文96-储12井三开钻井液总结

第一篇：文96-储12井三开钻井液总结

东濮凹陷中央隆起带 文留构造文96块

井别：注采井

井号：文96-储12井

文96-储12井三开水包油

钻井液技术总结

中原石油勘探局钻井工程技术研究院

二〇一一年五月1 概述

文96-储12井位于东濮凹陷中央隆起带文留构造文96块，是一口定向井，目的层位为沙二下和沙三上，钻探目的文96储气库建设。预计原始地层压力系数为0.18~0.63。为保证储气库建设的顺利实施，最大限度地保护油气层，本井三开目的层井段采用水包油钻井液实施钻井施工，钻井液设计密度0.85~0.95g/cm3。

本井水包油钻井液配制使用了柴油，并使用了110m3回收利用的水包油老浆。老浆到井后，先在井上进行处理后与新浆混合。钻井液性能满足设计要求后开钻，整个三开施工井下安全正常。

现场于2011年5月22日开始水包油钻井液配浆工作，5月23日完成钻井液配制并调整至设计性能并顺利开钻，5月24日完钻，进尺264m。经电测、通井等作业，5月30日顺利回接套管，完成固井施工。在此期间，水包油钻井液在钻井、完井过程中取得了良好应用效果，密度基本控制在0.94~0.95g/cm3，机械钻速快、钻进过程顺利、起下钻畅通，电测下套管均一次成功。1.1 工程概况

施工井队：中原油田钻井四公司45751钻井队

水包油钻井液技术服务单位：中原油田钻井工程技术研究院 三开开钻时间：2011年5 月24日 三开设计井段：2531~2794m 三开实际井段：2530~2794m 1.2 井身结构和套管程序

本井井身结构和套管程序见表1。

表1 井身结构表

开次 一开 二开 套管次序 表层 技套

钻头尺寸×深度 Φ444.5mm×297m Φ317mm×2530m

套管尺寸×下深

Φ339.7mm×296.6m Φ273.05mm×2429.04m Φ177.8mm×2778m 三开 油套+尾管 Φ241mm×2794m 2 三开钻井液工作难点和技术思路

2.1 工作难点

本井三开钻井液工作主要存在以下技术难点： 1）地层疏松、成岩性差，对钻井液防塌性能要求高； 2）地层压力系数低，预计地层压力系数为0.18～0.63，发生漏失的可能性较大；

3）文96断块是中原油田的老区块，长期注采，地层压力系数紊乱，发生漏失和出水的几率很大。

4）储气库工程要求最大限度的保护产层，保持产层通道畅通，需要钻井液有良好的保护油气层能力。

5）三开地层钻井速度快、钻屑浓度大，掉块较多，要求钻井液携砂能力强。

6）回收利用的水包油老浆氯根含量较高，在10000ppm左右，加之利用了多口井，固相含量颗粒较复杂，给水包油钻井液的密度控制造成一定负面影响。2.2 技术思路

针对以上工作难点，结合水包油钻井液特点，我们在润滑、防塌、防漏、防出水、井眼清洁等方面重点强化以下措施。

在井眼清洁方面，钻井液采用适当的粘度和切力，提高携砂能力，减少井壁滞留层厚度，结合短起下钻，清除岩屑床，增强携砂效果。引入固相清洁剂，使钻屑在分散前及时清除出钻井液，同时还能提高 钻井液的抗污染能力。

在井壁稳定方面，通过优选高效降滤失剂，控制滤失量，优化钻井液流型，降低井壁冲蚀，提高钻井液防塌性能。优选聚醚多元醇，既能起到保护井壁防塌的目的，又能提高钻井液的润滑性。

在润滑减阻方面，采用高比例的油含量，保持良好的流变性，充分利用固控设备，降低钻井液含砂量。

在防漏方面，以预堵为主，引入了新型防漏剂。防漏剂与水包油钻井液配伍性良好，室内实验表明，预堵效果良好。钻进过程中，钻井液中加入2~3%的防漏剂，能起到良好的封堵漏层的效果。钻井液配制

根据室内实验情况确定的钻井液配方为：45%～50%柴油+50%～55%水+4%～5%钠土+5%主乳化剂+4.5%辅助乳化剂+1.2%PAMS-601+0.5%LV-CMC+3.0%SMP+3.0%SMC+0.5%NaOH.设计钻井液性能指标为：密度： 0.85~0.95g/cm3；漏斗粘度：60～80 s； API失水：<3mL；初切/终切：1～3/4～12 Pa；pH值：8～12，含砂量：≤0.3%；泥饼摩阻系数：≤0.10；塑性粘度：15～35mPa.s；动切力：5～12 Pa；膨润土量：25~30g/l。

本井完井井筒容积预计为110m3，地面泥浆罐内钻井液量控制为80m3，加上日常损耗约30m3，三开预计配制水包油钻井液220m3。为降低水包油钻井液配制成本，三开水包油钻井液采用配制部分新浆复合水包油老浆的方法，利用回收的老浆110m3，配制新浆110m3，配制过程如下：

3.1 下钻，钻水泥塞，循环干净后在套管内静止。

3.2 彻底清除地面循环罐内的泥浆、沉砂，并用清水清洗泥浆罐。3.3 按钻井液设计配方在4#泥浆罐内配制预水化膨润土浆25m3，水化24h。3.4 在3#罐配制16m3胶液作为隔离液，泵入井内。

3.5 将4#泥浆罐预水化膨润土浆转入3#泥浆罐继续水化，在4#泥浆罐内按设计配方配制聚合物胶液55m3，使用泥浆枪和搅拌器充分溶解处理剂。打开1#、2#、3#、4#罐联通闸板，开泥浆泵在地面循环，充分混合1#、2#、3#、4#泥浆罐预水化膨润土浆和聚合物胶液。3.5 从4#罐混入110 m3水包油老浆，同时地面循环并调整钻井液性能，4个罐打满后，开始替浆，待井口返出隔离液时，放掉隔离液。返出水包油钻井液时停泵，打住锥形罐。

3.6 继续循环，循环均匀后分别加入主乳化剂和辅助乳化剂，边循环边在4#罐均匀混入30吨柴油。

3.7全井循环2周，循环均匀后开钻。期间调整水包油钻井液性能，循环均匀后钻井液性能为密度： 0.95g/cm3；漏斗粘度：73s；表观粘度：38Pa.S；塑性粘度：30a.S；动切力：8；初切/终切：2/5Pa；API滤失量：2.6；pH：10。水包油钻井液维护处理技术措施

4.1 三开钻进过程中，维护处理主要以控制粘切为主，主要使用预水化搬土浆和PAMS601、LV-CMC稀胶液来控制粘切。

4.2 钻井液补量主要通过加入聚合物胶液，并视钻井液乳化情况补充乳化剂。

4.3 钻进过程中随时注意水包油钻井液的乳化稳定性，通过主、辅助乳化剂来提高钻井液的乳化稳定性。

4.4 按要求测量钻井液pH值，维持pH值为9～11，发现pH值有降低现象，通过及时加入NaOH碱液维护，以保持水包油钻井液的胶体稳定性。

4.5 加强固控，振动筛尽量使用高目数筛布，本井筛布目数为160目，运转率达到100%，离心机和除砂器运转率达到100%，最大限度地降低无用固相含量，保持钻井液清洁，本井固控设备使用较好，有力地配合了钻井液密度控制。

通过以上技术措施控制钻井液漏斗粘度为75～90 S，密度：0.94～0.95g/cm3，塑性粘度：19～31mPa.S，动切力：9～11Pa，初切/终切：1～3.5/3～8Pa，API滤失量：2.0～3.0mL，pH：9～11，钻井液悬浮携砂能力良好，体系乳化稳定。

4.6 为预防井漏，实施钻井液预堵工艺，钻井液配制完成性能稳定后，加入2~3%的防漏剂。实钻过程中，全井未发生井漏。

4.7 完井前适当提高钻井液粘度，以利于完井作业。短起下并充分循环后起钻，电测一次成功，下套管安全到底。

4.8 完钻后，大排量循环到振动筛无明显返砂，两次短起下到套管鞋，下到底后，再大排量循环到振动筛无明显返砂后，打封闭钻井液25 m3，加HV-CMC 10kg、塑料小球100kg，起钻电测，顺利到底。4.9 下套管前，通井到底大排量循环到振动筛无明显返砂后，打封闭钻井液25 m3，加HV-CMC100kg、塑料小球 100kg，下套管顺利。水包油钻井液应用效果

对于低密度钻井，控制钻井液的密度是钻井的关键。虽然本井钻井液配制初始密度为0.95g/cm3，但随着钻屑的不断侵入会引起密度升高，在施工过程中高度重视并充分利用固控设备，为钻井液的密度控制提供了必要的条件，使密度保持为0.94~0.95g/cm3。同时，由于本井三开地层成岩性差，地层疏松，并含有砂砾岩，为减小井壁冲蚀、满足携岩要求，钻井液粘度、切力应适当较高。现场钻井液配制前优化配方，钻进过程中及时调整性能，将钻井液漏斗粘度控制在65～86S，静切力控制为1～3.5/3～8Pa，保证了良好的悬浮携带钻屑能力 和清洁井筒效果。

水包油钻井液在本井的使用效果良好，具体体现在以下几方面：（1）很好地控制了钻井液密度，满足了低密度钻井要求，能充分保护油气层。

通过充分利用固控设备，对三开钻井液密度进行了很好的控制，在整个三开钻进过程中将水包油钻井液的密度控制在了0.94～0.95g/cm3，有利于发现和保护油气层。（2）钻井液携砂能力强。

该井钻井液密度较低，水平井段携砂要求相对较高，水包油钻井液表现出较强的悬浮携带钻屑能力，钻进过程中振动筛上的岩屑返出正常。

（3）钻井液的乳化稳定性好。

本井钻井液在现场应用过程中表现出了良好的乳化稳定性，在较高油水比的情况下没有出现油水分层现象。（4）钻井液维护简单，性能稳定。

水包油钻井液的日常维护处理与普通水基钻井液相似，主要通过胶液调整流型和滤失量，只是增加了柴油乳化稳定性控制、密度调整等内容，易于掌握操作。钻进过程中各井段和各施工工况时的钻井液性能见表3。

表3

钻井液分段性能

井深 /m 2530 2580 2630 2680 2730 ρ /（g/cm）0.94 0.95 0.95 0.95 0.95

3FV /s 72 70 70 68 66

PV /mPa.s 28 28 28 30 28

YP /Pa 8 8 8 8 8

Gel /Pa 2/5 2/6 2/6 2/6 2/6

FL /mL 3.0 2.4 2.6 2.8 2.8

pH 10 10 10 10 10 2794 0.95 65 30 8 2/6 2.8 10（5）机械钻速快。

由于采用了低密度钻进，钻井液压持效应小，亚微米粒子固相含量低，机械钻速快，减少了钻井周期，减低了油气层伤害程度。（6）钻井液润滑性好。

虽然水包油钻井液的外相是水，但该钻井液可达到油相润湿，这种油相润湿提高了钻井液的润滑性。本井是一口双靶心定向井，定向时对钻井液润滑性要求较高，三开井段钻具摩阻一般约5~8t左右，井下安全，起下钻、电测、下套管顺利。

6、三开固井前承压堵漏

5月28日，固井协作会要求固井时井底能承受1.50 g /cm3的当量密度，不发生漏失。

19：30，下钻到底。配堵漏浆20方，加凝胶复合堵漏剂1t，泵入15方，替浆20方。

20：00，关井，单凡尔间歇挤注，立压上升到6.5Mpa后，快速回落到0。开井，见不到液面，三凡尔循环不返浆。环空灌浆6方，井口看不到液面。

静止到23：00，环空灌浆10方，井口返浆。停泵后液面快速回落，1min后见不到液面。共计漏失水包油钻井液20方。

静止到29日7：00，环空灌浆8方，井口返浆。停泵后液面缓慢回落。

9：00，配堵漏浆26方，加凝胶0.5t、复合堵漏剂FD 2.5t、随钻堵漏剂0.5t、贝壳渣 1t、海泡石绒 1t、核桃壳 0.4t。11：00，下钻到底，三凡尔注堵漏浆，入井22方，替浆22方。开泵1分钟后井口返浆，观察返浆正常，泵压8Mpa。

12：30，起钻15柱。关井。单凡尔间歇挤注。

第一次，共计挤入1.5方，泵压0↑7Mpa↓5Mpa↑7Mpa，停泵后泵压6Mpa，套压6Mpa。静止2h后，泵压3Mpa、套压3Mpa。

第二次，共计挤入0.3方，泵压3Mpa↑7Mpa↓5Mpa↑8Mpa↓6Mpa↑9Mpa，停泵后5min，降到8Mpa。采用间歇挤注的方法，泵压低于7Mpa，开泵，泵压到9Mpa时，停泵。共挤入0.5方。停泵后立压9Mpa，静止半小时后降到8.5Mpa。施工结束。累计挤入堵漏浆2.3方。

20：00下钻到底，循环筛除堵漏剂。

30日1：00，起钻。下套管，固井顺利，未发生漏失。材料消耗

本井钻井液材料消耗情况见表4。

表4 三开井段钻井液材料消耗统计表

名称

膨润土粉 纯碱 烧碱 HV-CMC PAMS601 LV-CMC 主乳化剂 辅助乳化剂 柴油

数量（t）0.2 2 2 3 2.5 6.5 5 30 8 SMP SMC ZSC201 磺化单宁 塑料小球

4.5 3.5 1 2 0.9 8 结论与认识

8.1由于水包油低密度较低，在钻进过程中，随着固相的侵入密度升高在所难免，所以加强固控，在钻屑分散前及时清除是控制密度的关键。本井振动筛使用160目筛布，除砂器、离心机保证100%运转，所以密度控制的较好。

8.2水包油钻井液在本井三开井段应用中性能稳定、井下正常，起下钻畅通，具有良好的润滑性能和井壁稳定能力。

8.3 水包油钻井液密度低，机械钻速快，本井仅用了20小时就打完进尺，节约了钻井周期，减少了油层浸泡时间，保护了油气层。8.4 转换水包油钻井液时使用一部分回收利用的老浆，对性能无明显影响，可大幅节约钻井液成本，现场证明可行。

第二篇：xxx井钻井液总结

xxx井钻井液总结

xxx公司 xxx钻井队

组长： xxx

上报日期：xx年xx月xx日

一、地质概况

1、平台 号： xxx平台井号：xxx2、井别：

3、井位：

井口坐标：横坐标：X:纵坐标：Y:井底坐标：横坐标：纵坐标：

4、地理位置：。

5、构造位置：。

6、地质分层

二、钻井液及工程概况

1、开钻日期：x年x月x日；

2、完钻日期：x年 x月x日

2、设计井深：xxx米

4、完钻井深：xxx 米

5、完井日期：x年x月x日；

6、井身结构：xx

7、钻头使用

井径

10、处理剂消耗量: 泥浆总成本:元,每米元

第三篇：某井钻井液技术总结范文

****井是一口三靶小位移井，设计井深3440m，完钻井深3515m，于2002年3月14日一开钻井。2002年4月16日完钻，钻井周期32天，表套下深201m，技套下深2452m，全井盐层厚度1162m。盐层井段2218-3370m。

****井泥浆的维护与处理：二开至2150m使用低固相聚合物，用80A-51和NH-HPAN维护，2150-2452m使用抗污染聚合物泥浆体系，用SD-17W加NH-HPAN加GK-97和APM-99维护。

二开后只要的是防漏，在馆陶和东营组先后加入随钻堵漏剂8吨，使这口井在钻井过程中没有出现任何漏失现象，达到了良好的效果。进入沙一盐时，提前50m预处理泥浆，把密度提到1.25以上，避免了盐层的塌跨和掉块的现象，是二开平均井经扩大率只有5%，井下正常，施工胜利。

三开：使用饱和盐水泥浆，下钻到技套后进行转换处理，清理地面所有泥浆，井筒留原浆110立方，按照泥浆设计和技术指令先后加入SD-17W，LV-CMC，SMP，PSC，NaOH，抗盐土粉.CAS-2000.GD-III等处理剂，循环均匀后加入NaCl 70吨，Cl离子含量18万，坂土含量46.8。

钻井液全套性能:密度1.25；粘度46s；失水5ml；泥饼0.5mm；切力5-20；PH值9；含砂0.2；动塑比值12：17；N值-0.56 K值-0.5；在钻井过程中不断补充NaCl和SMP.PSC.GK-97,是保持一定的Cl离子含量和钻井液性能的稳定性，在进入油气层前提高密1.50。

我们区块普遍存在漏失现象严重，所以，每次在提密度前坚持加入随钻堵漏剂，有效的保证了井下正常，起到了压而不漏，活而不喷，并有力的保护了油气层，全井使用堵漏剂18t，NaCl100t，重石粉280t，混原油26t。

在井深3443m时发生溢流，压井。完钻准备电测时有发生溢流，用司钻压井法2次，密度从1.60提高到1.72才恢复正常，（完钻前泥浆性能各项全优，密度1.60，粘度68，失水5，切力4.2）发生溢流压井后泥浆污染严重，尤其是提高密度到 1.72时粘度，切力直线上升，给泥浆处理带来了很大的困难，用SMT+FCLS处理后都没有效果，反而增稠，最后取样分析，认为坂含过高。在处理过程中放原浆50立方，用SMP3t；PSC4t；NaCl20t；NaOH1t。配成胶液进行

大幅度调整，处理后效果有所好转，电测时泥浆性能：密度1.72，粘度78s，失水4.6，PH值9，切力2-10，电测前配封闭液30立方，加石墨片0.5t，塑料球0.5t，SMP 0.5t，封隔了所有盐层井段。取得了完井电测一次成功。

这口井是技套深，盐层厚容易漏失等多项复杂，所以我们在维护过程中除上述技术工作外，还使用了四级固控设备，加强泥浆的净化和降低固相，使这口高难度复杂井胜利完工。全井费用仅******元。全井平均扩大率4.63%，油层平均扩大率0.93%，给公司交出一口快速优质高效井

第四篇：高946井钻井液技术总结

高946井钻井液技术总结

高946是一口重点关注的评价井，设计井深4200m，完钻井深4200m，于2012年1月2日一开钻进，2012年1月3日二开，2012年1月18日三开，2012年3月9日完钻。钻井周期69天，表套下深201m，技套下深2248m。

高946井泥浆的维护和处理： 二开，清水钻进至1250m改小循环，1250-2248m采用聚合物钻井液体系，使用固控设备，严格控制钻井液中的劣质固相，补充足够的PAM至0.5%，用WFL-1调整到合适粘度。进沙一段，加入KFT-II，控制中压失水到5ml以下，同时改善井壁和泥饼情况。

三开，主要任务是抗温，防漏，保护油气层。开钻前，备足轻泥浆、加重钻井液共计120方。用纯碱除去钻井液中因固井污染而残留的钙离子。使用ZX-8和HQ-1控制井壁，提高地层的承压能力。用SMP-II和KFT-II,WFL-1等尽量降低滤失量。用胺基聚醇提高钻井液滤液的抑制能力。适当提高钻井液密度，保证井下合适的正压差。

钻井液全套性能:密度1.29；粘度58s；失水2.8ml；泥饼0.4mm；切力8-18；PH值9；含砂0.3；动塑比值18：21；在钻井过程中不断补充PAM和KFT-II.NaOH.SMP-II,保持性能稳定。

在井深3381米时发生气侵，压井一周，密度由1.20提升至1.28。完井电测时泥浆性能：密度1.29，粘度59秒，失水2.8，PH值9，切力8-18，电测前配封井液80方，加塑料球3t，KFT-II 0.4t，SMP-II 0.4t，封隔井下2000m。第一次电测2700遇阻。下钻通井，调整性能正常，WFL-1封井2000m，电测成功。井壁取芯第二趟遇阻，下钻通井，WFL-1封井2000m，起钻取芯成功。

这口井是油套深，油层多且容易漏失等多项复杂，所以我们在维护过程中除上述技术工作外，重点加强坐岗，认真填写坐岗记录最终使这口复杂井胜利完工。

第五篇：SM-09井钻井液施工总结

SM-09井钻井液施工总结

一、泥浆材料储备：

我队施工的SM-09井，11月1日开钻，10月28日一、二开主要泥浆基础材料和处理剂就已经到井。泥浆材料储备工作提前按计划完成。二开开钻前加重材料重晶石粉到井，并随后续生产用料予以及时补充储备。

二、固控设备准备：

我队振动筛工作正常，出砂良好，根据返砂形态和地层岩性选用120-160目筛布，每个单根检查一次筛布，确保一级固控的清除效率。新更换的除砂器及除泥器，在二开开钻时整改完毕，正常投入使用，使用情况良好。因冬季电力负荷过重，采取一泵两机除砂器与除泥器交替使用。在加重前充分使用离心机的清除有害固相，加重后根据密度，合理使用离心机。三、一开钻井液施工措施：

一开开钻前为防止表层井漏，配制坂土浆将120m³，配方浓度为6%膨润土+0.2%纯碱+0.15%烧碱，充分水化24h以上。冲鼠洞前在1、2、3号罐中加入FD-3号复合堵漏剂1.5t，4号罐隔离储备做为一开发生漏失或二开配制基浆使用。

一开采用罐式循环钻进正常，未出现表层漏失和地层胶泥造浆泥包的现象。钻井液性能控制为密度1.07~1.12g/cm³，粘度46~53s。因本井配制土浆水化效果良好，未再配合使用高粘等提粘类处理剂，土浆切力较高，携砂洗井效果良好。一开钻进使用排量为30L/s，完钻后，大排量洗井一周，下套管及固井作业顺利。四、二开钻井液施工措施

一开固井后，放出部分循环浆，清理锥型罐及1、2号罐沉砂，留存一开老浆35m³。1-4号循环罐内使用清水稀释3、4号罐余留土浆。并加入0.1%KPAM大分子聚合物，充分搅拌。二开开钻时钻井液性能为密度：1.08g/cm³，粘度36s，动切1.5Pa，静切力0.5/2Pa，pH值8，滤失量20ml。

扫塞前加入0.15%的纯碱对钻井液进行预处理，在扫塞过程中及时放出稠浆段和水泥混浆段，防止水泥塞污染。

扫塞完成后，正常钻进期间，使用KPAM高分子聚合物，逐步加至含量为0.25%，同时循环加入0.5%CFL复合降滤失剂干粉复配0.2%的PL乳液，在钻至井深500m前，即延长组下部，将滤失量控制在8ml以内，粘度上提至40s，满足加重需求。同时上提钻井液密度至1.12g/cm³，并加入2%PZ-7防塌剂，进行防塌封堵处理。

延长组下部、和尚沟组钻遇30~40米膏质泥岩段，钻井液有增稠显示，粘度上涨至53s，终切上涨至17Pa，流变性能恶化，使用SMC复配纯碱胶液维护处理，控制流变性能恢复正常，粘度维持40~45动切力8-10Pa，静切力2~13Pa范围内。

钻穿刘家沟组前钻井液密度逐渐提至1.15g/cm³，使用复合降滤失剂、聚合物降滤失剂与PZ-7防塌剂复配，控制滤失量小于5ml，同时维持钻井液防塌剂含量不低于2%。

钻入石千峰组后，根据返砂情况上提密度至1.16~1.17g/cm³。同时保持其它性能稳定。起下钻、取芯及返砂正常。钻进至1650米后，钻穿下石盒子组进入山西组，气测显示活跃，同时下钻后返出掉块增多，形状变大，密度上提至1.18~1.19g/cm³。

本井共计取芯8筒，起下钻无显示，井眼畅通，伴随起下钻次数的增多，后期钻井液静止时间长而相对循环时间短，静切力上涨，流型逐步变差。使用SMC+CFL复配胶液进行维护，调整流变性。至完钻密度上提至1.20~1.21g/cm³，粘度43~45s，动切10Pa，静切2~13Pa，pH值8.5，滤失量5mL。电测、下套管安全顺利。

五、经验及教训：

本井二开后性能相对稳定，双石组井壁稳定对液柱压力敏感，出现掉块增多的情况时，及时上提密度，效果明显。

本井所钻延长组底部、和尚沟组、刘家沟组及石千峰组，所钻遇泥岩段都具有一定造浆性。使用部分一开老浆配制二开基浆，初始坂土含量达到35~40g/L,坂土含量略高，后期取芯起下钻作业频繁，静止周期增长后，流变性不易控制，且抗污染能力下降。今后施工中二开基浆初始坂含应在满足加重的前提下控制坂含至下限，以利于后期钻井液维护。