秋参1井高密度抗高温盐水钻井液技术解读

1、秋参1井高密度抗高温盐水钻井液技术（1）、基本情况位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔克构造带西段却勒3号背斜构造高点。设计井深：6850米；目的层：下第三系、白垩系;完钻层位：侏罗系；实际完钻井深：6920米；井底温度：163°C。该井受构造运动断层影响，钻遇两套第三系地层，每套下第三系地层中分别存在219米和230米厚的盐膏层，下盘盐膏层埋藏深，井下温度高、闭合速度快，钻井难度非常大;本井凭借合理的井身结构及优良的钻井液体系和性能，安全顺利地钻穿了两套盐膏层，并使套管顺利下至设计井深，完成固井作业。具体实钻地质分层如下：表62地层地层代号层位划分备注界系组底界（米）厚度（米）断层盐膏层新

2、生界第四系Q断层上盘膏泥岩顶：2498米盐顶：2643米盐底：2862米上第三系库车组N2K588588康村组N1-2K1346758吉迪克组N1J2030684下第三系苏维依组E2-3S2633.5603.5库姆格列木E1Km2995.5362上第三系库车组N2K3739.5744断层下盘膏泥岩顶：6257米盐顶：6497米盐底：6727米康村组N1-2K4458.5719吉迪克组N1J57181259.5下第三系苏维依组E2-3S67671049库姆格列木E1Km685386中生界白垩系K692067未穿2）、井身结构1）、地层压力预测该井地层压力预测的依据是地震资料和大宛1井、羊塔1井、

3、羊塔5井等邻井的测试资料；羊塔1井在白垩系巴什基奇克组中上部完井试油求得地层压力系数为1.111.13；羊塔5井为1.12；大北1井在目的层白垩系中途测试，求得地层压力系数为1.551.56；具体预测的压力剖面见图。«MW.2）、图根据压力预测剖面和盐膏层井身结构设计原则，本井的井身结构为：20套管下至101.15米，封固地表松散砂层；133/8套管下至2023米，分隔第一套第三系盐层上部的低压层，提高地层承压能力，为第一套下第三系盐膏层使用高密度钻井液做准备；95/8+97/8套管下至3469.09米，封隔第一套盐层；75/8无接箍套管（对81/2井眼扩眼）下至6300米，封第二套

4、上第三系砂岩发育段，提高地层承压能力，为第二套下第三系盐膏层使用高密度钻井液安全钻进做准备；51/2套管下至6579米，封固第二套盐膏层，原则是钻穿盐层10米下套管，不能钻开下第三系底砂岩；下部采用45/8钻头钻进至6920米，裸眼完井。3）、套管强度校核表表63套管井段（米）规范钢级与重量安全系数备注程序长度（米）壁厚段重（吨）累重（吨）抗拉抗挤抗内压技术套管0-1503.2995/8"*1503.29SM110TT*11.99105.23289.113.141.891.24API梯扣-3469.0997/8"*1965.8KO110T*15.875183.88183.8

5、85.661.641.45API梯扣3316.54-6271.775/8"*2955.16P110*10.92145.42145.423.662.872极线6100-673051/2"*628NCKC140B*9.1718.6918.698.991.041.23API梯扣校核说明：利用套管三轴应力设计专用软件计算75/8"套管：设计原始参数为：地层压力梯度：0.0142MPa/m；上覆压力梯度：0.023MPa/m；破裂压力梯度：0.022MPa/m；管外泥浆密度：0.0142g/cm3；管内最大泥浆密度：2.4/cm3；管内最小泥浆密度：1.7g/cm3；掏空系

6、数：0.3；p=0.4；地层不稳定；有气层。51/2"套管：设计原始参数为：地层压力梯度：0.024MPa/m；上覆压力梯度：0.024MPa/m；破裂压力梯度：0.024MPa/m；管外泥浆密度：2.4g/cm3；管内最大泥浆密度1.7/cm3；管内最小泥浆密度：1.3g/cm3；掏空系数：0.3；p=0.5；地层不稳定；有气层。（3）、钻井液技术1）、钻井液面临的难题第一套盐膏层（2498-2862米）有膏泥岩、泥膏岩、石膏、纯盐层，又有大段的软泥岩。软泥岩强度低、塑性大、孔隙压力高、粘土含量高、钻井过程中表现出很强的流变性，要求钻井液有很强的抑制地层蠕变能力；第二套盐膏层埋藏深

7、（6257-6727米）、井下温度高，盐膏层闭合速度快，要求高密度盐水钻井液在高温井况下各项性能指标都必须满足盐膏层安全钻井需要。2）、钻井液密度的确定根据本井地层压力预测及羊塔克地区盐膏层蠕变规律研究成果和大宛1井、羊塔1井、羊塔5井、大北1井等井的实钻情况，确定第一套盐膏层安全钻井液密度为1.60-2.0g/cm3,第二套盐膏层安全钻井液密度为2.0-2.4g/cm3,在进入主要目的层白垩系后，应依据钻井情况，及时调整钻井液密度和性能。3）、钻井液体系的确定通过室内实验确定了的盐膏层钻井液体系,现场两套盐膏层钻进时的钻井液配方及性能见下表。表64井段，m2643-3493层位及岩性E膏泥岩

8、、泥膏岩、石膏、纯盐层、软泥岩钻井液体系聚合醇聚磺Kcl饱和盐水钻井液钻井液配方3%搬土+2%烧碱+8-11%磺化降失水剂+3%YL-100+2-3%FT-l+3%聚合醇+3-5%润滑剂+5%KCl+Nacl至饱和+重粉和铁矿粉至所需密度钻井液性能p，g/cm31.6-2.0FV，s50-60PV，mPas45-55YP，Pa5-10Tg，Pa3-13APIFL,ml/mm1.5-2.5/0.5HTHPFL，ml/mm5-7/3MBT,g/l21-35Kf0.06pH9.5-10固含，g/l28-42油冰3-4/55-68Cl-浓度，mg/l16万-18万Ca2+浓度，mg/l200表65井段

9、，m6497-6760层位及岩性E膏泥岩、泥膏岩、石膏、纯盐层夹少量褐色软泥岩钻井液体系聚合醇硅酸盐聚磺Kcl近饱和盐水钻井液钻井液配方1.5-2.5%搬土+1.5-2%烧碱+4-6%聚合物降失水剂+6-9磺化降失水剂+1-3%FT-1+1-3%YL-120+3%聚合醇+3%硅酸钾+2-3%润滑剂+5-7%KCl+Nacl至饱和+铁矿粉至所需密度钻井液性能p，g/cm32.30-2.32FV，s85-98PV，mPas82-100YP，Pa15-20Tg，Pa2-5/5-15APIFL，ml/mm1.5-3/0.5HTHPFL,ml/mm7-10/2-4MBT,g/l18-20Kf0.1pH8

10、-10固含，g/l45-47油冰2/51-53含砂量，%0.1%Cl-浓度，mg/l173,000-179,800Ca2+浓度，mg/l3204）、钻井液维护要点使用铁矿粉（密度5.0g/cm3）加重，根据实际钻进及起下钻情况随时调整钻井液密度，由2.05g/cm3/2.25g/cm3/2.26g/cm3/2.28g/cm3/2.30g/cm3，保证了本井工程的需要，并且在加胶液维护泥浆时，及时补充加重材料以维护所需的密度。钻井液流变性控制：高密度饱和盐水由于固相含量高，加上软泥岩、泥岩分散很容易造成高粘低切，使钻井液流变性难以控制，主要的维护措施是：严格控制MBT值在20g/l左右，膨润土必

11、须经预水化之后再加入到钻井液中；严格要求钻井液的pH范围在9-10；加强钻井液对软泥岩、泥岩的抑制。保持井浆中KC17-8%、K2SiO31-2%、聚合醇2-3%；必须保证固控设备处于良好的状态，井内返出的钻井液必须严格经过四级固控设备，使用3台直线高频振动筛，振动筛布要求使用80-100目，在钻进过程中固控设备若有问题，要及时维修或更换，从而有效控制钻井液中劣质固相含量。确保钻井液的封堵能力，提高泥浆的防塌能力：重点控制HTHP滤失量，以磺化聚合物为主的抗盐、抗高温降滤失剂，使钻井液有较强的抗高温能力和稳定的性能，有较好的泥饼质量及较小的失水量；配合使用聚合醇、YL-120、FT-1、硅酸钾

12、等，在井壁上形成物理化学强封堵层，比较好地防止井塌的发生。经常补充烧碱维持pH值在9-10,避免处理剂效能的降低及钻井液性能的破坏；加入足量的纯碱、硅酸钾以对付地层中石膏对泥浆的钙污染，碱、硅酸钾配成胶液补充；保持钻井液的润滑性以降低摩阻和防止卡钻：由于本井第二套盐膏层埋藏深，裸眼长，上部井斜大，从而先天摩阻较大，为了减小摩阻，防止井下复杂情况的发生，要在井浆中一直保持2-3%的润滑剂，以及0.5%左右的SP-80；本井井底温度较高而地面温度较低，从而盐结晶比较严重造成扭矩大、摩阻大，为了及尽量减小盐结晶程度采取了以下方式：增加盐结晶抑制剂的加量，达0.5%左右；定期地补充一定量的细盐，使其在

13、地面条件下保持3-5kg/m3过量盐；胶液加量较大，胶液的氯根含量低，从而使泥浆的氯根浓度稳定。努力解决好流变性与失水之间的矛盾：多做小型实验，精心确定处理维护方案，调整胶液配方，在将粘切控制下来以后，采取高浓度胶液来降低失水，而对粘切又没有太大影响。5）、小结经以上措施维护后，泥浆的流变性、润滑性和热稳定性都较理想，配合四级固控设备，以等浓度的胶液细水长流的维护处理，井下基本正常，无垮塌和严重阻卡现象，每次起下钻均能一次到底，阻卡最大吨位20-30吨，均属于正常现象。在各方的配合下，历经94天安全钻穿2643-2862米的第一套盐膏层，至3493.09米中完，电测一次成功，平均井径13.35

14、；历经40天安全钻穿6257-6727米的第二套盐膏层，钻至6760米中完，电测一次成功，平均井径61/2，下套管、固井基本顺利。（4）、盐膏层钻井技术措施1）、钻遇盐膏层之前，必须认真检查钻具，对钻铤要进行探伤，随钻震击器必须工作正常，用螺旋钻铤，不加扶正器。2）、钻进中送钻均匀，勤送少送，密切注意转盘扭矩、泵压和返出岩屑变化，尽可能的避免蹩停，发现扭矩增大，应立即上提划眼。3）、每钻进0.30.5m上提划眼1次，上提23m，每累计钻进2m,上提划眼1次，上提距井底68m。24小时之内短起下一次拉井壁。4）、.接单根前划眼一次，方钻杆提出后，停泵通一次井眼，不遇阻卡，方可接单根，否则重新划眼

15、。5）、盐膏层钻进，应保证尽可能大的泥浆排量和较高的返速，有利于清洗井底，冲刷井壁上吸附的厚虚假泥饼。6）、在盐膏层段起下钻，应控制速度，提钻遇阻不能超过10吨，活动钻具以下放为主，在能下放的前提下，倒划眼提出；下钻遇阻，活动钻具以上提为主，划眼解除。7）、在裸眼段内要连续活动钻具，以上下活动钻具为主，活动距离应大于3米以上，因设备检查等情况，钻具必须提入套管内。8）、切实加强地层对比，卡准地质层位，防止井漏；钻台留1名钻工值班，每15分钟记录一次钻进参数，特别是钻压与悬重；加强坐岗，5分钟监测一次液面，专人观察泥浆出口，发现异常及时汇报。9）、严格执行泥浆工程师指令，维护好泥浆性能，保证入口

16、密度。10）、加强设备管理，以设备保井下。11）整个五开作业中，钻井监督、平台经理、钻井工程师必须24小时值班，以保证井下安全，避免卡钻事故。（5）、固井技术1）、水泥浆配方及性能吸取以前盐膏层使用固井水泥浆成功的经验，结合本井盐膏层地层和钻井液密的特点，本井水泥浆的配方及性能如下： 第一套盐膏层的固井水泥浆（封固95/8+97/8套管）配方：D801x0.3%+D80Ax2%+D158x2.3%+D047x0.2%+NaClx2%+阿克苏H级水泥70°C、28MPa条件下性能：a、水泥浆密度1.95g/cm3b、稠化时间：在292minc、流动度25cm，初始稠度W30BCd、AP

17、I失水量82ml/30minX7MPaXBHCTe、24小时强度（抗压）±14MPa（24小时X21.7MPaXBHSTf、析水0.1 第二套盐膏层的固井水泥浆（封固51/2套管）配方：D028x0.2%+D80Ax2%+D168x3.5%+D047x0.2%+D149x0.03%+NaClx5%+阿克苏H级水泥：铁矿粉（100：100）103°C、55-60MPa条件下性能：a、水泥浆密度2.30g/cm3b、稠化时间：在350min/40BC、352min/100BCc、流动度20cm，初始稠度W30BCd、API失水量57ml/30minX7MPaXBHCTe、24小

18、时强度（抗压）±14MPa（24小时X21.7MPaXBHSTf、析水0.1g、W/L：0.322）、盐膏层固井工艺技术 为了把套管顺利下入到设计的井深并固好井，结合塔里木的钻井工艺技术，采取“五个提前、四个快、一个平衡”的工艺措施。 在盐膏层段使用高抗挤毁厚壁套管，封固第一套盐膏层的套管结构为：97/8（K0110T*15.88）套管（1503.29-3469.09）米+95/8套管（SM110TT*11.99）（0-1509.29）米；第二套盐膏层采用高抗外挤的HC140B*9.17mm的51/2套管封固。 提首做好固井各项准备工作，各项固井准备工作（包括套管、水泥、固井工具附件、固井用水及其现场复查试验）必须在钻开盐岩层前完成，确保盐岩层钻完后可立即转入固井工序。 为保证套管的顺利下入，有必要在钻完盐岩层后短起钻至上层套管鞋内观察一个起钻下套管时间，再下钻到底检查有无阻卡存在。若有阻卡存在，不可盲目下入套管，应采取措施消除并再次