1、多套钻井液体系在庄 1 井的实际应用摘要： 庄 1 井位于新疆石河子境内，是准噶尔盆地中 1 区的一口预探井，设计井深 4540m。钻探目的是了解中 1 区三工河组砂体含油气情况。该地区在施工中，因地层复杂，易发生阻卡、泥包、掉快、井漏等复杂情况，引起长井段划眼、电测不到底、卡仪器、卡钻等复杂事故。针对该井不同井段的实际情况，分段采取了不同的钻井液体系及相应的维护措施。现场施工表明：该套钻井液体系具有强的抑制护胶、悬浮携带、护壁防塌、润滑防卡能力，解决了该区块易出现的阻卡、泥包、掉快、井漏等复杂情况，克服了井径大携砂难问题，满足了该井钻探施工和油层保护的要求。 关键词： 钻井液；维护；措施 中
2、图分类号： TB 文献标识码：A 文章编号：1672-3198（2014）04-0190-01 1 一开钻井液维护及处理措施 1.1 维护处理 采用 8%欲水化搬土浆开钻，钻井过程中补充 0.8%12%MVCMC 胶液。维持粘度在 60-70 秒之间，密度 1.21.26g/cm3 之间。打完进尺后，加入 MVCMC 调整性能提高泥浆悬浮能力。下套管及固井作业施工顺利。 1.2 固相控制 由于 26“钻头开眼，井径大、排量大（55 升/秒） ，泥浆过震动筛存在一定问题，只有使用 20 目筛布。除砂器、除泥器、离心机全功能运转，固控设备使用效果良好。 1.3 认识及建议 （1）粘度控制在 50-
3、60 秒，保持泥浆有一定的悬浮能力即可。 （2）泥浆密度不采用加重的方法有意识提高，在加强固相控制的同时保持自然上升即可。 （3）打完进尺有意识提高粘度、切力很有必要。 2 二开钻井液维护及处理措施 2.1 维护处理 （1）按设计指标二次开钻后粘度不低于 60 秒，结果是由于粘度、切力高，泥浆不能过筛，使用原有的 40 目筛布被迫换为 12-20 目筛布。导致一级固控效果不好，使后面的三级固控超载运行。固控效果不理想。（2）以大、小分子包被剂 FA-367、NPAN 碱性胶液维护处理。但性能始终难以控制，地层造浆，泥浆稠化现象较严重，泥浆稠化的原因有地层造浆搬含上升的污染，也有粉细砂岩以很细小
4、的颗粒在泥浆中的污染。只有以加强后三级固控管理使用与地面排放泥浆的方法配合大小分子聚合物胶液来控制性能在设计范围内。 （3）尽管克服各种困难将泥浆性能控制在设计范围内，起下钻困难的问题始终没有解决。 2.2 认识及建议 （1）泥浆性能应控制低粘切，粘度 40-45 秒，密度采取自然密度即可。 （2）采用好的包被剂，如 8OA-51、K-PAM 配合小分子降失水剂。 （3）配备良好的四级固控设备，并加强管理使用。达到良好清除固相的目的。 （4）目的层前应允许加入封堵效果好的沥青类材料，以改善井壁的实际泥饼质量。 （5）由于地层的客观存在，泥浆方面提供和保障井眼的始终畅通是我们的职责，但在该地区显
5、得力不从心。所以需工程、泥浆应密切配合，执行勤短起的措施。 3 三开钻井液维护及处理措施 3.1 维护处理 井段 1500-3400 米主要以大、小分子聚合物 FA-367、80A-51、NPAN碱性胶液维护粘度控制在 43-47 秒，虽经努力加强固控设备的管理使用控制在此范围，但感觉还是难度较大，短起下阻卡仍较严重。井深 3400米后改为聚磺体系以 FA-367、80A-51、NPAN、CXP-II、SMP-1、SPNN、PE-2 碱性胶液维护。 3.2 固相控制 该地区钻井固相控制尤为重要，地层 1500-3500 米之间基本为粉砂岩、细砂岩及中细砂岩，吸水性及强，胶结疏松，吸水后强度丧失
6、。在振动筛返出时基本上为泥糊糊，捞的砂样稍多洗就可将砂子洗完（没有砂子） ，用手摸时全是细砂，使用四级固控，测量时含砂量并不高，但影响流变性，虽然流变参数较好，但流动性用眼看上去不好，当起钻及短起时，用离心机处理后，流变性很快好转。到井深 4130 米换新振动筛后，使用 80-100 目筛布，固相控制有明显好转。 3.3 认识及建议 （1）所钻地层大部分为粉砂岩、细砂岩、砂岩，严重污染泥浆，必须强化管理四级固控设备。 （2）在井深 3600 米前严格执行每钻进 200 米或钻进 24 小时以内必须短起的措施，两个条件只要任何一个条件到就执行短起。其现场表现为：每次短起新井段前几柱不阻卡或阻卡不
7、严重，这是因为时间短还没有形成厚泥饼，新井段前几柱后阻卡现象越来越严重，这是因为时间的延长，厚泥饼越积越厚，到老井段即上次短起没有阻卡的前几柱是阻卡最严重的井段。原因是该段形成厚泥饼的时间最长。自 3433 米后严格执行短起措施阻卡现象根本好转。 （3）在没有钻到目的层前，应允许加沥青类封堵材料以改善泥饼质量，减少渗透性漏失。 4 四开钻井液维护及处理措施 4.1 基浆配制及维护处理 4%搬土浆+03%NaCO3+0.5NaOH+（0.51.0）%AT-3+（1.01.5）%JYP+（35）%SMP-1+3%SHE-1+2%DH-4+2%MFG-2+2%SYP-1+（38）%HCL+PA-3
8、比重加至 1.55g/cm3 开始，由于地层侏罗系重提至 1.75 g/cm3不能平衡地层压力，最高升至 1.87 g/cm3 粘度 5570s，故该井段 5 7/8小井眼压力系数不同粘卡严重，在钻进过程中停 2min 上提，悬重增加 10t，由于钻开高压层，地层出水严重。为了防粘卡，泥浆采取封堵润滑有效解决粘卡问题。日常维护处理主要以 AT-3、MAN-101、JYP、SMP-1、SHC-1、MFG-2、DH-4、SYP-1 碱性胶液维护。 4.2 固相控制 由于该井段层为主要以泥岩、砂岩、细砂岩为主，渗透性好，岩屑细，因此振动筛采用 100 目进行一级净化，除泥器、离心机交叉使用，使有害固
9、相得到清除。泥浆含砂量低，流动性好，保证井下安全和正常钻进。 4.3 防塌、防卡 44284906m 之间泥岩、砂岩、碳质砂岩及煤层，易跨塌，砂岩易发生压差卡钻及粘卡，故此时泥浆要求较高。同时采用有效的封堵和润滑，主要以多元醇、有机硅护壁剂 MFG-2 有效解决比重高、压力系数差异、渗透性好所产生的粘卡现象，顺利钻至目的层。 4.4 几点认识 （1）四开 5 7/8井眼比重高，粘度应控制在 5566s，密度1.451.55 g/cm3，不能平衡地层压力，每次起下钻应打重浆平衡。 （2）进入三工河组高压油气水层出水严重，泥浆性能变化大，应将比重放开点。 （3）由于下部砂岩多，厚度大，应每 3050m 短起一次，使井壁更加稳定，阻卡现象减少。 （4）砂岩渗透性强，防粘卡应加一定量沥青质和润滑剂，保证井眼畅通。 （5）加强固控设备的管理使用。 参考文献 1徐同台，陈乐亮，罗平亚.深井泥浆M.东营：石油大学出版社，1994. 2鄢捷年.钻井液工艺学M.东营：石油大学出版社，2001.
