排8-40井钻井工程完井报告

1、排8-40井工程完井总结报告单位：塔里木第三勘探公司20126队时间：2006年11月24日 汇报人:李文锋 1 施工概况2 基础数据 3各次开钻施工总结4钻井工程质量5钻井复杂情况及事故分析 6钻头使用情况分析7钻井时效统计8地层压力检测9井控工作10油气层保护措施11成功经验施工难点与存在问题12钻井潜力分析、认识及建议 钻井液部分附表1测斜测量数据表 附表2井径测量数据表 1 施工概况1 施工概况排8-40井位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市五五新镇西北，排8-30井井口方位500，距离3649m处。塔里木第三勘探公司20126队自2006年11月5日9:00搬迁2006年11月6日12:0

2、0开始安装。2006年11月8日15：00使用311.1mmMP2钻头一开,2006年11月8日0：00一开完钻，井深104m 。2006年11月10日12:30用215.9mm HAT127钻头二开，2006年11月13日7：30二开完钻，完钻井深1070m。完钻电测:最大井斜0.77，方位:67.27(井深: 295320m)。最大全角变化率1.070/25m，井底水平位移5.58m。最大井径:243.33mm(井深104120m)，最小井径:207.01mm(井深845870m)，平均井径扩大率0.96%。井身质量合格。2006年11月16日15：00开始下油层套管，下入天津产139.7

3、mm、钢级N80、壁厚7.73mm套管38根（384.63 m）和 钢级J55、壁厚7.72mm套管57根（668.52 m）共计段长1053.15 m。联入3.25m，套管下深1059.33m，浮箍位置：1048.401048.63m，磁性定位：974.47976.84m ,共下入扶正器15个，下套管施工顺利。采用常规固井，注入伊犁G高水泥20t，注水泥浆13m3，水泥浆最高密度1.89g/cm3最低密度1.80g/cm3平均密度1.85g/cm3替入钻井液7m3，碰压15Mpa,水泥返至446m。11月17日3：00油层固井，11月18日16：30测声幅，固井质量合格。11月18日17：0

4、0试压15MPa稳压0：30压降0，11月18日17：00完井。 2.1工程数据 工程数据(1) 搬迁日期：2006年11月5日9：00(2) 安装日期：2006年11月6日12：00(3) 一开日期：2006年11月8日15：00一开完钻日期：2006年11月8日24：00(4) 二开日期：2006年11月10日12：30 二开完钻日期：2006年11月13日7：30(5) 完井日期：2006年11月13日7：30(6) 完钻井深：1070m(7) 钻井周期：4d16.5h(8) 建井周期：10d2h(9) 钻机台月：0.34台月(10) 钻机月速：3147.06m/台月(11) 平均机械钻

5、速：22.77m/h(12) 井身质量：合格(13) 固井质量：合格2.1.1井身结构 1、井身结构示意图(1)排8-40井井身结构图（图1）图 1 排2-30井井身结构图 一开井眼直径：311.1mm套管外径：244.5 mm所钻深度：104m套管下深：103.67m水泥返高：地面二开井眼直径：215.9 mm套管外径：139.7 mm所钻深度：1070 m套管下深：1059.33m水泥返高：446m人工井底：1046m1 排8-40井井身结构图（2）排8-40井井身结构数据表表1 排8-440井井身结构数据表序号井眼尺寸(mm)井深（m）（设计 / 实际）套管规格（mm）下深（m）（设计

6、/ 实际）水 泥 返 深（设计 / 实际）一开311.1101/311.1104 244.5J558.94100/244.5J558.94103.67地面/地面二开215.91077/215.91070 139.7J557.721075/139.7J557.721059.33 700/446图2 排8-40井完井简易井口示意图2.1.2完井简易井口示意图（图2）2 基础数据 2.2地质数据(1) 井号：排8-40井(2) 井别：评价井(3) 井型：直井(4) 井位数据井位坐标：纵（X）4981923.83m 横（Y）15321895.47m井口海拔： m地理位置：排8-40井位于新疆维吾尔自治

7、区哈萨克自治州克拉玛依市五五新镇西北.排8-30井井口方位500，距离3649m构造位置：准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东部排8-40沙湾组砂体高部位。(5) 设计井深完钻井深：1077/1070m。(6) 目的层：新近系沙湾组。(7) 完钻层位：沙湾组(8) 完井方法：套管完井法(9) 钻探目的：了解沙湾组排8-40岩性圈闭高部位含油气情况。(10) 地质分层表1：排8-40井地质分层数据表2 排2-30井地质分层数据表1-2 排8-40井地质分层数据地层分层设计地层实钻地层岩性界系统组底深(m)厚度(m)底深(m)厚度(m)新生界第四系更新统西域组独山子组255255255255浅灰色泥质粉

8、砂岩、褐黄色砾状砂岩与灰色泥岩呈不等厚互层上新统380125380125新近系中新统塔西河组940 560954574棕红色泥质粉砂岩褐灰色砂砾岩、棕红色泥岩.沙湾组 （未穿）10771371070116灰色杂色砾状砂岩、灰色荧光细砂岩 3各次开钻施工总结 3.1一开（0104m） 一开主要是防斜打直，为二开提供良好的井眼条件。本井于2006年11月8日15：00用311.1mmP2钻头一开，钻至井深104m。一开地层主要为浅棕黄色砂岩、粘土，未胶结、未成岩。钻进时要求钻至导管鞋时，适当降低排量，防止导管下沉，同时地面对导管进行加固。下部钻进以提高钻头水马力为主，禁止定点循环，防止冲出不规则井

9、眼，每钻完一个单根上下划眼二至三次，及时修整井壁,控制好井身质量,以利于套管下入。一开钻具组合：311.1mmP2钻头+158.8mm钻铤11根，开始用小钻压 1030KN，转速 78r/min，排量 26l/s，坚持吊打，确保了井眼开直。钻井液方面，由于井眼尺寸大，钻井液携带岩屑困难，井壁稳定性差，易蹩漏。针对地层特点，采用膨润土-聚合物防塌钻井液体系，配70m3膨润土浆预水化24后，在钻进过程中细水长流地补充LV-CMC胶液，严格控制钻进中的劣质固相，同时坚持固控设备使用率100%，保证了钻井液有足够的悬浮携砂能力，下套管、固井都很顺利。由于采用以上技术措施，顺利下入244.5mm表层套管

10、9根，下深103.67m。固井:注入新疆G高水泥18t，水泥浆12 m3、密度：最大1.90g/cm3、最小1.75g/cm3、平均1.82g/cm3，替入钻井液：3.8m3水泥浆返至地面。整个下套管和固井工作顺 。 3.2二开（1041070） 二开主要工作是打开油气层为后续采油创造条件。2006年11月10日12:30用215.9mmAT127钻头二开，2006年11月13日7:30完钻。二开钻具结构：215.9mm钻头+158.8mm钻铤13根+127mm钻杆。我们针对地层特点，采用相应的技术措施，对可钻性强的地层，优选钻头水力参数，主要采用高转速、大排量清洗井底，保证携砂，以利起下钻。

11、对易缩径井段，每打完一根单根，划眼二至三次，对上部易掉块、易垮塌地层禁止定点循环。控制起下钻速度，禁止猛提猛放，减少钻具对地层的冲击和破坏，保护好井眼。完钻电侧最大井斜为0.770，全井最大全角变化率1.070/25m.二开钻井液采用低固相聚合物防塌非渗透钻井液体系。在钻进过程中补充LV-CMC胶液，控制滤失量，改善滤饼质量。保持钻井液具有良好的流变性能。强化四级固控设备的管理使用，达到近平衡钻井和保护油气层的目的。固控设备运转率100%，及时清除了岩屑和有害固相。防止井壁垮塌。完钻前，提前处理好钻井液性能，适当提高钻井液粘切，打入封闭液， 做好电测前钻井液准备工作。2006年11月16日15

12、：00开始下油层套管，下入天津产139.7mm、钢级N80、壁厚7.73mm套管38根（384.63 m）和 钢级J55、壁厚7.72mm套管57根（668.52 m）共计段长1053.15 m。联入3.25m，套管下深1059.33m，浮箍位置：1048.401048.63m，磁性定位：974.47976.84m ,共下入扶正器15个，下套管施工顺利。采用常规固井，注入伊犁G高水泥20t，注水泥浆13m3，水泥浆最高密度1.89g/cm3最低密度1.80g/cm3平均密度1.85g/cm3替入钻井液7m3，碰压15Mpa,水泥返至446m。4钻井工程质量依据本井设计对井身质量的控制要求，制定

13、出钻井施工中详细切实可行的技术措施。一开钻具组合:311.1mmMP2钻头+158.8mm钻铤11根，开始用小钻压 1030KN，转速 78r/min，排量 261/s，坚持吊打，确保了井眼开直。二开钻具组合：215.9mmAT127钻头+158.8mm钻铤13根+127mm钻杆。为了保证井眼打直，在钻井过程中，要求司钻控制好钻井参数；对钻遇地层交界面和不整合剥蚀界面，地层易破碎，进行吊打并反复划眼，防止井斜和井漏，每钻进完一个单根就划眼两次修整井壁；循环泥浆时大幅度上提下放活动钻具，不让钻头停留在一个地方循环，以免产生大肚子；起钻时采取短起下拉井壁，不用转盘卸扣避免破坏井壁等措施，确保井眼打

14、直。完钻电测：最大井斜0.77，方位:67.27(井深: 295320m)。最大全角变化率1.070/25m，井底水平位移5.58m。最大井径:243.33mm(井深104120m)，最小井径:207.01mm(井深845870m)，平均井径扩大率0.96%。井身质量合格。 4.2固井质量(1) 表层固井质量一开井段: 311.1mmP2104m，固井前钻井液性能：密度1.07g/cm3,粘度50s。套管串结构：244.5mm套管共下入钢级J55，壁厚8.94mm，天津产套管9根，套管下深103.67m。采用常规固井。注入前置液 1.5m3，注入新疆G高水泥浆12m3，最高密度1.90 g/c

15、m3，最低密度1.75g/cm3，平均密度1.82g/cm3，替钻井液3.8m3，井口见水泥 ，井控设备和套管试压合格。 (2).油层固井质量二开井段:二开井段:215.9mm钻头1070m，完井讨论结果：油顶1009m，油底1014m。设计要求水泥浆返高700 m。固井前钻井液性能：密度1.16g/cm3,粘度52。套管串结构：引鞋139.7mm套管1根阻流环139.7mm套管7根短套139.7mm87根。现场经调整套管长度，下入钢级 N80，壁厚7.73mm（38根）和钢级 J55，壁厚7.72mm（57根），共计天津产套管95根（不含短套管），套管总长（含浮鞋、短套 浮箍）1056.08

16、m，联入3.25m，套管下深1059.33 m，阻流环位置：1048.401048.63 m，短套位置974.47 976.84m，共15个扶正器。采用常规固井。注入伊犁G高水泥20t，注水泥浆13m3，水泥浆最高密度1.89g/cm3最低密度1.80g/cm3平均密度1.85g/cm3替入钻井液7m3，碰压15MPa。水泥返至446m，人工井底：1046m ,11月18日测声幅，固井质量:合格。(3) 排8-40井套管试压情况（表3）表3 排8-40井套管试压情况套管层次套管尺寸（mm）钢级壁厚（mm）井筒内介质密度（g/cm3）试压值(MPa)稳压时间（min)压降（MPa）表层套管244

17、.5J558.94清水10300油层套管139.7J557.72清水15300 5钻井复杂情况及事故分析 本井无复杂情况，无事故 .6排8-40钻头使用情况分析6.1 钻头使用统计表表4 钻头使用统计表序号尺寸规格（mm）地 层纯钻时间（min）进尺（m）钻压（KN）排量（L/S）机械钻速（m/h）1311.1MP2西域组3:0104302634.672215.9HAT127独 山 子 组塔 西 河 组 沙 湾 组44：009661202821.96 6.2钻头使用分析 全井共用2只三牙轮钻头一号钻头311.1 MP2在0 104m机械钻速达到34.67m/h,二号钻头215.9 AT127在

18、104 1070m机械钻速达到21.96m/h,基本发挥出钻头的使用效率。7.1排8-40井钻井时效统计（表5）表5 排8-40井钻井时效统计表项 目时 间（小时）百分比(%)项 目时 间（小时）百分比（%）纯钻4719.42机修 起下钻7229.75组停接单根114.55复杂 划眼事故换钻头VSP测井洗井7；303.1非生产时间电测15：306.41下套管124.96固井20.83候凝63：3026.24试压0.300.21辅助114.55生产时间242100合计2421007.2时效分析本井设计建井周期10d21h，实际建井周期10d2h。生产时间242：00，占钻井总时间的100，其中纯

19、钻时间47:00，占钻井总时间的19.42，平均机械钻速22.77m/h。起下钻72：00，占钻井总时间的29.75。接单根11：00，占钻井总时间的4.55，辅助时间11：00，占钻井总时间的4.55。非生产时间 无。9井控工作根据本井预测地层压力及套管抗内压强度等情况，同时考虑浅层气防喷及井场实用井控设备情况，进行了井控装置压力等级选择。井口装置如下： 一开井口装置：导管简易井口二开井口装置：244.5mm套管+调整短节+钻井四通+2FZ35-21双闸板+防溢管。节流管汇及压井管汇：JG-35/YG-35。为了搞好排8-40井井控工作主要作了以下几项工作：(1)二开前对井控设备按设计要求进

20、行了试压：2FZ35-21双闸板(全封 半封)节流管汇及压井管汇（JG-35/YG-35）试压12MPa合格。(2)配备了钻具内防喷工具：方钻杆上旋塞、下旋塞、钻杆回压阀。(3)严格执行中石化胜利油田井控细则、井控管理规定。(4)钻井过程中坚持井控坐岗制度，并用dc指数检测地层压力。 油气层保护措施 (1)排8-40井油层段钻井液性能（表7）表7 排8-40井油层段钻井液性能 井段(m) 性能700-1070密度(g/cm3)1.16粘度(s)50-53切力(mPas)7-8失水（ml）3含砂0.2坂土38-40固相8-9(1) 油气层井段钻进，考虑井壁稳定、井漏井喷等因素，在保证安全的情况下

21、，实施近平衡钻井，尽量减少压差对油气层的损害。(2) 在油气层段钻井中严格控制钻井液滤失量，防止其堵塞油气层孔隙通道，尽量减少压差对油气层损害。(3) 控制起下钻速度，避免压力激动，造成井漏或井喷。11 成功经验施工难点与存在问题 1）成功经验 (1) 严格执行操作规程和SE管理规定，全井未发生操作事故。(2) 选择合理的钻具组合和钻井参数，全井最大井斜：0.77，平均井径扩大率0.96%，井身质量合格。(3) 严格执行设计中防卡、防漏、防垮塌措施。(4) 优化钻井液配方，工程措施得当，确保了井眼的畅通和清洁，预先加入油气层保护剂，保护了油气层。(5) 与胜利录井队密切配合，工程服从地质，一切

22、以发现、保护油气层为目的。(6) 加强对井控设备的巡回检查，规定岗位职责到人，谁负责谁管理，保证了井控设备正常使用。存在问题 (1) SPS2000型钻机是我们公司2004年从张家口探矿厂购置的钻机。20126队职工来自9000米电动钻机。对钻机的性能、操作、使用、保养不太熟练，经几口井磨合职工基本能掌握使用此钻机，在下次施工中遇到的问有能力及时解决。(2)本井在112、650、965m三次电测遇阻，分析其原因：可能是可能 流沙层或是泵压过高形成大肚子造成水泥环脱落，导致电测遇阻。12 钻井潜力分析、认识及建议 12.1 潜力分析首先，柴油机的转速可以提高泵冲 满足钻进中所需要的排量。其次，

23、我们的职工对钻机的性能、操作、使用、保养和维修技能基本已经掌握，在下口井的施工中有很大的能力缩小机械修理的时间保证设备的正常运转。塔里木三勘20126队在下口井的施工中一定能完成胜利油田分公司新疆勘探开发中心下达的任务，在保证质量安全的前提条件下争取提前完成任务。认识(1) 钻进中，判断好砾石层，防蹩跳钻，及时调整钻压和转速，且钻头不宜用的时间过长，密切观察钻进时的参数，并记录好钻进值班表，及时对钻头进行判断，避免掉牙轮事故的发生。(2) 该区块浅层水压力高，建议在该区块钻进施工过程中钻井液密度靠上限。保证施工安全。 建议选择适应本区块的钻具组合及各种钻井参数，有效控制井身质量，保证录井数据准

24、确。 钻井液部分 工程概况 排8-40井位于新疆维吾尔自治区伊犁哈萨克自治州克拉玛依市五星镇西北，排8-30井井口方位50，距离3649m。本井钻井施工由中原三堪20126ZY钻井队承担，钻井液施工由胜利钻井院承担。本井于2006年11月8日15:00使用311.1mm三牙轮钻头一开，钻至井深104m一开完钻，下入244.5mm表层套管，下深103.67m。11月10日12:30使用215.9mm三牙轮钻头二开钻进，至11月13日7:30钻至井深1070m完钻。11月16日下入139.7mm套管，套管下深1059.33m。11月18日16：30测声幅17：00完井。钻井液技术重点及难点2.1钻

25、井液技术难点（1) 第四系和上第三系地层岩性以灰色砂岩、泥质砂岩和泥岩互层为主，底部为一套灰色砂砾岩。地层胶结松散，可钻性好，钻井液携带岩屑、保持井壁稳定的难度较大。2) 钻遇井段易水化分散、缩径，应加强固相控制，提高钻井液的抑制能力和防塌能力。3) 根据邻井的实钻资料，要钻遇水层，相应井段注意观察，根据实际调整钻井液密度，达到近平衡压力钻井和保护油气层的要求。钻井液技术重点及难点2.2钻井液技术重点（1）由于二开地层存在巨厚的泥岩层夹少量砂岩，局部还存在较发育的石膏层。因此，二开钻井液必须保证具有较强的抑制性，同时由于地层可钻性好，钻井液还必须具备较强的携岩能力和较低的失水，防止坍塌卡钻。（

26、2）第四系地层岩性以灰色砂岩、泥质砂岩，泥岩互层为主。新近系沙湾组上部层状棕红色泥岩、棕红色粉砂质泥岩夹薄层棕红色泥质粉砂岩，石膏较发育，下部为厚层状浅灰色砾状砂岩、砂砾岩、泥质粉砂岩、含砾细砂岩夹薄层灰色粉砂质泥岩、泥岩。钻井液必须控制好流变性和水力参数，防止井径扩大。（3）选用非渗透钻井液体系，以携带岩屑、稳定井壁、保护油气层，确保安全钻进。根据预计的油气层位置，提前做好钻井液性能控制，使之达到设计要求，满足油气层保护的需要。（4）本井钻井液密度设计基于保护油气层的地质需要，在施工过程中确保密度在设计范围内，尽量达到设计密度下限，充分解放和保护油气层，同时应该注意井下安全。3 分段钻井液体

27、系及配方（1）1) 一开井段钻井液体系（0104m）：体系：膨润土浆基本配方：淡水68膨润土+0.30.5Na2CO30.10.2NaOH添加剂： HV-CMC、SJ-1、K-PAM、2) 二开井段钻井液体系（1041070m）：体系：聚合物防塌钻井液非渗透钻井液基本配方：3膨润土+0.30.5%K-PAM+0.30.5Na2CO30.30.5HV-CMC35PA-123LV-CMC23SJ-1 +0.20.3%YHS-1+0.30.5%铵盐添加剂：NaOH、K-PAM、PA-1、LV-CMC、YHS-1、铵盐4分段钻井液性能维护处理要点分段钻井液性能维护处理要点4.1一开井段（0104m）

28、一开井段所钻遇地层主要为泥岩，局部存在粉砂岩。地层胶结松散，可钻性好，成岩性差，易造浆。钻井液主要以携带岩屑、稳定井壁，确保安全钻进为目的。钻井液中必须加足聚合物的用量，抑制地层的造浆。充分利用现有的四级固控设备，除去钻井液中的无用劣质固相。1) 开钻前配备膨润土浆60m3，预水化24h后开钻。2) 开钻前仔细检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统、钻井液储备系统，必须满足钻井需要。3) 一开井段所钻遇地层胶结松散，可钻性好，钻井液主要以携带岩屑、稳定井壁，确保安全钻进为目的。4) 一开井段钻完后，加入适量的HV-CMC，适当提高粘度，以保证表层套管和固井作业的施工顺利。4.2二开井段（104

29、-650m）本井段地层以泥岩为主，夹粒状砂岩与粉砂岩，不同层系地层之间，以不整合面接触，钻进时砂岩渗透性极强，钻井液消耗量较大，易形成厚泥饼，造成缩径阻卡，粉砂岩极易使振动筛眼糊死造成跑浆现象。根据以往施工经验，该井段适合采用低固相不分散聚合物钻井液体系，结合现有的施工设备以达到安全钻井的目的。该井段钻井液的维护处理措施主要有：1）开钻前仔细检查现有的钻井设备，与施工方结合，制定施工期间设备如何合理使用及出现问题后的解决办法，着重解决如处理剂特别是聚合物的配制及适时跟入钻井液的方法、出现振动筛跑浆后维持正常循环的办法（勤刷筛面、胶液补充、废浆坑钻井液调入循环钻井液中）。2）钻进期间，钻井液处理

30、以聚合物为主保证钻井液中聚合物含量达0.5%以上，配合现 有的固控设备严格控制钻井液中劣质固相含量。3） 进入预计水层前，全效开启四级固控设备，尽量清除钻井液中劣质固相，严格监控钻井液中有效膨润土含量，控制钻井液自然比重保持在1.12g/cm3左右；同时根据钻井液性能情况，适当补充增粘降失水剂HV-CMC，保证钻井液具有适当的失水及悬浮能力，采用青石粉提高钻井液比重至1.16g/cm3，保证钻井液顺利穿越水层。4）采用铵盐、SJ-1、HV-CMC、LV-CMC等处理剂维持钻井液粘度在35秒左右，适当控制失水，保持钻井液具有优良的流变性能，配合工程短起下措施，保证所钻井眼的稳定及清洁并防止地下水

31、层出水污染泥浆。 4.2二开井段（650-1070m）本井段地层主要以砂岩和砂砾岩为主，局部石膏较发育，下部为厚层状浅灰色砾状砂岩、砂砾岩、泥质粉砂岩、含砾细砂岩夹薄层灰色粉砂质泥岩，本井段使用超低渗透聚合物防塌钻井液体系。1）本井段钻井液在上部井段钻井液基础上，根据现场情况适时进行钻井液体系的转化，首先，适当置换部分钻井液，保持钻井液具有较低的劣质固相含量；第二，根据现场实际情况，按循环周加入各种防塌降失水材料，利用烧碱调整钻井液PH值在8-9的范围以内，在700米以前将钻井液各项性能达到预想范围（漏斗粘度45秒左右、失水4-6ml、密度1.16 g/cm3以下）；接着，以“少量多次”的方式

32、加入非渗透处理剂，逐步把钻井液体系转换为非渗透钻井液体系；最后，施工期间保持钻井液中各种处理剂的有效含量，维持钻井液的性能稳定。2）二开井段岩性主要以砂岩和砂砾岩为主。不同层系地层之间，以不整合面接触，钻进时砂岩渗透性极强，钻井液消耗量较大，易形成厚泥饼，因此必须保证钻井液的失水量在合理范围内；钻进期间，注意钻井液各项处理剂合理搭配，提高钻井液抗污染能力。3）钻进中根据现场实际情况，在保证钻井液化学抑制与絮凝作用的同时，利用现有的固控设备，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中的劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。4）钻进至预计膏岩发育井段，密切关注钻井液性能变化，及时加入部分纯碱清除钙质，保

33、持钻井液性能的稳定。5）进入预计油气层井段，提前处理并调整好钻进液性能，使钻井液的失水和比重在设计范围内，减少钻井液对油气层的损害。保持钻井液性能稳定，最大限度地减少固相和滤液对油气层的污染。6）完钻后，搞好短起下工作，充分清洗井壁，修复井眼，保证完井作业的顺利。5分段钻井液性能控制情况5.1 一开井段（0104m）一开所钻地层为灰黄色泥岩和粗粉砂岩，由于井眼较大，钻井液携带岩屑困难，井壁稳定性差，针对地层特点采用坂土浆-聚合物防塌钻井液体系，配70m3坂土浆预水化24小时以上，在钻进过程中粘度一直维护在4060s，同时坚持固控设备使用率100%，保证了钻井液有足够的悬浮携砂能力，完钻后加入H

34、V-CMC和SJ-1，适当提高钻井液粘切，确保顺利下入表层套管。 5.2 二开井段（1041070m）针对二开地层特点，采用非渗透钻井液体系，针对地层渗透性强的特点，加入足够的封堵材料，减少钻井液的漏失，同时提高固控设备利用率，尽量维持钻井液的密度在设计下限。每次大型调整性能前做好小型试验，避免过失处理，影响井下安全，同时防止浪费药品。在钻进过程中，及时检测钻井液性能，并根据实际情况，有针对性地添加处理剂。钻进期间，严格按照施工方案执行，钻井液各项处理剂加量充足、及时；钻井液各项性能严格控制在设计范围之内，全井起下钻均较正常，非渗透处理剂YHS-1本井共加1.5吨，保证了钻井液中的有效含量，达

35、到了油层保护的需要。5.2.4排8-40井分段钻井液性能表表8 排8-40井分段钻井液性能表HMg/cm3FVsPVmPa.sYPPaGelPa/ PaFLml泥饼mm固相含量%含砂量%MBTg/lPH值2001.0750731/380.670.35083001.10451471.5/480.680.34584001.14441442/470.690.34585001.16451552/460.680.24586001.16461672/540.590.24297001.16471772/540.590.24298001.16501782/730.590.240910701.16501683/

36、730.590.24096分段钻井液材料消耗 表9 分段钻井液材料消耗钻井液材料一开消耗（吨）二开消耗（吨）累计消耗（吨）土粉88NaOH0.80.8纯碱0.51.62.1HV-CMC0.61.62.2LV-CMC0.52.53SJ-10.51.01.5铵盐2.52.5K-PAMGMP-31.31.3PA-188YHS-11.51.57井眼状况排2-30井一开使用311.1mm钻头，二开使用215.9mm钻头。电测的井径数据，全井段井径扩大率小于1%，油层段井径扩大率小于0.5%，井身质量很好。本井在钻井过程中未发生钻井液漏失，井壁坍塌现象，全井起下钻正常、下套管、固井均顺利完成。8油气层保护

37、重点沙湾组是本井主要的油层设计井段，现场施工时，密切与地质录井配合，根据地质实际预测，提前做好保护油气层工作：（1）在进油层井段之前，将比重严格控制在设计范围以内，在尽可能的条件下降低比重，减小钻井液液柱对油层的压力，减少由于压差进入油层的液相及固相，使油层得到保护。（2）为避免由于钻井液粘切低对含油砂岩过度冲刷造成的井眼扩大，将漏斗粘度提至45s以上，动速比达到0.4以上，降低钻井液对井壁的冲刷力。（3）严格控制失水达到设计要求，加足抗盐抗温降滤失剂SJ-1、降滤失剂LV-CMC，把失水降到3ml以内，提高泥饼质量，减少进入油层滤液量，降低由于水敏、水锁造成的油层损害。（4）使用非渗透技术保

38、护油气层，通过非渗透处理剂YHS-1在孔喉中快速形成低渗封闭层，有效地阻止液体和固相浸入，从而达到油气层保护效果。（5）进入油层前，添加足够的油层保护剂和封堵材料，减少钻井液和有害固相进入油层。（6）钻进期间，固控设备全效运转，降低钻井液中的有害固相，减少由于固相颗粒侵入油层造成的油层损害。本井含砂量控制在0.2%以内，固相含量控制在10%以内，MBT控制在40g/l左右。 9认识与建议（1）该区块西域组地层造浆比较严重，要求钻井液必须具备较强的抑制性，建议在以后配浆时可以适当降低膨润土含量。（2）该区块塔西河和沙湾组结合地层的中下部易垮塌，应加足防塌剂和降失水剂的量（2.5%以上），并及时补充聚合物胶液，增强钻井液的抑制性，有助于防止坍塌掉块，减小井径扩大率，防止复杂情况发生。 （3）坚持使用好四级固控设备，保持尽量低的固相含量，严格控制膨润土含量，以获得较低的钻井液密度和泥饼厚度，减少油气层的伤害。（4）该井在二开井段使用非渗透钻井液，在钻进过程中返砂正常，起下钻顺利，能够满足该区块现场施工需要。（5）该井水层压力系数较高，施工期间地层出水后造成井壁泥饼较厚，膏层出现后对钻井液污染较轻，但钻井液粘度略有升高，使当时使用稀释剂调整钻井液流型。排8-40井井径井斜测量数据（表10）序 号井 深(m)井 斜（）方 位（）全角变化率（）/25m水平位移（m）序