李方普光培训气井钻井工程

高酸性气田水平井投产作业

气井钻井工程

主讲：李方——在钻井、完井、增产等作业过程中所使用的工作流体统称油气井工作液。包括：钻井液、钻井完井液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、砾石充填液、修井液、压裂液、酸液、驱替液等。1、定

义2、分类：

（按作业环节分）两大类

水基钻井液

I.钻井液油基钻井液气基钻井流体II.完井液（广义）——油气井完成和完善作业过程中所使用的工作流体。钻井完井液（即打开产层的钻井液）——在油气层中钻进时所使用的循环流体。有：改性钻井液、清洁盐水聚合物完井液、低固相聚合物完井液、油基完井液、气体类完井液。主要功用：打开储层时保护油气层。3-1钻井液技术的发展概况

一、早期历史（公元前256年～公元1844年）原始阶段

早在公元前256年（春秋战国时期）。我国发明了“顿钻”钻井技术，后传至波斯、埃及，然后再传到欧洲。至公元1041～1053年（北宋年间）。我国首创“卓筒井”。即用竹筒当套管下入井内，封隔水层、塌层。到公元1821年（清道光年间），我国已能钻成1000米井。此段期间，所用钻井液完全是清水，目的单一：仅为洗井和帮助捞砂，没有循环系统，将清水直接倒入井内，冲钻，下捞砂筒捞出。

二、萌芽阶段（1844年～1920年）

1844年．英国人RobertBeart发明了“旋转钻井”方法，并开始使用循环系统循环钻井液，但采用的是“反循环”方法。（即抽吸法）。1845～1860年.法国人Faulle建立了较完整的循环系统，并采用“正循环”循环钻井液，且意识到了“混浊的水”比“清水”带砂好。1887～1901年.美国人开始使用粘土、糠麸、谷物等材料作钻井液添加剂，并认识到用“粘泥”使钻井液变“稠”变“重”的重要性。1906年.钻井液搅拌器问世。（在此之前，钻井液是由牲口在池中走动配成的。）1910年.专用泥浆泵问世。这段期间，已开始认识到钻井液的重要性。钻井液特点：成分单一，处于自然状态。

三、发展阶段（1921年～1948年）——近代钻井液

1921年.美国人Stroud开始使用专门制备的添加剂来调节钻井液性能，并出版了世界上第一本关于钻井液方面的出版物。钻井液工艺技术正式问世。各先进国家相继开始了这方面的研究工作。出现了加重剂、增粘剂、降滤失剂、堵漏剂等专用处理剂，并建立了比重、粘度、失水等常规性能的测试方法及钻井液滤液分析方法。

1930年.全世界已有23种关于钻井液方面的出版物。钻井液技术的发展进入高潮。

此阶段钻井液有如下特点：

1.组分较前复杂，逐渐趋于完善。

2.普遍使用处理剂来调节维护钻井液性能。

3.钻井液类型越来越多，功能越来越全。同时开始了钻井液处理剂研究和钻井液专用仪器的设计制造。

四、科学化阶段（1948年至今）——现代钻井液

1.出现并广泛使用了不分散无固相、低固相钻井液。

2.处理剂发展迅速。由几十种发展到上千种，并开始了深入的处理剂作用机理研究。3.开始了泥浆（钻井液）流变学研究，水力参数及流变模式的优选。4.发展了钻井液固相控制技术。5.开展了系统深入的井壁稳定技术研究。6.开展了系统深入的深井超深井钻井液技术研究。

7.研制了大量成套的现代测试仪器，并逐步完善了评价方法。8.开始了钻井液数据库和专家系统的建立。9.深入开展了保护油气层的完井液技术研究。10.形成了一整套较完善的钻井液技术理论。我国钻井液技术研究起步晚，但发展非常迅速，无论从理论研究上或是应用研究上均有重大突破。目前我国钻井液技术与先进国家处于同步水平。3-2钻井液的组成、类型及功用

泥浆mud

又称：钻井液drillingfluid洗井液flushingfluid循环流体circulatingfluid

可定义为：保证钻井工作能安全顺利进行的所有入井流体统称钻井液。或：由各种不同大小的固体颗粒分散、悬浮于不同的流体中并由各种化学处理剂来维持其性能的一种多级多相分散体系。一、组

成

钻井液主要由分散介质、分散相和处理剂三大部分组成。

水：淡水/盐水——“水基”1.分散介质（连续相）油：原油/柴油/白油——“油基”气“气基”

粘土（膨润土）2.分散相油：对水而言水：对油而言气：充于水基中

增粘剂降粘剂降滤失剂3.处理剂抑制剂维持钻井液性能的稳定表面活性剂加重剂润滑剂

………二、钻井液的类型国内外分类各异，但目前均有暂行标准。基本上可概括为三大类型：即水基钻井液、油基钻井液、气基流体。

1.国内油田习惯分类：

细分散钻井液钙处理钻井液：石灰/石膏/氯化钙粗分散钻井液盐水钻井液：盐水/饱和盐水/海水无固相聚合物钻井液水基钻井液聚合物钻井液低固相不分散聚合物钻井液聚磺钻井液等

油包水空气混油钻井液油基钻井液油基气基天然气雾、泡沫2.国标分类

分法一：

（1）淡水钻井液体系

（2）钙处理钻井液体系（3）不分散聚合物钻井液体系（4）盐水钻井液体系（6）钾基钻井液体系（7）油基钻井液体系（5）饱和盐水钻井液体系（8）气体体系（气体、泡沫）

分法二：

（1）

不分散聚合物钻井液体系（2）

钾基钻井液体系（3）

饱和盐水钻井液体系（4）

分散钻井液体系（5）

钙处理钻井液体系（6）

盐水钻井液体系（7）

油基钻井液体系（8）

气体钻井流体（9）修井液完井液体系

3.美国石油学会（API）和国际钻井承包商协会（IADC）分类：

（1）

不分散体系（不作任何处理）（2）

分散体系（3）

钙处理体系（4）

聚合物体系（5）

低固相体系（6）

饱和盐水体系（7）

完井修井液体系（8）

油基钻井液体系（9）

气体体系注：1986年前，API和IADC分法与此差异较大，上述分法是86年修改的。

三、钻井液的功用（十大功能）

1.

清洗井底，携带钻屑。2.

悬浮钻屑和加重剂。3.

控制地层压力。4.

传递水力功率。5.

稳定井壁。6.

冷却、润滑钻头及钻柱。7.

承受钻柱和套管的部分重量。8.

提供所钻地层的大量资料。9.

保护油气层。10.防止钻具腐蚀。

钻井液主要有四大基本性能，即：流变性、造壁性、抑制性和润滑性。

3-3钻井液的性能

一、钻井液的流变性由《流体力学》知，流体有四种基本流型（即牛顿流型、塑性流型、假塑性流型和膨胀流型）。钻井液大多属塑性或假塑性流型，因此就对应有相应的流变参数。产生原因：存在空间网状结构。

实质：钻井液凝胶强度的高低。

影响因素：①粘土含量和分散度：含量大，

分散度高，τs大。

②粘土颗粒的ζ电位和水化膜：ζ低，

水化膜薄，吸力占优势，τs大。

③处理剂的种类和加量

作用：钻井液静止时悬浮钻屑和加重剂。

测量方法：用旋转粘度仪测其静止10分钟的切力。（用最低转速：每分钟3转）或用浮筒切力计。

1.静切应力：τs（现场又用“θ”表示）GelStrength

简称“切力”：即塑性流体开始流动时的最低切应力，又称“凝胶强度”。2.动切应力：τo

又称屈服值“YP”YieldPoint

塑性流体特有的性质，反映钻井液作层流流动时，粘土颗粒之间及高聚物分子之间的相互作用力。（即结构拆散、恢复达到动平衡时的结构强度。）

τo是常量，不随速度梯度变化，体系定它则定。产生原因：结构所至（同τs）实质：钻井液在层流条件下的结构强度。影响因素：

①粘土含量和分散度。②粒子ζ电位和水化膜。③处理剂的使用：吸附端面，拆散削弱结构，τo

降低。④高分子聚合物的使用：吸附桥联，τo升高。

作用：钻井过程中悬浮携带岩屑。（动态条件）τo的大小反映了钻井液携屑能力的大小。τo大，说明层流时结构强度大，流核面积大，携屑能力强，反之弱。测量方法：用旋转粘度仪测600转和300转的数据，代入宾汉公式或相应的直读公式计算而得。

τo=5.11（φ300-PV）

τo=0.511(2φ300-φ600)旋转粘度计3.表观粘度：又称视粘度或有效粘度，用η’表示。

AV:ApparentViscosity

——某一流速梯度下，速梯与相应切应力之比。即：ηi’=τi/Di

单位：cP或mPa·s

可见：表观粘度随速梯而变，同一体系，不同速梯，ηi不同.实质：钻井液在流动过程中实际表现出来的总的粘滞性。作用：衡量钻井液的宏观流动性。测量方法：用旋转粘度仪。现场习惯用600转数据的1/2值表示，AV=φ600/2。方可将对应速梯下测得的切力值代入宾汉或指数方程求得。4.塑性粘度：

符号：PV或ηsPlasticViscosity——塑性流体层流流动时的粘度。PV也是常量，不随速度梯度变化，体系定它则定。实质：钻井液中结构拆散与恢复处于动平衡时，固—液之间、液—液之间的内摩擦力的反应。

影响因素：固相含量：固含高，则PV高。

分散度：分散度↗，则PV↗。

液相粘度：液相粘度↗，则PV↗。

水溶性处理剂的粘度：水溶性处理剂的粘度↗，则PV↗。显然，它直接反映了钻井液中固相含量的高低及分散程度。

作用：衡量判断钻井液中固相含量的高低及分散程度。高则有害，低则有利。PV与YP是塑性型钻井液的两个重要流变参数，它们直接影响流阻、压降、水力功率的大小及井眼净化的程度。测量方法：用旋转粘度仪测φ600、φ300读值。

PV=φ600-φ300mPa·s5.剪切稀释性：ShearThinningBehavior——表观粘度随速梯增大而降低的现象，称为剪切稀释。实质：高剪切作用破坏了体系内部结构，使总的粘滞性降低。显然：只要能形成结构的钻井液，均有剪切稀释性。

表征量：τo/ηs（动切应力YP/塑性粘度PVPa/mPa·s）大小衡量。比值大——剪切稀释能力强，反之则弱。因为比值大，表明结构多（τo大），固含低（ηs小），体系受剪切稀释明显。作用：判断携屑能力：强者——好，有利低速带砂（结构）。0.36～0.48Pa/mPa·s估计钻头水眼处的粘度大小：强者——小，有利喷射。故：一般要求钻井液的剪切稀释能力强。（太强也有害）。6.流性指数：符号“n”，亦称n值：0<n<1，无因次。

——表示假塑性流体中结构的多少及存在的形式。当n→1时：表明结构少，且不连续。n=1时，完全无结构，牛顿体。当n→0时：表明结构逐渐增多，且连续。非牛顿性越强。作用：判别携屑能力：n小，流核大，带砂好。n=0.4～0.7好。判断剪切稀释性：n越小，剪切稀释能力越强。（结构多）

7.稠度系数：符号“K”，亦称K值。单位：达因·秒n/厘米2

——表示假塑性钻井液的稀稠程度。由假塑性流体本构方程：τ=KDn可知，当n=1时，τ=KD（即为牛顿体）。显然，此时K即为牛顿粘度（牛顿内摩擦系数），说明K与粘度有关。实质：假塑性流体在一定速梯下非结构性内摩擦的反映。作用：衡量钻井液流动阻力的高低及固相含量的多少。

8.触变性：ThixotropicBehavior——指钻井液受搅拌后变稀，静止后又变稠的特性。或：钻井液切力（搅拌后）随静止时间的增长而增大的特性。产生原因：受搅结构被拆散，粘度、切力下降——变稀。

静止结构恢复，粘度、切力增大——变稠。实质：体系恢复结构的能力。影响因素：①粒子浓度↗，结构恢复快、强，触变性强。

②ζ电位↗，结构恢复慢、弱，触变性弱。

③若是端—面、端—端结构为主，恢复慢，但最终结构强。（需要一定时间完成定向）

④若是高聚物吸附土粒形成桥联结构，恢复快，但最终结构强度弱。衡量标志：①恢复结构的速度（即时间）。②最终结构的强度（即最终切力的大小）。钻井液触变性类型：①快的强凝胶：结构恢复很快，最终切力大。②慢的强凝胶：结构恢复慢，最终切力很大。③快的弱凝胶：结构恢复很快，最终切力较小。④慢的弱凝胶：结构恢复很慢，最终切力小。

评价方法：用旋转粘度仪测钻井液静置1分钟（初切）和10分钟（终切）的切力，用它们的差值（θ10-θ1）表示其大小。

钻井液对触变性的要求：①结构恢复要快（有利钻屑悬浮，防止沉砂）②最终切力要适当（防止开泵阻力大，压力激动）快的弱凝胶（图中曲线3）

τ/Pa1234t/min9.漏斗粘度：FunnelViscosity——一定量的钻井液流出特制漏斗所需的时间。单位：s。实质：是钻井液表观粘度的宏观表征。

量具：漏斗粘度计量法：国内——装700mL，测流出500mL的时间。国外——装1500mL，测流出946mL的时间。仪器校正标准：国内——清水值15±0.5s国外——清水值26±0.5s作用：衡量钻井液的宏观流动性和稀稠程度。

二、钻井液的失水造壁性

钻井液中水的形态束缚水：不连续，不易失去。吸附水：受约束，不失去，随土移动。自由水：连续，可自由移动，易失去。

1.失水与失水量WaterLoss（滤失量FiltrationLoss）失水——钻井液中自由水在压差作用下向具有孔隙的地层渗滤的现象，称为失水。失水量——单位时间的滤失量。习惯上用30分钟的失水多少来表示体系的失水量大小。现场亦称“失水量”为“失水”，常用符号“B”表示。2.泥饼与泥饼质量：MudCake或FilterCake

泥饼——失水过程中，分散相颗粒附着在井壁上所形成的一层“假井壁”称为泥饼。用符号“K”表示。单位：mm（毫米）

造壁性——指钻井液失水形成泥饼的特性。泥饼质量：①厚度：薄而致密为好，厚而疏松为差。②渗透率：越小越好，为零最佳。③摩擦系数：值越小越好。④抗剪强度：越高越好。⑤可压缩性：越大越好。（太大也有害）

显然：泥饼能有效地阻止失水的继续进行，泥饼好，失水小。

（1）瞬时失水——钻头破碎岩石形成井眼而泥饼尚未形成这一瞬间的失水。特点：

·主要是向井底失水。

·时间短而量大，伴有少量泥浆渗失。

·存在于整个钻井过程中。

3.失水的种类

（2)动失水——即钻井液在循环过程中的失水。特点：·向井壁失水

·泥饼处于建立、增厚、冲蚀平衡状态

·失水速度由大到小逐渐恒定

·存在于整个循环过程中，时间长，累积失水量大。

（3）静失水——钻井液静止时的失水。（在压差作用下）特点：·同时向井壁井底失水，以井壁为主。

·泥饼在动失水的基础上随时间增长而增厚。

·失水速度随静止时间的增长而减少。

·静失水量<动失水量。

4.失水量的影响因素

影响瞬时失水的因素

①压差：ΔP↗，瞬时失水量↗。②粘度：粘度↗，瞬时失水量↘。③固相颗粒大小与多少。

影响静失水的因素

静失水方程Vf——渗滤量

t——渗滤时间

A——泥饼面积

Cc——泥饼中固相的体积分数K——泥饼渗透率

Cm——钻井液中固相的体积分数△

P——渗滤压差

μ——滤液粘度

故影响因素有：

①时间：t↗，Vf↗。②压差：ΔP↗，

Vf↗。泥饼可压缩性好时则不然。③固相含量、类型及级配④泥饼渗透滤：K↘，Vf↘。⑤滤液粘度：μ↗，Vf↘。⑥温度：温度↗，μ↘则Vf↗。上述因素中，泥饼渗透率的影响是关键。

影响动失水的因素：

①影响静失水的因素同样影响动失水。②环空返速

·紊流：返速高，冲蚀大，动失水大。

·层流：返速低，冲蚀小，动失水小。

·平板型层流：返速低，冲蚀小，动失水小。③泥饼强度：强度高，不易冲蚀，动失水小。

5.失水、泥饼与钻井的关系

失水与钻井的关系

·向井壁的失水有害①易造成井塌和缩径

阻、卡、划②易损害油气层：阻、堵、水锁、沉淀·向井底的失水有利①降低井底岩石强度，增加可钻性，有利钻速提高。②消除压持效应，避免重复切削，有利钻速提高。显然：瞬失失水越大，钻速越高。

失水大小的确定原则①井浅——宽，井深——严。②裸眼短——宽，裸眼长——严。③用分散剂时——严，用抑制剂时——宽。④钻井液矿化度高——宽，矿化度低——严。总之，以井下是否正常为依据，合理调控失水量。

现场标准：·一般地层：10～15mL/30分钟

·易塌地层及油气层：<5mL/30分钟

·有利方面①护壁防塌②防止渗透性井漏③保护油气层

泥饼与钻井

·有害方面

①易发生泥饼粘附卡钻（压差卡钻）②引起井径缩小、遇阻、遇卡，摩阻、扭矩大。③影响固井质量

只要泥饼质量高，其有害的一面是完全可以避免的。因此，如何提高泥饼质量也是钻井液技术的关键技术之一。

1.抑制性

——钻井液防止或减缓地层和钻屑中粘土矿物水化膨胀分散的特性。包括两方面：①对钻屑水化分散的抑制②对地层水化膨胀的抑制

三、钻井液的抑制性

2.抑制性的表征量：①钻屑回收率.%越高越好。②泥页岩线膨胀率.%越低越好。③毛细管吸吮时间

CST（CapillarySuctionTime）值越低越

3.抑制性的评价方法①用滚子炉作滚动回收试验——回收率。②用膨胀仪测岩样的膨胀量——膨胀率。

③用CST仪测吸吮时间——CST值。

4.抑制性的功用①防止地层造浆②防止井眼缩径③防止井眼跨塌（硬脆性地层）

④维持体系的聚结稳定性

高温高压智能页岩膨胀仪滚子加热炉四、钻井液的润滑性

——钻井液降低钻具扭矩、摩阻的特性。

1.表征量有三个

①钻井液的润滑系数：越小越好。

——钻井液作用下金属间的摩擦系数。②泥饼摩擦系数Kf越小越好。

——指泥饼与光滑金属面间的摩擦系数。③极压膜强度：越高越好。

——指吸附于钻具表面的润滑膜的极限强度。

2.评价方法：

润滑系数——用极压润滑仪测定泥饼摩擦系数——用泥饼摩擦系数测定仪测定极压膜强度——用极压润滑仪测定

3.功用

①降低摩阻和扭矩②防止套管的磨损（南海例子）③延长钻头轴承寿命④防止压差卡钻⑤防止钻头泥包

注：钻井液的润滑性在大斜度井、水平井、开窗侧钻、丛式井钻井中尤为重要。

EP润滑仪粘滞系数测定仪在钻井过程中，按摩擦付表面润滑情况，摩擦可分为以下三种情况：

a-边界摩擦；b-干摩擦或障碍摩擦c-流体摩擦

三种不同润滑模式示意图

①边界摩擦：两接触面间有一层极薄的润滑膜，摩擦和磨损不取决于润滑剂的粘度，而是与两表面和润滑剂的特性有关，如润滑膜的厚度和强度、粗糙表面的相互作用以及液体中固相颗粒间的相互作用。有钻井液的情况下，钻铤在井眼中的运动等属边界摩擦。

②干摩擦（无润滑摩擦）：又称为障碍摩擦，如空气钻井中钻具与岩石的摩擦，或井壁不规则情况下，钻具直接与部分井壁岩石接触时的摩擦。

③流体摩擦：由两接触面间流体的粘滞性引起的摩擦。

实际上，钻井过程中的摩擦多微混合摩擦①③共存为主。

①固相类型，颗粒形状及尺寸粘土>钻屑>加重剂不规则>片状>球状小尺寸>大尺寸②泥饼质量：越致密、均匀、薄而光滑越好（井壁岩石特性）③有机高分子处理剂④润滑剂多级复配优于单剂，混油不如润滑剂。影响钻井液润滑性的因素：

1.密度对钻速的影响：

ρ↗，V↘。

钻井液性能对钻速的影响：

ρ从1.10g/cm3↗1.65g/cm3，V从10m/h↘3.3m/h。

Vρ2.粘度对钻速的影响：

PV↗，V↘。

η’↗，流阻大，井底有效压力高。η∞↗，流阻大，水力损耗大。

VPV(η’)3.失水的影响：

瞬时失水↗，V↗。

V

瞬时失水4.固相的影响：

固相含量↗，V↘。

类型：重晶石<钻屑<粘土

V

固含分散程度↗，V↘。V

分散度5.润滑性的影响：

润滑性↗，V↘。油基钻速<水基（20%～30%）

V

润滑性复杂情况下的钻井液体系复杂情况下的钻井液体系使用：井漏（防漏堵漏钻井液）井喷（防喷钻井液）井塌（防塌钻井液）卡钻（防卡解卡钻井液）65井漏（防漏堵漏钻井液）一、井漏

—钻井液在井里向地层漏失的现象。二、井漏的原因与分类

—渗透性漏失、裂缝性漏失、溶洞性漏失。三、井漏的预防

1）低比重、低粘度、低切力钻井液：2）减小压力激动，避免裂缝漏失；3）保持较小的钻井液上返速度；4）预防地表疏松地层漏失；5）制定合理井深结构。66复杂情况处理（井漏）四、堵漏方法起钻静止降密度、提高粘度，小排量循环投泥球挤堵缝隙钻井液中加桥塞剂加高聚物絮凝剂、交联物（智能凝胶物ZND）堵漏用水泥或其他胶凝物质堵漏五、漏失层位确定测井温法放射性测井法叶轮旋转器测定法67平衡法注水泥堵漏示意图循环加压挤水泥堵漏示意图井喷（防喷钻井液）一、井喷

—井内液柱压力小于地层压力时钻井液冲出井口的现象。二、井喷的过程1、钻井过程中的井喷

—钻井液受气侵，液柱压力逐渐减小以至小于油、气层压力所致。2、起钻过程中的井喷

—起钻时无循环压力，“抽吸作用”，未及时向井内灌钻井液所致。3、下钻过程中的井喷

—下入钻具引起过大压力激动造成井漏使井内液面下降所致。68复杂情况处理井喷油气上窜引起井喷示意图4、下钻后循环过程中的井喷

—起钻时，“抽吸作用”使地层油、气进入钻井液和井筒内；下钻至油、气层顶部循环钻井液，此时钻井液中的气体膨胀，当其压力大于它上面的液柱压力时，钻井液被顶溢出。随后，井内剩下的钻井液若液柱压力小于油、气层压力，油、气大量侵入以至井喷。油气上窜速度U窜：当井内钻井液静止后，油、气层中的气体在井内上窜的速度。计算法：

U窜=（H油-60QT见/V)/T静式中，U窜—油、气上窜速度，米/时；

Q—钻井液排量，升/秒；

T见—自开泵循环至见油、气显示的时间，分；

H油—油、气层深度，米；

T静—静止时间，小时；

V—环形空间每米溶积，升/米。三、钻开高压油、气层的钻井液工艺1、原则

——压而不死，活而不喷。2、压井用钻井液

——正确确定钻井液密度、控制适当回压。压井时要用加重钻井液。69压井时钻井液密度ρ加重计算：

ρ加重=ρ原+10(P立+P安全)/H

式中，ρ加重—压井时钻井液密度，g/cm3；

ρ原—原浆密度，g/cm3；

P立—立管压力，atm；

P安全—附加安全压力，atm或kg/cm2；

H

—井深，m。70井塌（防塌钻井液）一、井塌的现象与危害（P157）1、井塌的现象2、井塌的危害二、井塌的原因和类型1、地质原因页岩孔隙压力异常页岩里面的砂岩透镜体孔隙压力异常受构造应力的页岩造成井壁不稳定712、物理化学原因—泥页岩水化效应

—泥浆滤液进入地层，泥页岩中的粘土矿物吸水后发生不均衡的水化膨胀，产生水化膨胀压，井壁岩石受力不平衡而井塌。粘土水化膨胀压力=表面水化压力+渗透水化压力。P表面水化=P覆盖-P孔隙