塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术

塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术王书琪

塔里木油田分公司主要内容一、概述

二、水平井对钻井完井液特殊要求技术难题和措施

三、塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术典型实例四、总结轮南油田群东河油田群塔中油田群泛哈得逊油田群巴楚-塔西南油气区阿克1库车-塔北油气区塔东油气区英南2第一部分、概述第一部分、概述水平井技术在塔里木油田适应范围广泛，已成功地应用于厚油层、薄油层、边水油藏、底水油藏的整体开发和调整挖潜，成功进行了凝析气藏和注水水平井注水先导性试验。应用双台阶水平井开发多个薄油层也取得了很好的效果，促进了哈得逊边际油田的高效开发。塔里木油田自塔中4油田采用水平井开发以来，至2006年12月，共钻水平井总数230口，完井230口，其中双台阶水平井33口，水平井口数占总钻井数的28.6%，水平井年产油288.38万吨,占总量的51%。在完成的水平井中，测量井深最深6452米，平均5174.74米（塔中4401.34米），垂深最深5785米，平均垂深4697.13米（塔中3887.27米），水平段长最长502米，平均310.44米，位移最长915米，平均595.52米。水平井产量对比塔里木油田历年上钻水平井数量统计

第一部分、概述水平井技术广泛应用于塔里木新油田开发、老油田综合调整挖潜、凝析气藏开发

新油田开发

塔中4、塔中16、哈得4、塔中40

老油田综合调整挖潜轮南油田、东河油田、桑塔木-解放渠东油田等

凝析气藏及带油环凝析气藏开发牙哈23E+K、英买7E、吉南4T第一部分、概述塔里木油田水平井发展阶段199820031994199519961997199920002001200220042005塔里木油田大规模水平井应用源于塔中四油田开发哈德油田开发，2层套管层序，120m几何靶向地质导向发展老区调整井，3-2层套管层序，420m矩型靶塔中4油田开发，４层套管层序，620m矩型靶第一部分、概述水平井完井方式筛管完井示意图固井射孔完井裸眼完井示意图水平井在钻井过程中必须经历井斜角从0°-90°的阶段，它要求水平井钻井液完井液要解决好井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏、保护储层等5个因水平井特殊要求的技术难题，而对于塔里木油田来说，存在最突出的水平井钻井液技术问题井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、和保护储层四个方面。由于水平井钻井实践的深入开展，水平井钻井技术整体的深入研究，塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术得到了研究应用和发展，钻井液体系得到了不断的丰富和完善。根据时间和区块的不同，形成了具有鲜明特点、经济实用、适合于塔里木油田不同地质要求的深超深水平井钻井液体系，即：正电胶体系、阳离子聚合物体系、聚磺体系、油基钻井液体系、聚磺混油体系、双保钻井液体系，钻井液体系也由最初仅满足水平井钻井需要，逐步向目前既能保证长裸眼（4500-5000m）井下安全，又能保护油气层，同时又保护环境的“双保”钻井液体系转变。塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术加快了塔里木油田开发进程，为油田整体效益的提高，作出了应有的贡献。第一部分、概述一、概述

二、水平井对钻井完井液特殊要求技术难题和措施

三、塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术典型实例四、总结第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一般而言，水平井的定向井段包括造斜段、稳斜段、造斜段、水平段等几个明显的井段。斜井段和水平井段的存在，与直井段相比，带来了更多的井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏、保护油气层等方面的技术难题，下面分别作以阐述。一、井眼净化1.水平井钻井对井眼净化的特殊要求在水平井钻井过程中，钻屑上返必须经过井斜角从0°-90°各井段，在这些井段中，由于存在径向分量(Vsr)与轴向分量(Vsa)，岩屑下滑速度(Vs)与岩屑受重力作用方向一致，如果井眼净化不好会导致摩阻和扭矩增加、卡钻，影响下套管和固井作业的正常进行。根据Tomren等人的研究成果，钻屑运移规律按井斜角可分为3种类型:0-（25-35°）钻井液上返速度稍微大于岩屑在钻井液中的下滑速度，只要不停止循环，在井眼中岩屑会慢慢地被带出井筒，不产生钻屑床；（25-35°）-（55-65°

）加速岩屑床沉淀；（55-65°

）-90°岩屑沉淀并聚集在钻杆周围的井眼低侧，即使钻井液停止循环，岩屑床也不再向下滑动。

井眼净化最为复杂的井段是井斜角在（25-35°）-（55-65°）之间井段。

第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化

2.水平井段环空携岩机理（1）岩屑颗粒的受力分析水平井段环空内岩屑将承受向上的液流拖曳力、上举力、浮力和向下的重力及粒间粘结力等的作用。（2）岩屑颗粒的运动形式岩屑颗粒的运动形式可分为接触质、跃移质、层移质和悬移质4个部分。（3）水平井环空中的典型流型在任一给定的岩屑浓度下，当由高到低逐渐降低混合物速度时，可以观察到水平井环空中呈现4种不同的流动物理模型。即，均匀悬浮、非均称悬浮、移动床模型、固定岩屑床。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化

3.评价井眼净化能力的方法根据具体条件和需要可采用不同评价水平井净化能力，国内外常采用的方法主要有:（1）测定返出钻井液中的钻屑浓度。（2）环空中岩屑浓度。（3）观测岩屑床形成的临界流速或称为最低流速。（4）观测加重钻井液垂沉系数。4.影响水平井井眼净化的因素国内外的学者使用净化试验模拟装置进行了大量试验，得出了下述各种因素对井眼净化影响的规律。（1）井斜角井斜角是影响井眼净化主要因素之一，它是不可改变的因素，环空岩屑浓度或临界流速随井斜角的增加而变大，而清洁率则随之下降。井眼净化最困难的井段一般处于井斜角在（25-35°）-（55-65°）之间井段。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化

4.影响水平井井眼净化的因素（2）环空返速环空返速是影响井眼净化主要因素之一，其大小直接影响环空岩屑的运移方式、状态和环空岩屑浓度。在特定的井斜角和钻井液流变参数下，存在一个形成岩屑床的临界环空返速，当环空返速大于此值时，不会形成钻屑床。国内外学者大量实验证实，当井斜角处于30°-90°时,此临界返速为0.79-1.10m/s。对于水平井钻井来说，环空返速存在一个最佳范围：过低影响井眼净化，造成摩阻过大而引起卡钻等井下复杂情况；过高则钻井液流会对井壁产生冲蚀，造成井径扩大，反而引起环空返速下降，钻屑床厚度增加，影响井眼净化效果。特别对于松散砂层和对冲蚀极为敏感的稠油砂层，过高的钻头水力参数能冲蚀井眼，对井眼净化带来不良影响。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化

4.影响水平井井眼净化的因素（3）环空流型环空倾角较低时（0°-45°)，层流比紊流携屑效果好；在大斜度和水平井段（55°-90°），环空钻井液的流态对井眼净化影响较大，当流态从层流过渡到紊流，岩屑床面积急剧下降，紊流比层流携屑效果好；井斜角在中间范围(45°-55°)，两种流态的携屑效果基本相同。但在实际钻井过程中，由于受各种条件的限制，无法在环空形成紊流，此时可通过调整钻井液流变性能，改变层流速度剖面的平板程度来取代紊流，使钻井液在环空处于平板型层流，从而亦可达到改善井眼净化的目的。

（4）钻井液流变性能钻井液流变性能是影响井眼净化的极为重要的因素，水平井钻井过程中为了确保井眼净化，必须选用合理的钻井液流变参数。层流状态下，尽可能使用高动塑比钻井液。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化

4.影响水平井井眼净化的因素（4）钻井液流变性能紊流状态下，在整个环空倾角范围内，钻井液的携岩能力不受其流变性能（动切力和动塑比）的影响。环空钻井液无论处于层流状态还是紊流状态，都必须保持一定的初切力，通常使用初切力作为携屑能力的指标较好，但初、终切力之间的差值不宜过大，过高的触变性不利于携屑，尤其在低返速下，会加剧岩屑床的形成并增加清除的难度。

塔里木油田的经验是，Ф3转、Ф6转的读数和钻井液在这一井段时钻头的英制尺寸相当最好。（5）钻井液密度钻井液密度越高，越有利于钻屑的携带，改善井眼净化状况，降低钻屑床的厚度。

其它的影响因素还有，钻柱尺寸和偏心度、转速、钻井速度和岩屑尺寸等。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化5.实现水平井净化的技术措施在现场经常采用水力清洗和机械清洗相结合的措施来清洗水平井的井眼。机械清洗主要是顶部驱动和加强固控。水力清洗指采用适当的水力参数和钻井液性能来提高清洗效果。实现水平井净化的技术措施可归纳为以下几个方面:（1）提高环空返速，并采用严格的强化与循环有关的程序，在钻进过程中不停止循环，在接单根之前循环到岩屑从井内返出为止。（2）选用合理流型与钻井液流变参数。井斜角较小井段(小于45°)，选用层流，尽可能提高钻井液的动切力和动塑比，并可泵入高粘度段塞来清除岩屑。大斜度井段，使用紊流的清除效果更高。由于紊流受各种条件的限制，钻井液在环空无法达到紊流，可通过提高钻井液动塑比，使其在环空形成平板型层流来提高岩屑清洗第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化5.实现水平井净化的技术措施效果，采用高粘度清扫液在此井段只能对液流中岩屑起作用，而对清除岩屑床不起作用，但可通过间断注入低粘剂，促成局部紊流，来清扫岩屑床。必须保持一定低剪切速率下的钻井液粘度(φ3和φ6读数)，以提高悬浮钻屑能力及防止钻屑床的形成。严格控制初、终切力差值，力求避免钻井液触变性过大而带来的各种不利的影响，避免起下钻过程产生过高的抽吸和激动压力。

其它的措施还有改变下部钻具组合、适当增加钻井液密度、转动钻具或上下大范围活动、控制钻进速度、采用高转速金刚石钻头、顶部驱动系统或动力水龙头系统倒划眼、使用井眼净化计算机软件等。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、井眼净化6.确定钻井液流变参数合理性及净化效果的定性原则：（1）振动筛筛面滤去的岩屑量与钻进速度相比正常；（2）钻井液各种性能稳定；（3）水平井钻井工况正常；（4）地质录井捞取的砂样各层位界限明显、纯净、无混杂，泥岩和砂岩的岩屑分隔清晰。符合这些定性原则，就认为在相应情况下钻井液的流变参数相对于清洗环空井眼比较合理。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定发生井壁不稳定的原因可归纳为力学因素与物理化学因素，但最终均归结为井壁岩石所受的应力超过其自身强度，造成岩石发生剪切破坏。水平井钻进过程中，井斜角和方位角的变化对井壁不稳定带来不利的影响。井眼钻开前，地下岩石在上覆地层压力、水平地应力及地层孔隙压力的作用下，保持应力平衡状态；钻开后，井筒内的钻井液液柱压力取代了所钻岩石对井壁的支撑，引起井壁周围应力重新分布；当井筒中的液柱压力小于地层坍塌压力时，井壁周围的岩石所受的应力就会超过岩石本身的强度，造成井壁四周岩石发生剪切破坏。地层坍塌压力即是保持井壁稳定所需最低井筒内的液柱压力。地层坍塌压力与地应力大小、地应力的不均匀程度、上覆地层压力与地应力的关系、孔隙压力、岩石强度、地层倾角、地层渗透性、地层破碎程度、井筒的井斜角和方位角、钻井液性能等因素有关。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定1.井斜角和方位角对井壁稳定的影响（1）井斜角和方位角对坍塌压力和破裂压力的影响井壁岩石所受的地应力由两部分组成:重力与构造应力。地层没有受构造运动作用时，其水平地应力是均匀的；而当地层受强烈构造运动作用，水平地应力呈现不均匀性，其大小与上覆压力之间的关系发生变化，引起坍塌压力与破裂压力的变化。在水平井定向井段钻井过程中，其井斜角和方位角均会随所钻深度而发生变化，而井斜角和方位角对坍塌压力和破裂压力的影响又与井壁岩石所受的上覆压力所产生的垂直应力、最大水平地应力、最小水平地应力的大小及相互关系有关，还与地层是否有弱面存在有关。根据石油大学和西南石油学院所进行的试验结果及国外所进行的研究得出以下认识：1）所钻地层基本上没受构造运动的影响，坍塌压力随着井斜角的增大而增加，而地层破裂压力则随井斜角增大而下降，易发生井塌，但与井筒的方位角无关。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定1.井斜角和方位角对井壁稳定的影响（1）井斜角和方位角对坍塌压力和破裂压力的影响2）处在正断层附近的地层。沿最大水平应力方向钻进，坍塌压力随着井斜角的增大而增加，而地层破裂压力则随井斜角增大而下降，易发生井塌。而沿最小水平应力方向钻进，随井斜角增大，坍塌压力增加，破裂压力增加；当在井斜角大于50°，而地层破裂压力反而下降。随着地应力不均匀程度的增加，井壁越不稳定。当各种条件均相同时，随井筒方位角的增大，坍塌压力值降低，破裂压力增高。故在正断层附近钻水平井，应向最小地应力方向钻进，井壁才容易稳定。3）处在平推断层附近的地层。坍塌压力随着井斜角的增大而减小，而地层破裂压力则随井斜角增大而增加，井塌不会更为严重。在平推断层附近钻水平井，随井眼方位角增大，坍塌压力增大，破裂压力亦增大，当方位角大于50°，破裂压力稍有下降，但仍高于向最大水平应力方向钻进时的破裂压力值。综合分析可认为，在平推断层附近钻水平井，沿最大水平地应力方向钻进，井眼不易坍塌，但易被压裂；沿最小水平地应力方向钻进，井眼易坍塌，但不易被压裂。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定1.井斜角和方位角对井壁稳定的影响（1）井斜角和方位角对坍塌压力和破裂压力的影响4）处在逆断层附近的地层。如井眼沿最大水平应力方向钻进，随井斜角增大，坍塌压力下降，破裂压力增加，当井斜角大于40°，则地层破裂压力大幅度下降；如沿最小水平应力方向钻进，随井斜角增大，坍塌压力稍增，但破裂压力大幅度下降，极易发生井塌。因此，当在逆断层附近钻水平井，井斜角增大，井壁更稳定，但是向靠近最小水平应力方向钻进，大斜度井段易漏失，应向最大地应力方向钻进，这正好与在正断层附近钻水平井稳定井壁规律相反。5）井斜角对存在弱面地层的坍塌压力的影响。Aadony的模拟实验结果表明，弱面使岩石抗剪强度几乎降低两倍。钻水平井时，如向最大水平应力方向倾斜，则弱面起作用。对坍塌压力影响最大的井斜角为10°-40°，此时岩石易沿层面发生破坏，井眼容易发生坍塌，但沿最小水平地应力方向倾斜，地层趋于稳定。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定1.井斜角和方位角对井壁稳定的影响（2）井斜角和方位角对井壁不稳定物理化学因素的影响。钻井过程中，在钻井液与地层孔隙压力之间的压差、化学势差、地层毛细管力等力的驱动下，钻井液滤液进入地层，引起地层中的粘土矿物发生水化膨胀，形成水化应力，改变了井眼周围地层的孔隙压力与应力分布，引起岩石强度的降低，导致地层坍塌压力的增高，加剧了地层的坍塌趋势；此外，由于地层中所含的各种粘土矿物的水化膨胀特性不同，蒙皂石>伊蒙间层>伊利石>高岭石>绿泥石，因而当钻井液滤液进入地层后，地层中所含的各种粘土矿物颗粒所产生的水化应力不同，如钻井液滤液的抑制性能较差，则颗粒之间所形成的应力差值就有可能大于颗粒之间的联结力，使岩石产生裂纹，造成更多的钻井液滤液进入地层，引起井塌。钻水平井时，随着井斜角的增加，井眼倾斜通过坍塌地层，易塌地层裸露在钻井液中的面积增大，浸泡时间增长，由流阻引起的附加压差变大，使侵入坍塌层的钻井液滤液数量增加，由此而引起对坍塌地层的物理化学作用与直井相比大大加剧，从而造成井壁不稳定的可能性增加。

对井壁稳定影响的因素还有：地层孔隙压力、地质构造应力、井深、地层弱面结构、地层的碎裂性等。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定2.钻水平井时稳定井壁的技术措施。（1）选用合理的钻井液密度。（2）优化井身剖面设计。1）依据所钻地层地应力的不均匀程度及上覆地层压力与地应力的关系，优选所钻井的方位。2）在正断层附近钻水平井，应尽可能向最小地应力方向钻进；在平推断层附近钻水平井，应沿最大水平地应力方向钻进；在逆断层附近钻水平井，应向最大地应力方向钻进。3）为了缩短坍塌地层的浸泡时间，如坍塌地层正好处于大斜度井段，则尽量选用较小曲率半径的井身剖面。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定2.钻水平井时稳定井壁的技术措施。（3）依据地层组构特性优选钻井液类型与配方。在选用钻井液类型和配方时，除了考虑地层的组构特性外，还必须考虑到坍塌层处于斜井段时被钻井液浸泡时间较直井长这一因素。因而对于相同类别的地层，所选的钻井液的抑制性和封堵性均应比直井所选用的钻井液强，HTHPFL与渗透滤失量应更低，泥饼质量更高。此外，由于井斜角的影响，封堵剂易在下井壁堆积，故必须增加封堵剂的加量才能保证对层理裂隙发育地层的有效封堵。不论井塌还是井漏，都与井壁裂隙的存在有关。通过改变钻井液的固相粒度组成，对井下存在的裂隙进行有效封堵，人为提高岩石的破裂压力，在易坍塌地带形成一个超低渗的环带，借此提高井内压力与裂隙内地层压力的压差，将井壁裂隙性岩石紧紧压住，防止其脱离原位，达到防塌目的。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施二、井壁稳定2.钻水平井时稳定井壁的技术措施。

对于松散砂岩储层，为了防止其井塌，除抑制地层中粘土水化外，还必须采用强封堵材料在近井筒形成具有一定强度的暂堵带来加固井壁，而此带必须在投产时很容易被解堵。（4）确定合理的环空返速，减少对井壁的冲蚀。在大斜度井段钻进时，为了确保井眼的净化，通常采用紊流钻进。尽管紊流有利于井眼净化，但紊流易冲蚀井壁，如此冲蚀力过大，易引起井塌，造成井径扩大，环空返速降低，又不利于井眼净化。因而必须优选合理的环空返速，既保证井眼净化，又不冲蚀井壁。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制1.摩阻控制的特殊性钻水平井时，井斜角从0°增至90°，钻具在重力的作用下，总是靠着井壁，钻具与井壁的接触面积比直井大幅度增加，因而起下钻具的摩擦阻力和旋转钻具的扭矩与直井相比就会大幅度增加，其值随井斜角的增大而增加，随方位角的变化而增大。因而水平井钻井过程中的卡钻可能性较直井大得多。2.水平井钻进过程中影响摩阻的因素水平井摩阻大小主要取决于压差、钻柱与井壁（或套管）的接触面积、岩屑床厚度、井眼清洗状况、钻井液润滑性、泥饼的摩擦系数及厚度、地层特性等。其中压差、地层特性等因素对摩阻的影响与直井相同，下面着重阐述影响水平井摩阻的特殊因素。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制2.水平井钻进过程中影响摩阻的因素（1）井身剖面摩阻力和扭矩与井眼轨迹密切相关，随造斜率与狗腿度的增加而增大。我们的经验是，通常情况下，造斜率越大扭矩和摩阻越大，但在低造斜率，长的水平位移情况下，与低造斜率相比，中造斜率扭矩和摩阻力要低，高造斜率扭矩则较大。Montigny采用井下钻柱模拟装置及计算机模式进行井眼轨迹和钻具组合的定量分析得出：在造斜率高的井底（30°/30m），拉力较小，但在造斜率低的井眼上部（1.5°/30m），拉力最大；稳斜段如井斜适当，则可使拉力与扭矩降低：稳斜段稳斜角愈大，钻具与井壁接触面就愈大，阻力增大：如果井眼轨迹允许只有一个造斜点，那么自造斜点到靶位造斜率恒定不变的轨迹所产生的扭矩和阻力最小。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制2.水平井钻进过程中影响摩阻的因素（2）钻柱结构钻柱结构对水平井的摩阻影响很大，随着井斜角的增大，支撑钻柱重量乘以井斜角的余弦为钻头的钻压，因而随着井斜角的增大，钻柱的阻力增加，当井斜超过60°，此值增加很快，井斜角为75°，总支撑重量60%是有效的，当井斜角增至85°时仅0.1%有效，钻压无法加至钻头上。此外，钻柱的摩擦阻力还与钻具的接触面积有关，因而钻具的尺寸及在井中所处的位置也影响钻柱的摩阻力和扭矩，如钻铤放在钻头附近，其外径大，与井壁接触面积就会增大。（3）钻井液润滑性能钻井液的润滑性能是影响钻柱摩阻力和扭矩的主要因素之一。降低钻柱与套管的摩擦系数和钻柱与井壁上钻井液所形成泥饼的摩擦系数就可以大大降低钻柱的摩阻力和扭矩。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制2.水平井钻进过程中影响摩阻的因素（4）钻井液滤失量和泥饼质量钻柱的摩阻力和扭矩与钻柱与井壁的接触面积有关，如钻井液固相含量高，HTHPFL大，泥饼厚，则钻柱在斜井段和水平井段嵌入泥饼越深，接触面积就愈大，摩阻力增高。（5）井眼净化水平井钻进过程中如井眼净化不好，则在斜井段和水平井段很容易形成岩屑床，从而增大了钻柱与井壁的接触面积，造成摩阻力的增加。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制2.水平井钻进过程中影响摩阻的因素（6）固控如水平井钻井过程中固控不好，钻井液中无用固相增多，一方面钻井液密度增高，作用在地层的压差增大；另一方面增大泥饼的摩擦系数。这一切均增加钻柱的摩阻力。（7）井身结构井身结构影响钻柱与套管和井壁的接触面积，而且钻柱与套管的摩擦系数和钻柱与井壁的摩擦系数不同，因而井身结构影响水平井的摩阻。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制3.降低水平井摩阻的技术措施从以上分析结果来看，水平井钻井过程中，大部分扭矩增大和阻卡问题均是由于井眼清洁差而形成的岩屑床、井壁不稳定、键槽和压差过大等因素所引起的，只有当这些复杂情况被排除之后，钻井液的润滑性能才能成为关键，因此降低水平井摩阻必须进行综合治理，可采取以下4项措施。（1）优化水平井井身结构和井身剖面设计（2）优选钻具结构（3）优选钻井液类型与配方尽可能降低钻井液的HTHPFL、渗透滤失量、润滑系数与泥饼摩擦系数，改善泥饼质量。不同钻井液的基液的润滑系数各不相同：空气0.50、清水0.35、柴油0.07。因而用不同基液所配制的钻井液的润滑系数亦不相同，油基钻井液的润滑系数低于水基钻井液。如在水基钻井液中加入高效润滑剂，则其润滑系数与泥饼摩擦系数均大幅度降低，可以接近油基钻井液的性能。我国各油田钻进水平井时所用的润滑剂见下表。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施三、摩阻控制3.降低水平井摩阻的技术措施表.各油田部分水平井钻井液所用的润滑剂种类与泥饼摩擦系数油田钻井液类型润滑剂种类与加量，%摩擦系数吉林阳离子聚合物钻井液5%原油+1%RH-30.03-0.04辽河生物聚合物钻井液6%柴油+1%RT880.07大港两性离子聚磺钻井液8%-10%原油+1.5%DG-5A+2%塑料小球＜0.08胜利正电胶聚合物钻井液5%-10%原油+0.5%-1.5%SN-1＜0.01江苏正电胶聚合物钻井液8%-12%原油+0.4%SN-10.05-0.08长庆正电胶聚合物钻井液10%原油+2%RT-988+0.5%COR-10.035吐哈两性离子聚磺钻井液10%原油+1.5%SN-1+3%溶解沥青0.02新疆两性离子聚磺钻井液5%-8%原油+0.2%ABSN+0.5%RH-1010.02-0.03塔里木阳离子聚合物钻井液0.5%RH-3+1%BD-LUBE＜0.03第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施从上表数据可以看出，采取混油加润滑剂均可将泥饼摩擦系数降至0.06-0.01，满足了水平井钻井的需要。由于水平井钻井过程中钻柱的摩擦不仅来源于钻柱与井壁，亦来自钻柱与套管金属之间的摩擦，因此在钻井液中不仅应加入能降低泥饼摩擦系数的润滑剂，还应加入能改善金属之间摩擦的极压润滑剂。此外，为了提高钻井液的润滑性能，在钻进大斜度或水平井段时或起下钻前（或电侧下套管前），加入固体润滑剂（塑料小球或玻璃小球或改性石墨或坚果颗粒或炭珠等），把钻柱与井壁的滑动摩擦变为滚动摩擦，采用此法一般摩阻可降低20%左右，扭矩可降低30%左右。三、摩阻控制3.降低水平井摩阻的技术措施第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施为了进一步降低摩阻，钻进大斜度与水平井段时，应加入磺化酚醛树脂类、磺化沥青类产品和超细碳酸钙等降低钻井液HTHPFL与泥饼渗透率，改善泥饼质量，减薄泥饼厚度，封堵渗透层近井筒井壁中孔喉，形成一个渗透率为零的环带，隔绝井眼的压力系统与地层的压力系统，减轻压差对摩阻的影响。为了确保水平井测井和下套管顺利进行，在测井和下套管前可在钻井液中加入2%塑料小球或玻璃小球，进一步降低泥饼摩擦系数。（4）改善井眼净化状况。优选环空返速、流型、钻井液流变性能，提高井眼净化效果，尽可能地降低环空钻屑浓度与钻屑床的厚度。三、摩阻控制3.降低水平井摩阻的技术措施第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施四、保护油气层国内外水平井钻井实践证明，绝大多数水平井均能获得显著的经济效益，其原因：水平井钻穿油气层长度大，增加了油气层的裸露面积，渗流阻力小，有利于提高产量；控制的泄油面积大，可减少开发井数，改善开采动态；生产压差小，压力梯度小，能有效地防范水锥和气锥。但亦有极少数的水平井没有获得好的效果，其原因是多方面的，例如井位设计、钻井和完井措施是否有误，还有一个原因就是油气层在钻井完井过程中受到损害，造成油气井产量的降低。因此在水平井钻井和完井过程中必须采取有效措施来减少对油气层的损害。常规钻井和水平钻井伤害产层的对比示意图第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施四、保护油气层1.水平井油气层损害的特殊性在同一构造钻同一油气层的直井和水平井，由于油气层特性相同，造成油气层损害的内因相同，但引起油气层损害的外因，却有较大的差别：（1）水平井钻穿油气层长度比直井长，因而钻井液与油气层的接触面积比直井大得多。（2）水平井钻进油气层时间长，因而油气层浸泡时间较直井长得多。（3）水平井钻进油气层时的压差比直井高，油气层的损害随压差的增大而增加。对于同一个油气层来说，其孔隙压力是相同的，但随水平井段的延伸，钻井液的流动阻力不断增加，此压力直接作用在油气层上，因而压差随水平段所钻长度的增长而增大。（4）水平井所钻油气层井段长，因而消除油气层所受的损害难度比直井难得多，而且所花费的费用昂贵。（5）由于水平井段各点油气层浸泡时间与压差不同，因而其受损害程度亦不相同，距目标点越远，损害带半径越大，表皮系数增加。水平井钻进油气层中，损害油气层的上述外因的变化，均会对油气层带来较直井更为严重的损害。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施四、保护油气层2.油气层的损害对水平井产能的影响评价油气层损害对水平井的产能影响的方法，通常可采用表皮系数（S）、流动效率（指在相同产能条件下，油气层受到损害之后的实际采油指数与未受损害的理想采油指数之比）、条件比（指在储层受到损害时，油气井供油气面积之内的平均有效渗透率与远离井底附近地带储层未受损害的有效渗透率之比值）、产能比（指在相同生产压差的条件下，油气层受到损害的产能与未受到损害的产能之比）等方法。虽然采用水平井来开采油气藏可以获得更多的油气，但损害油气层使水平井造成的产能损失和所带来的经济损失均有可能比直井大，因此水平井钻井完井过程中必须保护好油气层，减少对其所产生的损害。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施四、保护油气层3.油气层特性的研究。保护油气层技术措施具有很强的针对性，因而确定水平井保护油气层技术措施，必须研究油气层特性，并以此为依据，搞清所钻油气层的潜在损害因素，才能确定有效的保护油气层技术措施。为此必须研究下述油气层特性：（1）储层岩性和类型。（2）油气层岩石物理性质：孔隙度、水平渗透率及其各向异性情况、垂直渗透率、孔隙结构、岩石表面性质等。（3）岩石矿物组分与结构。（4）流体特性。（5）油气层压力和温度。（6）原地应力大小及方向。（7）敏感性（包括水敏、酸敏、速敏、盐敏、碱敏、应力敏感）等。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施四、保护油气层4.水平井钻井过程中减少损害油气层的技术措施。（1）优选完井方式。完井方式直接影响对油气层的损害程度，因而进行水平井设计时应依据储层特性确定完井方式。水平井常用的完井方式：裸眼完井、射孔完井、筛管完井、砾石充填完井等。（2）优选钻井方式和钻井液密度。压差是造成油气层损害的主要因素之一，通常油气层的损害程度随压差增大而增加。负压差可以减少钻井液对油气层的损害，但过高的负压差也会引起油气层出砂、有机垢的形成、裂缝闭合，反而会对油气层带来损害。因此水平井段钻进过程中，必须依据储层特性和孔隙压力来优选钻井方式和钻井液密度。1）灰岩、白云岩、岩浆岩等裂缝型或孔隙裂缝型低压储层，最好选用低密度钻井液，采用适当负压差的欠平衡压力钻井，防止钻井液进入储层造成损害，如不具备欠平衡条件，则尽可能采用近平衡压力钻井，钻油层时附加压力系数采用0.05-0.10，钻气层时则采用0.07-0.15，尽可能将压差降至安全的最低限。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施四、保护油气层4.水平井钻井过程中减少损害油气层的技术措施。2）大斜度和水平裸眼井段的最高地层坍塌压力与该层段油气层最高孔隙压力相接近时，采用近平衡压力钻井，按油气层压力系数确定钻井液密度，钻油层时附加压力系数采用0.05-0.10，钻气层时则采用0.07-0.15。3）所钻水平井处于强地应力作用下的构造带中，大斜度和水平裸眼井段的最高地层坍塌压力超过该层段油气层最高孔隙压力时，则应按地层坍塌压力系数来确定钻井液密度，同时应采取相应技术措施减少过高压差对油气层造成的损害。（3）优选钻井液完井液类型依据储层类型、油气层特性和所确定的完井方式来优选与储层特性相配伍的低损害或暂堵型钻井液完井液类型，见下表。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施储层类型岩性地层压力完井方式钻井方式钻井液类型裂缝或裂缝孔隙型灰岩、白云岩、岩浆岩、泥岩低压裸眼或筛欠平衡压力钻井低密度钻井掖、无固相钻井液、无粘土相钻井液、水包油钻井液、充气钻井液、泡沫钻井液酸溶或油溶或水溶暂堵型低粘固相或无粘土相或水包油钻井液各种压力系数射孔完成欠平衡压力钻井屏蔽暂堵各种类型钻井液、酸深或油溶或水溶暂堵型低粘土相或无粘土相或水包油钻井液孔隙型强水敏砂岩各种压力系数射孔完成欠平衡压力钻井油基钻井液、油包水钻井液、强抑制性各种钻井液砂岩孔隙压力系数小于1筛管完成或射孔完成欠平衡压力钻井低损害暂堵型的水包油钻井液、无粘圭相暂堵型钻井液、充气钻井液、泡沫钻井液孔隙压力系数大于1射孔完成欠平衡压力钻井屏蔽暂堵各种类型钻井液，低损害的各种类型钻井液，酸溶或油溶或水溶暂堵型低粘土相或无粘土相钻井液稠油胶结差的砂岩孔隙压力系数小于1射孔完成欠平衡压力钻井低损害暂堵型、可随温度自动降解、密度小于1.0g/cm3水基钻井液、悬浮盐粉钻井液、充气钻井液、泡沫钻井液孔隙压力系数大于1射孔完成欠平衡压力钻井低损害、可随温度自动降解的酸溶或水溶暂堵型的水基钻井液，悬浮盐粉钻井液表.水平井钻井液完井液类型的选择四、保护油气层4.水平井钻井过程中减少损害油气层的技术措施。（4）屏蔽暂堵保护油气层技术对于不可能采用欠平衡压力钻进并采用射孔完成的水平井，为了减少对油气层的损害，可采用屏蔽暂堵保护油气层技术。此项技术的构思是利用油气层被钻开时，钻井液液柱压力与油气层压力之间形成的压差，在极短时间内迫使钻井液中入为加入的各种类型和尺寸的固相粒子进入油气层孔喉或裂缝中，在井壁附近形成渗透率接近零的屏蔽暂堵带，此带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续进入油气层，此暂堵带的厚度必须大大地小于射孔弹射入深度（通常应小于3cm），以便在完井投产时通过射孔、反排、酸化等措施解堵。此项技术在我国各油气田所钻的大部分水平井中使用，取得较好的效果。渗透率为零的屏蔽暂堵带应由架桥粒子、填充粒子和可变形粒子组成。孔隙型储层与裂缝型储层形成屏蔽暂堵带的各种粒子组成、加量、尺寸有所区别，见下表。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施储层类型架桥粒子填充粒子可变型粒子粒径加量，%粒径加量，%加量，%孔隙型孔喉直径的1/2-2/3＞3%孔喉直径的1/3-1/4＞1.5%＞1.5%裂缝型裂缝平均宽度的3/4-1＞3%裂缝平均宽度的1/3-1/2＞1.5%＞1.5%

架桥粒子通常采用不同尺寸的碳酸钙或超细碳酸钙或单向压力封闭剂。对于裂缝性储层，为了有效地封堵，还必须使用纤维状堵剂，先将缝变为孔喉，才能有效利用粒状架桥粒子进行封堵。填充粒子可用超细碳酸钙、膨润土、树脂类和腐植酸类降滤失剂等。可变形粒子通常使用粉状氧化沥青、磺化沥青、石蜡、氧化石蜡等。

准确地测定油气层的孔喉直径或裂缝宽度是屏蔽暂堵技术的关键。

表.渗透率为零的屏蔽暂堵带的组成四、保护油气层4.水平井钻井过程中减少损害油气层的技术措施。（5）可解堵的保护油气层技术射孔完成的水平井，采用屏蔽暂堵技术可在完井后通过射孔解堵，但是裸眼或筛管完成的水平井，钻井过程对油气层所产生的损害，完井后难以通过降压差反排解堵，为了减少对裸眼完成的水平井油气层的损害，往往采用酸溶或油溶或水溶或随在井下温度作用下自动降解的聚合物等各种暂堵剂在近井筒的井壁形成暂堵带，完井后对裸眼井段用酸浸或油浸或水洗等措施来解堵。属于此类的完井液有：盐粒完井液、油溶正电胶完井液、可酸溶解堵的完井液及能自动降解的聚合物完井液等。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏在水平井钻井过程中井漏更容易发生，而且防漏堵漏比直井难度更大，特别是水平井段为油气层时，既要堵住漏失，确保水平井顺利完井，又不能对油气层产生损害，因而必须寻求有效的防漏堵漏措施。从10年来塔里木油田水平井钻井施工来看，水平段钻井未发生严重的井漏，长裸眼井段由于岩性和地层压力的差异，时常发生漏失。1.水平井井漏发生的特殊性。

水平井井漏发生的原因除与直井引起井漏相同的起因之外，还由于钻水平井作用于垂深地层的压差较直井大，造成钻水平井比钻直井井漏更容易发生，其原因:第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏1.水平井井漏发生的特殊性。（1）水平井循环当量钻井液密度高于相同垂直井深的直井（因为钻水平井时钻井液循环所经过的井段大大长于直井），因而处于相同垂深的地层，在钻水平井时所受到的压差大于直井，特别是钻水平井段时，随着水平井段的延伸，地层孔隙压力没有变化而压耗却愈来愈大，必然形成更大的压差，故水平井段的尾部井漏的危险性最大。（2）水平井井眼净化难度大，因而环空钻屑浓度往往高于直井，从而增加了对地层的压差，严重时还会出现因堵井眼而造成开泵时蹩漏地层。（3）水平井钻进过程中为了净化井眼，往往使用较高粘度的钻井液，从而产生了更大流阻，因而又加大了压差；在下钻过程中，因钻井液静切力大而形成更大的激动压力，增大了对地层的压差。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏1.水平井井漏发生的特殊性。（4）由于井斜的影响，钻相同地层的坍塌压力水平井高于直井而地层破裂压力却相同，为了保持井壁稳定，必须使用更高密度的钻井液，从而又增加了对地层的压差，亦增加了压裂地层的可能性。（5）水平井常用来钻进开发后期的枯竭储层和裂缝性储层，地层压力低，故潜在着发生井漏的极大可能。2.水平井钻井过程中防漏堵漏技术难点（1）水平井在斜井段和大斜度井段循环过程中，所加入的堵漏剂极易被沉积在井眼的下侧，而无法封堵井眼上侧的漏失地层，造成防漏堵漏失败。（2）绝大多数水平井的水平井段为储层，故在水平井段钻进所采用的防漏堵漏技术措施，既要堵住漏层，又不能损害储层，故增加了难度。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏3.水平井防漏堵漏技术措施水平井钻遇漏失层段时，可与直井一样依据漏失地层和漏失通道的特点、漏速大小、漏层中液体性质等因素来优选防漏堵漏方法和堵漏材料（详见石油工业出版社出版的《钻井工程防漏堵漏》一书），以求在距井筒很近范围的漏失通道里建立一道堵塞隔墙，用以隔断钻井液的通道。但由于水平井钻井的特殊性，因而在防漏堵漏施工中还必须采取以下措施才能确保斜井段和水平井段上井壁的封堵:（1）增加堵漏材料的加量来提高堵漏材料通过井眼上侧的机会。例如采用桥接堵漏时，堵漏材料的加量应大于150-200kg/m3。（2）提高堵漏浆液的粘度和动切力，增强携带堵漏材料的能力。（3）降低堵漏浆液的顶替速度，流速宜降到可避免井漏进一步加剧的程度。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏3.水平井防漏堵漏技术措施漏失层为水平井段储层时，可采取以下技术措施来防漏堵漏:（1）采用欠平衡压力钻水平段。当水平段储层为不易垮塌的裂缝及其发育的碳酸盐岩类和岩浆岩类低压储层、胶结强度大的枯竭砂岩油气层时，可采用欠平衡压力钻进。塔里木盆地解放128井，华北石油管理局的任平1井等采用此方法取得较好的效果。（2）采用屏蔽暂堵技术。对于射孔完成的水平井，在钻水平井段储层时，可依据储层的孔喉直径或裂缝宽度，优选架桥粒子、填充粒子和可变形粒子，在近井筒井壁形成厚度小于2cm，渗透率为零，并能提高承压能力的暂堵带。此暂堵带既可以防止井漏，又可以阻止钻井液及其滤液进入储层，减少了对储层的损害。完井后可通过射孔来解堵，消除了对储层的损害。（3）采用能酸溶或油溶或水溶的堵漏材料进行防漏堵漏。可采用不同粒度的油溶性树脂、盐粒、CaC03、酸溶水泥堵剂等堵剂进行堵漏。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏3.水平井防漏堵漏技术措施漏失层为水平井段储层时，可采取以下技术措施来防漏堵漏:（4）采用水力射流堵塞法。该方法是在钻进中，从钻头上部接头喷嘴中喷出高速射流(70-130m/s)，并由钻具带动喷嘴旋转使射流脉冲地作用于井壁的每一点上（实际上可在5-20s间使井壁受到1~4次射流作用）。此种高速射流冲破钻井液，使漏层的缝隙为射流中的材料和冲落的部分岩屑所堵塞。在脉冲的作用下，使它与孔道壁紧密接触而被压实，因而承受更大的压差。该法对储层形成的堵塞是暂时的，容易清除，其侵入深度不大，故不会对地层造成严重损害。（5）采用水力涡流堵塞法。通过调整喷嘴的数目、配置、形状、直径、流量及压降对涡流流动压力的幅频特性进行控制，可根据钻井液中固相粒度及漏层孔隙而把握堵塞层的厚度。试验证实，水力脉冲频率为40-180Hz，幅值为0.05-0.15MPa时，在原始渗透率为500-2000μm2的岩心上堵塞层深度仅为0.1-0.5mm，而可承受的压差达15MPa，且岩心上泥饼仅有1-2mm。该法对储层形成的堵塞是暂时的，容易清除，故不会对地层造成严重损害。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施五、防漏堵漏3.水平井防漏堵漏技术措施漏失层为水平井段储层时，可采取以下技术措施来防漏堵漏:（6）优选合理的水平井段长度，防止因水平段过高的压耗形成高压差而发生井漏。（7）优选环空返速和钻井液流变参数，既确保井眼净化，降低环空钻屑浓度使其低于5%，避免大量钻屑在井眼任何一处的堆积及过厚的岩屑床。此外，应尽可能降低环空的压耗及激动压力，达到降低压差。为了降低压耗，可在钻井液中加入流阻降低剂，此剂吸附在井壁表面增加表面的光滑度，从而降低钻井液的流动阻力。以上分析阐述了钻水平井所带来的特殊技术难题和我们可以采用的方法措施，既有工程方面的，也有钻井完井液方面的，而就钻井完井液技术来说，无外乎解决好携砂、润滑、防塌、防漏堵漏和保护油气层等几个方面的问题。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施六、水平井钻井完井液设计

1.水平井钻井完井液设计原则适合地层地质特点的原则（岩性、温度、地应力、裂缝、孔喉等）满足工程施工需要的原则（钻具结构、工具特性、特殊施工、为复杂和事故留出富余量）直井段、斜井段、水平段一体化设计的原则（一体化设计，便于组织、便于材料的准备和节约利用、便于转化、便于现场操作、便于环保）保护油气层优先的原则（最终目标采油，优先考虑。）经济实用的原则有利于保护环境的原则第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施六、水平井钻井完井液设计

2.钻井液类型选择原则水平井钻进大斜度和水平井段过程中，钻井液必须解决井眼净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏和保护储层等技术难题，然而钻进不同储层时，上述5大技术难题有的是共存的，有的所表现的严重程度不完全相同，见下表:技术难题储层类型碳酸盐岩砂岩裂缝性页岩井眼净化突出突出突出摩阻控制突出突出突出井壁稳定不突出基本不突出（钻进疏松砂、砾岩时此问题突出）非常突出防漏堵漏非常突出不突出基本不突出保护储层基本不突出突出突出表.钻进不同储层时所遇到技术难题的难易程度第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施六、水平井钻井完井液设计

2.钻井液类型选择原则因而钻进水平井时确定钻井液类型必须遵循下述原则:地层矿物组分、理化性能、井温及潜在的各种井下复杂情况。地层压力剖面(孔隙压力、破裂压力、地应力、坍塌压力)。储层的组构特征和各种敏感性。井身结构和完井方式。钻井参数。钻井设备条件、后勤供应。经济的合理性。环保。第二部分、水平井对钻井完井液特殊要求

技术难题和措施一、概述

二、水平井对钻井完井液特殊要求技术难题和措施

三、塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术典型实例四、总结第三部分、塔里木油田深超深水平井钻井

完井液技术典型实例一、塔中（轮南）地区水平井钻井液技术

二、长裸眼水平井钻井液技术

三、哈得地区双台阶水平井钻井液工艺技术

四、东河1-H3井钻井液技术

五、低固相保护油气层PRD钻井完井液体系在YH23-1-H1井应用

六、TK812（X）等四口定向井段钻井液技术塔中（轮南）地区水平井钻井液技术塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术典型实例之一一、概述塔中地区水平井井深一般在4100-4300米左右，造斜点-般在3300-3500米左右，水平段长400-600米。在钻进过程中，需要穿过多套地层，有些还较复杂。主要表现为:表层300m厚的散砂层易垮塌、易窜漏；上部第三系大井眼井段易阻卡；下部三叠系、二叠系、石炭系泥岩造浆、剥落坍塌、阻卡严重。通过室内研究和现场多口水平井的试验，针对不同层段，发展和完善了3套钻井液体系、2项保护油气层技术，成功地解决了这两个地区的上部直井段阻卡、造浆、坍塌和造斜段水平段钻井液技术和储层保护等问题。钻头套管直径mm井深m直径mm井深mφ584308φ508306.5φ444.52202φ339.72201φ3113786φ244.53785.61φ2164293φ177.8+423.71(水平段)φ139.7TZ34-17-H4井井身结构数据表二、水平井钻井液技术及应用效果通过对水平井钻井难点及特殊要求的分析，不难看出，要搞好水平井钻井工作，钻井液技术是关键之一。经过大量的室内实验和现场试验，我们已总结和完善出了一套能满足塔里木水平井钻井作业要求的钻井液技术。1.水平井钻井液体系由于塔中地区表层为散砂井段，塔中和轮南大井眼存在阻卡，下部小井眼存在严重造浆、剥蚀、垮塌、井漏等问题，因此在选用钻井液体系时，应优先考虑抑制性强、携砂性能良好、润滑效果优良的体系。据此我们在水平井选用了三种体系：正电胶-聚合物体系、聚磺体系及油基钻井液体系。(1)正电胶一聚合物体系。该体系的最大特点是，除了具备正电胶体系的优点之外，通过加入适量的大分子聚合物，增强了体系的包被性和抑制性，尤其是在造浆地层使用效果很好，TZ4-16-8井首次使用了这种体系，很好地应付了三叠系、二叠系的泥岩造浆地层，未出现复杂情况。正电胶一聚合物体系的标准配方为:以3%-5%的膨润土浆为基浆，以干基含量为0.2%-0.3%的MMH，0.2%-0.5%的80A51或KPAM为主剂，配合使用CMC-LV、DFD-140(上部)、SPNH、SMP-1(下部)为降滤失剂，NH4PAN、SMT为降粘剂，同时混入10%左右的原油和0.3%的的SN-1、1.6%WFT-666增强体系的润滑性和防塌性能，达到降低摩阻和稳定井壁的效果，该体系的主要钻井液性能见表2。性能ρ

g/cm3AV

mPa.sPV

mPa.sYP

PaAPI

FL

mlHTHP

FL

mlKfGel

PaMBT

g/L数据1.10-1.2555-6512-198-153-612＜0.024-7/11-2035-50正电胶——聚合物体系钻井液性能(2)聚磺体系。聚磺体系除了具有强抑制以外，还具有配方简单，处理维护方便，有较强的抗温能力，能保持良好热稳定性的特点。聚磺体系在TZ4-36-16等井得到应用，该体系的标准配方为：4%的膨润土浆作为基浆，主处理剂为阳离子包被剂SP-II(0.2%-0.4%)，以小阳离子CSW-1(0.3%〉作为流型调节剂，上部用0.2%MAN101中分子处理剂降滤失量，下部用SPNH、SMP等磺化处理剂降低滤失量，体系使用SMT(0.2%)降粘，加入适量的RH-3(0.5%)，BD-LUBE(1%)和WFT-666（0.8%）提高润滑性和防塌能力。性能ρ

g/cm3AV

mPa.sPV

mPa.sYP

PaAPI

FL

mlHTHP

FL

mlKfGel

PaMBT

g/L数据1.10-1.2550-6817-3010-154-82-3＜0.033-8/8-1436-46聚磺体系钻井液性能(3）油基钻井液体系由于水平井水平段对钻井液有特殊的要求，强调润滑性和保护油层。水平1井、水平5井的水平段使用油基钻井液。体系配方为:以柴油+3%-5%的有机土配方基浆，以油浆流型调节剂(12%)调节流型，以2%的油浆降滤失剂来控制滤失量，用8%左右的氧化沥青提高泥饼质量，另外，可加入2%的油浆悬浮剂增强对钻屑的悬浮能力，有时也加入0.3%的SN-1固体乳化剂，对混入油浆中的地层水和地表水进行乳化。性能ρ

g/cm3FV

sPV

mPa.sYP

PaAPI

FL

mlKfGel

PaMBT

g/L数据1.15-1.2980-12060-9017-261.5-3.505-8/10-2118以上介绍的3种体系均是在塔中水平井中使用过，并且已经配套成熟的体系，这些体系在使用过程中均能很好地适应该区块地层，解决了遇到的复杂情况。2.分段钻井液技术措施1)表层井段(0-300m)塔中四油田表层300m为细砂和粉砂质粘土，砂子未胶或胶结不好，疏散易流动，该段应注意防止井壁垮塌和窜漏。针对这一情况，应采取如下钻井技术：(1)选用聚合物钻井液或正电胶钻井液体系，利用其高粘切，携砂性能好，强扩壁的特点达到维护井壁稳定和净化井眼的目的。(2)基浆中的膨润土含量要求很高，一般为8%-12%，如果使用正电胶，可适当降低膨润土含量至5%-7.5%。钻进中，可用CMC-LV或PAC-HV配成的胶液维护补充，以控制体系的滤失量或提高粘切。粘度一般维持在80-110s(加足正电胶后粘度可稍低)。井段

性能ρ

g/cm3FV

sPV

mPa.sYP

PaAPI

FL

mlHTHP

FL

mlKfGel

PaMBT

g/LpH固相含量%表层井段

（0-300m）1.05-1.1580-11015-2511-207-12-＜0.55-10/10-2050-809-1015φ444.5mm或φ311mm大井眼井段

（300-1800m）1.10-1.1550-6512-1912-183-6-＜0.045-12/10-2535-459-118-14φ241mm或φ216mm小井眼井段

（1800-3800m）1010-1.2550-7016-2610-253-58-12＜0.025-15/15-3540-508-108-15水平井段

（3800-4300m）1.2650-5520-2513-152-3.86-7.20.028-9/20-2440-429-1014-151.28-1.2980-12060-9017-261.5-4-05-8/10-21--18(3)充分使用好固控设备，最大限度地除去无用劣质固相，避免由于钻速较高，而引起钻井液含砂量大幅度上升，影响钻井液性能。(4)要控制好钻井液密度，使密度达到设计上限，避免因密度过低，引起散砂层井壁坍塌或缩经而引起钻具阻卡和套管遇阻。(5)快速钻达设计井深，下套管之前应适当提高钻井液的粘切，同时一次性加足RH-4(0.5%)和RH-3(1%)，达到清洗钻头和提高钻井液润滑性能的目的，保证固井和下套管作业顺利。2)φ444.5mm或φ311mm大井眼井段(300-1800m)塔中300-1800m大井眼井段地层属第三系，地层特点是粗、中、细砂岩全段均很发育，渗透性好，易形成虚厚的假泥饼，引起阻卡，同时该段500-1000m井段存在易垮塌层，大量劣质固相易附着在泥饼上，导致起下钻不畅。因此本段钻井液首要的任务是防止阻卡，使井眼畅通。本段钻井液技术包括以下几点:(1)鉴于该段的特点，应选用低固相、强包被、抑制性强的聚合物体系，以达到强包被、抑制钻屑分散的目的。(2)本段钻井液性能要求有适当的粘切，加足大分子处理剂(加量可视不同体系、不同包被剂来定)，起到对钻屑有很强的包被作用，减少劣质固相分散附着于泥饼。(3)搞好固相控制，充分使用四级固控设备，及时清除劣质固相，维持体系低的固体含量是本段的关键之一，为此，固控设备利用率应达到纯钻时间的100%。(4)降低体系的滤失量和提高泥饼质量是该段的又一关键。由于该段砂岩渗透性好，因此钻井过程中应加足各类降滤失剂(不同体系，加量不同)，将滤失量控制在最低限度，减少泥饼厚度，使之达到薄而韧。(5)该段易阻卡，在搞好泥饼质量的同时，还应注意降低钻井液和泥饼的摩阻系数，地面实验Kf应小于0.01。因此，在本段钻进过程中可适当混入一定量的原油(5%-10%)和0.3%SN-1或加足其他润滑剂，加量为1%-2%，达到降低摩阻，减小阻卡的目的。(6)由于井眼大，钻井液返速低(0.31-0.33m/s)〉，因此，在钻进过程中应向钻进液中及时补充优质膨润土浆，提高钻井液对钻屑的悬浮和携带能力，MBT值稳定在45g/l左右，YP值控制在10-14Pa，动塑比在0.86-1.18之间，保证平板型层流，使岩屑及时输送率达到85%以上。(7)在下套管和固井前，要适当降低钻井液的粘切值，使FV达到40-50s，同时大排量循环洗井，达到充分清洗井眼和冲刷井壁的目的，正电胶钻井液尤其需要如此。同时在最后一次循环钻井液时，向钻井液中加入足量的润滑剂，达到降低摩阻的目的，从而使下套管作业顺利，并保证固井质量。3)φ241mm或φ216mm小井眠井段(1800-3800m)φ241mm或φ216mm小井眼段存在全段阻卡，穿过的三叠系、二叠系、石炭系泥岩造浆严重、坍塌、井径扩大等问题，同时水平井的造斜、稳斜井段均在该段中，给钻井液技术提出了很高的要求，另外，该段也是目的层所在井段，还要求钻井液具有保护油层的特点，因此搞好该段的钻井液技术，是水平井成功的关键，针对这些问题，应采取如下钻井液技术措施：(1)由于下部井段井温较高（90-100℃)，同时结合以上分析的特点，本段应选用聚磺防塌体系，一方面使体系具有很强的抑制性和防塌性，另一方面可以达到抗高温的目的。(2)本段三叠系、二叠系、石炭系泥岩易水化造浆，在钻进过程中必须加足抑制性的大分子聚合物，加量为0.3%-0.6%左右，达到抑制粘土水化分散造浆的目的。(3)在钻进过程中应储备一定量的预水化膨润土浆，以备补充，使体系的MBT值维持在35-45g/l(造浆地层可适当降低)，使体系有足够的结构力。(4)为了防止砂岩井段因胶结疏松而垮塌，必须提高泥饼质量，加足降滤失剂和FT-1或SAS等防塌剂，使滤失量控制在5m1以下，具体各项性能见表6。(5)由于井温上升，井底温度较高，不管使用何种体系，必须向体系中加足SPNH、SMP等磺化处理剂以代替原来的降滤失剂，以增强体系的抗温能力。

(6)由于本段是造斜井段，为了避免岩屑床的形成，钻井液体系除了应具备低粘高切的特点以外，还要使低剪切速度下的粘切值大于8.5(φ216mn)井眼或9.5(φ241mm)井眼，即φ3＞8.5或9.5。(7)充分利用四级固控设备，尤其是用好离心机，本段应控制低固相含量(8%-10%)，一方面是为了维持钻井液性能稳定，另一方面可以大大降低岩屑床的厚度。(8)本段钻井液密度一定要控制好，要维持在设计范围以内，既不能靠上限也不能靠下限，因为如果密度过大，一方面对油层保护不利(有油层保护措施时除外)，另一方面可以促进岩屑床的形成；如果密度过低，则不利于易塌井段的井壁稳定和易发生井涌井喷事故。(9)为了保证起下钻顺利，要求提高泥饼质量，尤其是斜井段泥饼应具有很好的润滑性，应向体系中混10%-12%的原油和0.3%的SN-1固体乳化剂，同时加入RH-4(0.5%)和其他润滑剂(2%)来防止泥包和提高润滑性，保证井眼畅通，降低扭矩。(10)在循环洗井过程中，工程上应积极配合钻井液工程师，共同搞好井眼净化工作，即在洗井过程中，钻具应上下活动或旋转运动，达到充分携砂出井的目的，该工作对斜井段清除岩屑床尤其重要。(11)在钻进至目的层(油层)前50-100m，钻井液中应加入QS-2(2%)、FT-1(2%)或JHY：QCX-1=1：1(总量2.5%)等油层保护材料，使钻井液达到保护油层的要求，避免损害和污染油层，同时这些材料的加入，还有利于提高泥饼质量。4)水平井段(3800-4300m)

水平井的水平段，存在稳定井壁、井眼净化和降低摩阻等三个问题，完井时还存在电测难度大、采用筛管完井等特殊难点和问题，因此水平段钻井和完井作业对钻井液提出了更加苛刻的要求。(1)水平段钻井液体系选择油基钻井液和聚磺钻井液。(2)尽管水平井段形成岩屑床的速度没有中角度井斜段(45°-55°)那么快，岩屑床清洗起来比中间井段(35°-55°)稍容易些，但钻水平段时，也会形成较难清除的岩屑床。为了尽量减少岩屑床的厚度，体系应保持低粘高切的流变性，增强钻井液的携岩能力；使体系的流型维持非牛顿流体，形成不对称的速度剖面，n值要尽量降低，K值要尽量增大；保证体系中有足够的膨润土含量，及时补充有机土浆(有机土+氧化沥青油浆(油基))，使体系有足够的结构力，对岩屑的悬浮能力增强，减低岩屑的沉降速度；低剪切速率下的φ3与φ6读值应大于8.5。由于岩屑床厚度与环空返速成正比，因此应适当加大排量，增大环空返速，使体系保持紊流状态，减少岩屑床的形成。（3)针对水平段的井眼稳定问题，应采取两项措施，即一方面控制钻井液密度不能太低，保持在设计范围内，另一方面要加足SPNH(4%-5%)、FT-1（2%-2.5%)(水基浆)或油浆降滤失剂(2%)、氧化沥青(9%)(油浆)，达到降滤失和改善泥饼的目的。(4)由于水平井具有特殊的井身结构，钻进时扭矩和起下钻时的摩阻均较大，因此增强钻井液的润滑性，降低摩阻是水平井段钻井液的又一关键。油基钻井液本身的润滑性较好，无需特别的处理，只是有时可加入0.3%左右的SN-1固体乳化剂。而水基钻井液钻水平时，除混原油10%+0.3%SN-1和加足润滑剂(2%)以外，还要配合使用塑料小球(1%-2%)来增强体系的润滑性。(5)充分利用固控设备，彻底清除无用固相，控制密度和含砂量(0.2%)。固控设备主要以振动筛和离心机为主，保证优良的钻井液性能，保证水平段的施工需要。3.现场施工技术关键水平井钻井液技术现场施工关键有以下几点:(1)控制适当的膨润土含量以获得良好的流变性及携砂、悬浮能力。现场可根据不同体系控制合适的MBT值，膨润土含量的控制以淡水预水化膨润土浆形式在需要时直接均匀补充进井浆中。(2〉处理剂均应根据需要量配成胶液，细水长流地补充到井浆中。(3)为了保证钻井液有良好的润滑性，可以向体系中混入10%-12%的原油，同时加入0.3的SN-1固体乳化剂，造浆泥岩井段还可加入2%的RH-3和0.5%RH-4，提高润滑性和防泥包。(4)三叠系、二叠系、石炭系造浆地层，不管使用何种体系，均要加足强包被、强抑制的大分子处理剂(最好是几种复配)，加量为0.35%左右。(5)加足磺化沥青(2%)和超细碳酸钙(2%)改善泥饼质量。(6)充分利用四级固控，使固控设备运行时间达到钻进时间的100%，下部井段要求使用离心机更好地清除劣质固相。(7)进入油层前50-100m，向体系中加足QS-2（2%）、JT-1(2%)或JHY:QCX-1=1：1(总量2.5%)等材料，起到保护油层的效果。三、塔中水平井保护油层钻井液技术及应用效果塔中（轮南）地区的水平井为开发井或预探井，除了要求钻进时的钻井液技术必须保证钻井作业顺利进行以外，还要为各井提供优良的保护油气层钻井液技术，以保护油层免受损害。为此，通过与有关院校的合作，先后推出和发展了适合塔中、轮南地区储层特点的两套保护油层技术，即：一是QS-2+FT-1技术；二是JHY+QCX-1技术。这两套技术的共同点是材料加入体系之后，能对油层起到屏蔽暂堵作用，减少滤液和固相侵入地层，使油层免受损害，并且可以返排，不同点是前者不能油溶，只能酸溶，而后者既可油溶又可酸溶，下面具体介绍一下这两种技术。1.配方2.施工技术关键由于这两种技术没有质的区别，同时又是在同一种地层中使用，因而其施工技术关键也大致相同，具体施工如下：(1)进入油层前50-100m，开始改造钻井液，首先使用离心机彻底清除钻井液中的劣质固相及部分重晶石，控制钻井液密度小于设计上限0.02-0.03g/cm3，同时尽可能地将钻井液性能调整至最佳，使其能满足正常钻进的要求。(2)调整钻井液的酸碱度，控制pH<10。

QS-2+FT-1技术配方为：2%FT-1+2%QS-2+原浆+1%NaCl；JHY+QCX-1技术配方为：JHY：QCX=1：1(总量为2.5%)+0.02%-0.05%OP-10+2%FT-1+1%NaCL+原浆。两种技术均用石灰石粉加重。(3)向钻井液体系中加入1%的NaC1，以使体系的总矿化度大于10000mg/L。(4)补充预水化膨润土浆，控制MBT值为35-45g/L。(5)向体系中加入屏蔽式暂堵剂，QS-2+FT-1技术按2%的QS-2+2%的FT-1加量加入，而JHY+QCX-1技术则按JHY:QCX-1=1:1(总量2.5%)的加量加入井浆中，同时向井浆中加入0.02%-0.05%的表面活性剂OP-10，再加2%的FT-1。上述几种材料也可配成胶液按循环周均匀地补入井中钻井液性能ρ

g/cm3FV

sPV

mPa.sYP

PaAPI

滤失量

mlHTHPGelPaPHCl-

Mg/lCa2+

Mg/l数据设计

上限45-6015-258-15＜4/0.5＜12/14/109-10＞8000＜200表6(6)使用石灰石粉加重，将密度调至地质设计上限(压差大有利于暂堵效果的提高)。(7)使用SMT或PAC-HV调节流型，控制好钻井液性能，性能可参考表6。(8)由于JHY遇油基润滑剂，可能出现结块现象，同时JHY能溶于原油中，因此，如果使用JHY+QCX-1技术，就应注意，在进入油层后要尽量少加润滑剂(≤0.5%)和不加原油，另外还可适当增加JHY的加量，以弥补因结块而损失的部分。3.应用效果塔中（轮南）地区完成的12口井中，有10口井使用了QS-2+FT-1技术和JEY+QCX-1技术，还有两口水平井使用的是油基钻井液体系。使用这两种保护油层钻井液技术有施工方便和效果显著的特点。如水平3井和水平1井，其日产均为1000方左右，且日产气28×104m3，套压为19MPa左右(水平2井、水平4井日产原油均达1000m3以上)。JF128井日产油168m3，天然气1084047m3。总之，保护油层效果明显。四、小结1.塔里木油田塔中（轮南）地区水平井应用了三套钻井液技术，三套钻井液体系都能较好地解决塔中、轮南地区水平井携砂、井壁稳定和摩阻控制带来的技术难题。2.与直井段相比，提高钻井液的封堵和抑制性是保证水平井顺利施工的关键技术之一。3.在电测、下套管前，钻井液中加入了固体润滑剂SN-1等特殊技术措施，较好地解决了特殊施工的摩阻控制问题。4.在保护油层方面，大部分井使用了QS-2+FT-1技术和JEY+QCX-1技术，还有两口水平井使用的是油基钻井液体系。使用这两种保护油层钻井液技术有施工方便和效果显著的特点。长裸眼水平井钻井液技术塔里木油田深超深水平井钻井完井液技术典型实例之二一、概述长裸眼水平井钻井是随着塔里木油田简化井身结构的整体部署而被确定实施的。如何保证长裸眼水平井钻井施工的顺利进行，很大程度上取决于钻井液技术是否过硬，它包括如何选择钻井液体系，如何进行现场配制，如何进行现场维护处理等等较为现实的操作问题。事实上，优良的钻井液性能是保证长裸眼水平井钻探优、快成功的关键，也是制约钻井总成本的重要因素。近几年来，在塔里木地区进行了近百口长裸眼水平井的钻井工作，对钻井液体系和材料进行了优选和复配，总结出一些认识。一、概述20”133/8”95/8”7”＋5½”（复合）133/8”95/8”7”＋5½”（复合）7”＋5½”（复合）95/8”一、概述井身结构简化：由四层结构变为两层结构二、长裸眼水平井带来的技术难题由于裸眼段增长，往往同一裸眼段，存在不同压力系数、不同岩性特征的多套复杂地层段，存在抑制与分散的矛盾，同时存在上喷下漏问题；长裸眼水平井存在流变性与螺杆水马力发挥的矛盾；由于裸眼段的增长，致使地层渗透性漏失严重，泥浆消耗量增大，存在大量补充与深井对钻井液性能稳定性要求的矛盾；长裸眼水平井存在避免岩屑床形成与压耗的矛盾；二、长裸眼水平井带来的技术难题由于裸眼段的增长，地层渗透性漏失严重，泥浆消耗量增大，存