中在雷口坡组、小河坝组发生井漏，为地层裂缝性漏失，本井钻探过程中应予注意。2、钻井工程设计依据 涪陵页岩气田江东区块 85 号平台井位报告书、中国石化涪陵页岩气田四化建设标准化设计方案。 中华人民共和国安全生产法、中华人民共和国消防法、特种设备安全监察条例、建设工程安全生产管理条例、非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法、石油天然气安

18、全规程(AQ2012)。 钻井井控技术规程（SY/T6426）、石油天然气工业健康、安全与环境管理体系(SY/T6276)、钻井井控装置组合、配套、安装、调试与维护(SY/T5964)、丛式井平台布置及井眼防碰技术要求（SY/T 6396-2014）、涪陵页岩气田钻井井控安全技术要求（Q/SH1035 1043-2014）、涪陵页岩气田浅层气钻井安全推荐做法（Q/SH1035 1044-2014）。 非常规油气井钻前工程技术要求（Q/SH 0437-2011）、非常规油气井钻机选型 与配套（ Q/SH 0438-2011）、 非常规油 气井钻井井身 质量要求 （Q/SH 0439-2011）、

19、非常规油气水平井固井技术要求（Q/SH 0440-2011）、中国石化井控管理规定（中国石化油2015374 号）。 其它石油行业有关标准。 本构造及相邻构造钻井资料。 3、井身结构设计 根据涪陵地区龙马溪组页岩气地层特点、压力预测及目前钻井工艺技术现状，参考相邻构造已钻井实钻井身结构，依据有利于安全、优质、高效钻井和油气层保护的原则进行设计。 3.1 井身结构确定方法 涪陵页岩气田江东区块焦页 85 号平台采用丛式井组水平井开发，因此，井身结构的设计应充分考虑到地层和长水平段生产工艺的要求，各套管程序的选择为各开次钻进安全相对留有余地，以保证完成钻探目的。 上部地层可能存在含有浅层气和含 H

20、2S 气层，表层套管应封隔上部水层，建立井口，安装防喷器，为浅层气和含 H2S 气层的钻探提供安全条件。 韩家店组地层存在多套漏层，龙马溪组上部存在大套泥岩地层，在揭开龙马溪组页岩层之前，应下入技术套管，封隔上部易漏、易垮塌地层。 产层为页岩气层，完井方式采用套管射孔（分段压裂）完井。 3.2 井身结构设计 表 3-1 XX 井井身结构设计数据 开次钻头尺寸(mm)井段(m)套管外径(mm)套管下深(m)备注导管609.660473.160一开406.4602339.7600封嘉陵江组地层二开311.22752244.52750封龙马溪组页岩气层之上的易漏、易垮塌地层三开215.9516013

21、9.75150 表3-2 XX井地层与井身结构设计综合表XX 井身结构设计示意图导管直径:24(609.6mm)所钻深度:60m套管外径: 18 5/8(473.1mm)套管下深:60m水泥返高:地面一开：钻头直径:16(406.4mm)所钻深度:602m套管外径:13-3/8(339.7mm)套管下深:600m水泥返高:地面二开：钻头直径:12-1/4(311.2mm)所钻深度:2752m套管外径: 9-5/8(244.5mm)套管下深:2750m水泥返高:地面三开：钻头直径:8-1/2(215.9mm)所钻深度:5160m套管外径:5-1/2(139.7mm)套管下深:5150m水泥返高:

22、地面图 3-1 XX 井身结构示意图 4、钻井方式 导管、一开、二开至茅口组底采用清水钻井，之后转换为水基钻井液钻井；三开采用油基钻井液钻井。 5、工程质量指标 5.1 井身质量 5.1.1 直井段 对应井段的水平位移和连续三个测点的全角变化率不大于表 5-1 的规定值。 表5-1 直井段井身质量控制指标 井深（m）水平位移（m）全角变化率（°/30m）1000201.001000造斜点（水平井）301.255.1.2 造斜和扭方位井段 （1）311.2mm 井段，连续三个测点的全角变化率不大于 6.6°/30m.。 （2）215.9mm 井段，连续三个测点的全角变化率不大

23、于 7.5°/30m.。 5.1.3 水平段 （1）轨迹控制在设计靶区内，连续三个测点的全角变化率不大于 3°/30m.。 （2）平均井径扩大率不大于 15%。8、剖面设计 （1） 基本数据（深度是以转盘面按补心海拔高 601m 为基准计算的）： 设计坐标纵坐标（X）（米）横坐标（Y）（米）设计垂深（米）设计位移（米）设计方位（度）井口3292380.018741661.1A 靶点3292794187419202799488.2932.02C 靶点32933201874230327771138.2634.33B 靶点32944701874314028212560.3235.

24、28方位修正角： -3.87° 磁倾角：46.26° 磁场强度：49940nT （2）设计剖面类型：直井段造斜段稳斜段造斜段水平段。 （3）设计参数： 设计垂深（m）A 点2799造斜点深度(m)2300.00C 点2777造斜率(°100m)15.00B 点2821靶前位移（m）488.29设计方位（°）A 点32.02水平段方位(°)段长(m)C 点34.33AC36.06651.08B 点35.28CB36.051423.03设计靶区水平方向中靶半径控制在 10m 以内，垂直方向中靶半径控制在 5m 以内，井眼轨道在 AC 段为 20m&

25、#215;10m×651.08m、CB 段为 20m×10m×1423.03m 的矩形空间中穿行。（4） 井身剖面分段参数 井深m井斜°方位°闭合方位°垂深m闭合位移m南北坐标m(N+/S-)东西坐标m(E+/W-)造斜率°/100m备注0.000.000.000.000.000.000.000.000.001000.000.000.000.001000.000.000.000.000.001500.000.500.000.001499.992.182.180.000.10造斜点2300.001.000.000.002299

26、.9212.6512.650.000.062520.0233.8630.4524.852507.0376.0268.9831.9515.002667.4633.8630.4527.762629.45157.99139.8073.590.003055.8291.9436.0632.022799.00488.29414.00258.9015.00A 靶3057.6092.0836.0632.042798.94490.07415.44259.958.003658.7592.0836.0634.252777.131090.15901.09613.570.003706.8988.2336.0534.33

27、2777.001138.26940.00641.908.00C 靶5129.9288.2336.0535.282821.002560.322090.001478.900.00B 靶5160.0088.2336.0535.292821.932590.382114.311496.590.00口袋（5）井眼轨道设计分段数据表 序号井深米井斜度方位度闭合方位度垂深米位移米南北坐标米(N+/S-)东西坐标米(E+/W-)00.000.000.000.000.000.000.000.0011000.000.000.000.001000.000.000.000.0021500.000.500.000.001

28、499.992.182.180.0032300.001.000.000.002299.9212.6512.650.0042340.006.8726.924.082339.8115.1815.141.0852400.0015.8629.4014.822398.5726.3925.516.7562460.0024.8630.1021.442454.7746.8443.6017.1272520.0233.8630.4524.852507.0376.0268.9831.9582550.0033.8630.4525.862531.9292.6683.3840.4292610.0033.8630.4527

29、.082581.74126.01112.2057.36102667.4633.8630.4527.762629.45157.99139.8073.59112700.0038.7131.3528.102655.68177.21156.3283.48122760.0047.6732.5928.842699.38218.16191.10105.23132820.0056.6533.5229.602736.15265.39230.77131.07142880.0065.6234.2730.312765.08317.76274.33160.35152940.0074.6034.9230.952785.4

30、7373.98320.72192.36163000.0083.5835.5231.532796.82432.70368.80226.31A3055.8291.9436.0632.022799.00488.29414.00258.90183057.6092.0836.0632.042798.94490.07415.44259.95193150.0092.0836.0632.672795.59582.21490.09314.30203300.0092.0836.0633.372790.14731.91611.27402.54213450.0092.0836.0633.822784.70881.67

31、732.45490.78223600.0092.0836.0634.152779.261031.47853.63579.01233658.7592.0836.0634.252777.131090.15901.09613.57C3706.8988.2336.0534.332777.001138.26940.00641.90253750.0088.2336.0534.392778.331181.33974.84667.26263900.0088.2336.0534.582782.971331.201096.06755.48274050.0088.2336.0534.732787.611481.09

32、1217.28843.71284200.0088.2336.0534.852792.251630.981338.50931.94294350.0088.2336.0534.952796.881780.881459.721020.17304500.0088.2336.0535.032801.521930.781580.941108.39314650.0088.2336.0535.112806.162080.681702.161196.62324800.0088.2336.0535.172810.802230.601823.381284.85334950.0088.2336.0535.232815

33、.442380.511944.601373.08345100.0088.2336.0535.272820.072530.422065.821461.30B5129.9288.2336.0535.282821.002560.322090.001478.90365160.0088.2336.0535.292821.932590.382114.311496.599、钻井液设计 9.1 钻井液设计依据 (1)有关石油钻井行业、企业标准及规范。 (2)涪陵页岩气田江东区块 85 平台钻井地质设计所提供的地层层序、岩性剖面、地层压力预测、对钻井液的要求等资料。 (3)涪陵页岩气田江东区块 85 平台钻井工

34、程设计的井身结构、钻井方式等数据。 (4)邻井地质、钻井技术资料。 9.2 钻井液设计原则 (1)钻井液的选择有利于快速钻进和安全钻井；有利于环境保护；有利于发现和保护气层；有利于地质资料录取；有利于复杂情况的预防和处理。 (2)钻井液体系要具有良好的防塌、防漏、防硫、保护气层等能力。 9.3 钻井液设计重点提示 (1) 根据地质预告，长兴组地层可能含有硫化氢，注意预防。浅层易漏，转换钻井液时应提前添加防漏材料，减少钻井液漏失。(2) 该井龙马溪组页岩易垮塌，水平井井底水平位移大，选用油基钻井液加强水平井段防塌、润滑防卡及保护气层能力，做好设备、人员防护、环境保护工作。(3) 油基钻井液破乳电

35、压400V，以确保钻井液性能稳定。(4) 所有橡胶件必须耐油和耐腐蚀；振动筛上冲岩屑必须用柴油；循环罐上搭防雨棚；严禁雨水或污水进入油基钻井液。9.4 钻井液体系选择和密度设计 9.4.1 钻井液体系选择(见表 9-1) 本井组导管、一开、二开茅口组地层用清水钻进，以下地层采用水基钻井液钻进；三开采用油基钻井液钻进。表 9-1 XX井分段钻井液体系设计次井段（m）推荐钻井液体系导管0-60清水一开60-602清水二开602-2752KCl聚合物润滑钻井液三开2792-5160油基钻井液钻井液密度按照涪陵焦页岩气田江东区块X 号台井组钻井地质设计提供的预测压力，参照邻井实钻密度，考虑到水平井井控

36、风险增大因素，结合井口控制能力进行设计。重在发现、保护气层，做到近平衡钻井，同时钻井中切实注意防喷工作，加强钻井液储备，做好浅层气及高压气藏的防范表 9-2 XX井分段钻井液密度设计开次井段（m）层位预测地层压力系数邻井密度（g/cm3）设计密度（g/cm3）导管0-60嘉陵江组0.85-1.01.05-1.151.05-1.15一开60-602嘉陵江-茅口组空气/泡沫1.10-1.29清水1.0-1.05二开602-15001500-2752茅口-龙马溪组1.10-1.251.17-1.32三开2752-5160龙马溪组1.25-1.301.40-1.481.35-1.459.5 85 号台

37、井组分段钻井液性能参数设计(见表 9-3) 表 9-3 XX井分段钻井液性能参数设计钻头尺寸（mm）609.6406.4/311.2311.2215.9井段（m）0-6060-15001500-27522752-5160钻井液类型清水清水KCl聚合物润滑钻井液油基钻井液密度（g/cm3）1.17-1.321.35-1.45漏斗粘度（s）35-6050-90API失水（ml）82pH8-10碱度（Pom）（ml）1-2.569-2037-15静切力（Pa）1-3/3-64-6/10-12含砂量（%）0.50.5塑性粘度（mPa·s）12-2520-35动切力（Pa）5-1010-25固

38、相含量（%）6-1012-18HTHP失水（ml）3MBT（g/l）30-4010-20Kf0.20.1破乳点压（V）400未溶石灰（kg/m3）8-17CaCl2 水相中的质量百分数(万ppm) 20-30O/W70-80/30-209.6 分段钻井液配制、维护及处理程序 9.6.1 27525160m 井段 9.6.1.1 钻井液体系：油基钻井液 9.6.1.2 基本数据(见表 9-4) 表9-4 XX 井基本数据井段（m）2752-5160钻井液体系油基钻井液钻遇地层龙马溪组地层岩性灰岩、泥岩、页岩故障提示防喷、防塌钻头尺寸（mm）215.9上层套管容积（m3）110裸眼容积+8%井眼扩

39、大率（m3）100地面循环量（m3）120钻井液补充量（m3）60钻井液总处理量（m3）4009.6.1.3 钻井液配方设计(见表 9-5)表 9-5 油基钻井液推荐配方设计序号钻井液处理剂名称功能配方(kg/m3)1柴油基油2HIEMUL主乳化剂25303HICOAT辅助乳化剂15204HIFLO降滤失剂25305HIWET润湿剂10156MOGEL增粘剂15207石灰调节碱度25308HISEAL封堵剂15209CaCl2 盐水调节水相的活度26%水溶液10重晶石粉加重剂根据需要 9.6.1.4 钻井液配制和维护处理措施 9.6.1.4.1 油基钻井液配制步骤 (1)盐水配制：按以下步骤在

40、 1# 钻井液罐中配制 CaCl2；加入一定量钻井用水； 加入所需 CaCl2 (26%-重量体积比)。 (2)油基钻井液基浆配制 按以下步骤在2 #钻井液罐中配制油基钻井液基浆 在罐中注中所需用量的柴油； 盐水： 加入主(HIEMUL)、 辅乳化剂(HICOAT)， 充分搅拌 40-60 分钟； 加入润湿剂(HIWET)，充分搅拌 15-30 分钟； 加入石灰(CaO)，充分搅拌 15-20 分钟； 加入有机土(MOGEL)，充分搅拌 15-20 分钟； 加入降滤失剂(HIFLO)，充分搅拌 15-20 分钟； 按油水比 80:20 的比例缓慢将 1# 盐水罐中的盐水转移至 2# 钻井液罐油

41、基钻井液基液中(20-30 分钟)，并持续搅拌，搅拌时间尽可能长，使用剪切泵高速剪切； 停止剪切，然后用配料漏斗循环； 根据需要加入封堵剂(HISEAL)用以加强封堵 ，剪切 15-20 分钟； 根据试承压情况，如无异常加入重晶石，将钻井液密度提高到至所需密度。 按规定测定其流变参 数、滤失量、油水体积比、抗温稳定性和水相化学活度等性能。根据测出的性能和设计值之间的偏差，进行室内试验，确定调整处理方案。保证配制的油基钻井液性能指标是否达到设计的需求。 按照上述步骤配制好 一罐油基钻井液后，转移至储备罐中，搅拌维持其性能稳定；再在 1# 和 2# 罐中再次配制，直至配好设计量的油基钻井液。 将全

42、部配制好的油基钻井液混合均匀，再次检测其各项性能，确保其达到要求。 9.6.1.4.2 油基钻井液维护处理措施 (1)按规定测定其流变参数、滤失量、油水体积比、抗温稳定性和水相化学活度等性能。根据测出的性能和设计值之间的偏差，进行室内试验确定处理方案。 (2)通过加入经乳化剂和其他处理剂处理的 MOGEL 在油中的溶液或 CaCl2 盐水，调节油基钻井液的油水比。 (3)通过调节水相中的 CaCl2 浓度，调节油基钻井液的活度。 (4)钻进中如果发现钻井液滤失量大幅增大，及时补充降滤失剂、MOGEL 含量。 (5)钻进中如果出现携带岩屑困难的现象，适当补充乳化剂、润湿剂和 MOGEL，提高钻井

43、液的乳化稳定性和携岩能力。 (6) 钻进中如果发现钻井液破乳电压指标呈现下降趋势或滤液中含有水相，需及时补充乳化剂的加量。 (7)加强坐岗观察，提高全员井控意识，按照井控管理规定搞好井控工作。 (8)工程要保证足够的排量，并采取中途短起下等措施，满足井下需要。 (9)井场按设计要求储备除硫剂、堵漏材料和加重材料 (参见 12.13.1 井场储备钻井液和储备料要求)。 (10) 邻井龙马溪组地层钻进时，发生严重井漏，因此本井段钻进时要在钻井液中按设计要求加入酸溶性暂堵剂、刚性堵漏剂、油基成膜剂，提高钻井液的封堵能力，严格执行防漏堵漏措施。 (11) 钻井过程中，严密观察循环罐液面，定时测量钻井液

44、性 能，注意钻井液性能变化，根据实际及时进行调整，确保安全钻进。如果发生油气侵和井漏等现象，要立即采取措施。若钻井液密度不能平衡坍塌压力，可适当调高钻井液密度，保持井眼稳定。钻井液的密度，不仅要平衡地层压力，还要平衡地层坍塌应力。 (12)在开泵和起下钻中，要平稳操作，以防止 引起井漏、井壁坍塌、卡钻等井下3复杂情况。 (13)充分利用固控设备，清除钻井液中的有害 固相，维持钻井液的低密度和低固相，确保有效和快速钻进。 (14)钻到本井段设计井深，起钻前充分循环泥 浆并使钻井液维持较高粘度，确保井眼清洁和测井下套管顺利。 9.6.1.4.3 三开前水基钻井液替换为油基钻井液步骤 (1)准备 1

45、0 m3 高粘度(漏斗粘度80s)顶替隔离液，与入井的油基钻井液相同，其配方如下：油基钻井液基浆+3%MOGEL + 2.5% 主乳化剂(HIEMUL)+ 1.5% 降滤失剂(HIFLO)。 (2)先泵入10 m3 高粘度顶替隔离液，然后再泵入油基钻井液。顶替时，排量尽可能开大些，顶替过程中不要停泵，确保顶替效率。 (3)注意观察返浆，隔离液返回到分离池，直至未受污染的油基钻井液返出，才使油基钻井液返回到循环罐，顶替作业结束。 (4)转换过程中需注意两个问题： 顶替过程中，钻井液从振动筛的旁通阀通过 (不过筛)，不进沉沙池，以尽量减少水污染的影响。 用于顶替的第一池油基钻井液多加 10kg/m

46、3 的乳化剂预处理，减少水污染影响。 (5)油基钻井液转换完后，开泵循环，大排量充分循环 23 个循环周至油基钻井液性能稳定。 (6)油基钻井液循环均匀后，测定全套性能，符合设计要求后开始定向施工 作业。 9.6.1.4.4 水平井段钻进的井眼净化措施 (1)合理的环空返速是净化井眼的关键，推荐水平井段环空返速 0.81.10m/s。 (2)选用合理流型与钻井液流变参数。尽可能提高钻井液的动切比，钻进一段距离后需大排量循环并不停地转动钻具协助清砂，以防止环空岩屑浓度过高和岩屑床的形成，必要时利用稠塞悬浮和清除岩屑。 (3)注意测定钻井液旋转粘度计的 6 转和 3 转的读数，保持一定低剪切速率下

47、钻井液的粘度，以提高岩屑携带和悬浮能力，防止停泵时形成岩屑床。 (4)严格控制钻井液的初、终切差值，尽量避免钻井液触变性过大而带来的各种不利影响，避免起下钻过程中产生过高的抽吸和激动压力。3(5)每钻进一个立柱需上下活动和转动钻具协助清砂，以防止环空岩屑浓度过高和岩屑床的形成。除滑动钻进和接立柱外，不允许钻具在井内静止。 (6)起钻前大排量充分循环，至少要循环井内 2 个循环周，确保岩屑被携带 出来。 9.7防漏、堵漏措施 (1)井场储备水化好的般土浆和桥塞堵漏材料。有油气显示时，进行漏失封堵之前必须征得甲方的同意。 (2)根据地质预报或邻井资料，在钻遇漏层位前，加入堵漏材料单封 12%、QS

48、-2 2%，调整钻井液性能，提高其携带性能，使其具有良好的流动性。起下钻、开泵等工程操作，要认真执行操作规程，减少压力激动，防止蹩漏地层。 (3)钻至漏层时，采用小排量、低泵压、低返速钻井，并适当提高钻井液粘度，降低钻井液结构，在钻井液中加入单封 12%、QS-2 2%，快速钻过漏层(排量返速调整至岩屑能返出的最低环空返速)。 (4)发生漏失，根据漏失性质采取以下堵漏措施： 漏速小于 5m3 /h 时，用 QS-2、般土等配稠浆，打入井内静止堵漏，静止时间18-24h。 漏速 510m3 /h，合理选择桥塞堵漏剂(加量 1020%)，泵入井内静止堵漏，静止时间 2024 h。 漏速大于10 m

49、3 /h 时或只进不出，基浆加入 2%的单封，23%狄塞尔、23%云母片、23%蛭石粉、23%核桃壳及适量的棉壳粉堵漏或用水泥封堵(甲方现场监督同意后)。 (5)在整个钻井过程中，坚持“预防为主，防堵结合”的原则。 (6)严格工程操作，下钻、划眼的速度控制、中途和井底开泵以及加重速度(每循环周密度上升 0.030.05g/cm3 )都要执行安全技术措施， 严格将密度控制在设计范围内，防止人为造成井漏。 (7)因地层裂缝引起的突发性漏失，应小排量尽可能抢钻，使漏层尽可能暴露，若钻头水眼小，不能使用桥塞堵漏剂，可先配制 20 m3 稠浆注入漏层，起钻后下光钻杆进行堵漏作业。 (8)堵漏材料的选用及加量应根据漏失性质和漏速大小而定。漏速小于 10m3 /h 加量 1012%，漏速 1030m3 /h 加量