江汉油田侧钻井钻井液技术难点分析

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1、江汉油田侧钻井钻井液技术难点分析黄尚德 （江汉石油管理局钻井二公司） 摘要 本文着重分析了江汉油田侧钻井与原井眼或直井在井眼稳定、井眼净化、井眼润滑、储层保护等方面相比较存在的突出技术难点，阐述了在钻井液方面的技术对策，这些技术措施的落实对江汉油田侧钻井的成功钻探具有十分重要的意义。关键词 江汉油田 侧钻井 大移井 水平井 钻井液江汉油田随着勘探力度的不断加大，定向井、大斜度井、水平井、侧钻井等呈逐年增加之势，有些井因设计的靶区小、油气藏厚度越薄或因钻遇断层以及其它的原因等导致勘探目的落空而不得不填井重新侧钻或反复侧钻。这里所讨论的侧钻井包括常规侧钻井、大位移侧钻井和侧钻水平井三类。由于侧钻井

2、是在原井眼的基础上进行的钻井工程，往往因钻井周期长、侧钻点浅、裸眼井段长、钻井液受水泥浆污染严重等原因给钻井液带来许多方面的困难与挑战。概括来说，主要存在井眼稳定、井眼净化、井眼润滑及储层保护等四个方面的难题。综合分析这类井钻井液技术的难点并制定相应的钻井液技术对策是解决侧钻井钻井液问题的关键。一、井眼稳定难点及对策侧钻井壁稳定是钻井工程中最常见的井下复杂情况之一。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。对侧钻井来说，随着井斜角和方位角的变化、钻井周期的延长、钻井液性能的波动等因素的影响，井眼稳定受到较原井眼井壁稳

3、定更大的挑战，必须须制定切实可行的钻井液井眼稳定措施才能确保钻井的安全。1、井眼稳定难点1）井斜角和方位角对井壁稳定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。当地层没有受构造运动作用，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。水平井钻井过程中，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（v ）、最大水平地应力（H ）、最小水平地应力（h )的大小及相互关系有关，即vHh、vHh、Hvh、Hhv等四种不

4、同的情形，此外，还与地层是否存在弱面有关。原井眼的井身剖面设计可以充分考虑构造运动、断层类型（正断层、平推断层、逆断层）、地层弱面等的影响，但侧钻井时，因定向井方位的变化，井身剖面设计优化受到限制。钻进过程中，往往会出现随着井斜角增加，地层坍塌压力增加而地层破裂压力减小的井壁稳定最为困难的局面。或者出现原井眼很稳定而侧钻井井壁极不稳定的被动现象。2）钻井周期长导致井眼失稳钻井过程中，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

5、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。侧钻井往往会因钻井周期长，钻井液滤侵入地层的数量多而引起对坍塌地层的物理化学作用加剧，从而导致井眼出现坍塌。3）裸眼段长导致井眼失稳江汉油田的广华寺组、荆河镇组、荆沙组等地层极易垮塌，因经济方面的原因，在一般的定向井井身结构设计中，几乎不考虑采用套管封隔的方式进行

6、封固或者未完全封固，因而存在较大的井眼失稳隐患，这些隐患极有可能在长周期的侧钻井中集中显现。4）钻井液性能波动引起井眼失稳（1）侧钻方案的“延迟效应”易引起钻井液性能的波动，从而导致井壁的不稳定。这里所说的 “延迟效应”是指绝大多数侧钻井均是在完井电测后经过一系列、长时间的反复讨论研究后出炉的。期间现场钻井液的数量大多因地层的正常消耗殆尽，但可以满足正常的下套管、固井完井作业，但若满足侧钻需求则需要大量补充，在此情况下，钻井液的整体性能极易出现大幅波动。（2）侧钻井水泥浆污染引起井眼失稳侧钻井一般是在原井眼的基础上选择定向侧钻点，通过注水泥浆填井、探塞、试承压、扫塞、定向侧钻而进行的一项钻井工

7、程。由于进行了水泥浆填井与扫塞等作业，因而钻井液极易受到水泥浆或水泥石的污染，需要钻井液具有极强的抗水泥浆污染的能力。另外，水泥浆在凝固前，因其自身的高失水特性也会对井壁的稳定性产生重大的影响，该种影响的井段通常会达到几十米，甚至上百米。2、技术对策基于上述分析，侧钻的井眼稳定难度会较之原井眼的井壁稳定难度大幅度增大，侧钻时需要综合考虑制定出相应的井眼稳定技术措施。 1）选用合理的钻井液密度 为了保持井壁稳定，必须始终参考原井眼的钻井液密度参数，钻井液密度必须大于地层坍塌压力而低于地层破裂压力。但确定上述压力值时必须考虑所钻达地层实际井斜角和方位角的影响，还必须考虑所采用的钻井液滤液对地层水化

8、应力的影响。 2）优化井身剖面设计 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。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。 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。 3）依据地层组构特性优选钻井液配方 侧钻井钻进时，为了保持井壁稳定，选用钻井液配方时，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原井眼长。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原井眼所选用

9、的钻井液强或者增加其加量，HTHP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。 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，而此带必须在完井投产时很容易被解堵液解堵。 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

10、冲蚀井壁。二、井眼净化难点及对策1、井眼净化难点侧钻井与直井相比，在井眼净化上具有许多难点，尤其是大位移侧钻井和侧钻水平井更是如此。这是因为：1）大斜度井施工中，井中的钻柱必然偏心，再加上钻柱旋转，实际井中的钻井液会呈偏心环空螺旋流、层流或紊流流动。这种复杂的流动问题在大斜度井眼中的存在直接影响到钻井液的携带能力。2）大斜度井中钻井液上返流动方向不再与岩屑一下沉方向一致。对常规井来说，只要钻井液返速大于岩屑沉降速度即可将钻屑带出井眼。而大斜度井眼则不然，特别是当井斜角大于40以后，会发生明的Boycott现象，可能出现钻井液中的固相及其所携带的钻屑沉降，严重时沿井眼低边下滑。国内外大量的室内模

11、拟实验证明：井斜角大于40以后，未能清除的钻屑会沉积在井眼低边形成所谓的岩屑床，而一旦形成将难以清除，导致环空间隙变小、蹩泵、起下钻抽吸、环空压降升高、摩阻和扭矩增大及机械钻速明显下降等一系列井下复杂情况的发生。3）要有效清除大斜度井的钻屑，控制钻井液返速是关键，但这一指标有时受到地质条件与泥浆泵条件的限制而难以实现。但可以通过合理地调控钻井液流变参数来适当降低清洗井眼所需的最小返速来达到该项目的。4）钻屑在形状上是无规则的，在尺寸及尺寸分布上是可变的，岩屑尺寸大小亦会对井眼净化效果带来影响。2、技术对策为了确保大斜度侧钻井或侧钻水平井的井眼净化状况良好，结合已往的钻井经验，综合的净化工艺技术

12、措施有：1）在钻大斜度井时，优选钻井液体系类型相当重要，尽管目前国内几乎所有的钻井液类型都有被成功应用于钻探大斜度井的案例，但对于一高难度的大位移井，特别是所钻遇地层存在复杂页岩层的井，油基或准油基钻井液被认为可改善井眼稳定性、减少井眼扩大率和钻屑在井眼中的沉积。2）选用合理流型与钻井液流变参数，各井段钻井液水力参数和流变性能尽可能达到环空净化经验准则的要求。井斜角较小井段（小于45），层流能获得最佳的井眼清洗效果，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。大斜度井段中，使用紊流的清除效果更高。由于紊流只取决于流体的动量特性，而与钻井液的流变性能无关，因而应使用低粘度钻井

13、液。但钻进大斜度井段时，由于受各种条件的限制，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。3） 必须保持一定低剪切速率下的钻井液粘度（3和6读数），以提高悬浮钻屑能力及防止钻屑床的形成，具有足够高的低剪切流变性是一项重要战略。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。4）改变下部钻具组合，增大钻杆直径，减少环空体积来提高环空返速。5）增加钻井液密度是改善

14、井眼清洁的有效方法，无论何时这都是有效的。6）钻具转动或上下大范围活动对净化井眼总是有利的，要坚持短起下钻。7）使用钻杆扶正器，使钻具居中，减少钻杆偏心度对携岩的影响。8）用好固控设备，控制钻井液的低固相含量，保持钻井液始终具有合适的内部结构强度。9）控制钻进速度，先钻小井眼再扩眼以减少每米进尺岩石切削量。10）流变性最差的流体，井眼清洁所需要的钻井液环空最小返速最大，在钻井过程中是要绝对避免这种情况的发生。11）钻速在井眼清洁问题上起负效应。保持恒定钻速，才能保证好的井眼清洁效果。应避免任何瞬时高钻速，特别在复杂的井眼清洁条件下。12）在裸眼和已下套管的井眼中必须密切监测静止钻屑床的形成，如

15、果有必要，可用高速倒划眼的方法清除钻屑床。13）检测返出钻屑量，监控岩屑床是否生成，要勤检测钻井液流变性能，如有大的波动，及时采取措施。三、井眼润滑的技术难点与对策1井眼润滑难点 侧钻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，下面着重研讨影响大斜井和水平井影响摩阻的特殊因素。 1）井身剖面 井身剖面对钻井过程中的摩擦阻力和扭矩有较大的影响。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，有研究表明：在造斜率高的井底（30/30m），拉力较小，但

16、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。 2）钻柱结构钻柱结构对侧钻井的摩阻影响很大，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

17、，如钻挺放在钻头附近，其外径大，与井壁接触面积就会增大。3）钻井液润滑性能 钻并液的润滑性能是影响钻柱的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； 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，HTHP滤失量大，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。 6）固控 如钻井过程中固控不好，钻井液中无用

18、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。 2、技术对策从以上分析结果来看，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，因此降低大位移侧钻井或水平井摩阻必须进行综合治理，可采取以下5项措施。1）落实好各种井眼净化措施，尽可能地降低环空钻屑浓度与钻屑床的厚度。2）严格控

19、制钻井液API失水和HTHP失水，利用磺化酚醛树脂类、乳化沥青和超细碳酸钙等降低钻井液HTHP失水和泥饼渗透率，改善泥饼质量，减薄泥饼厚度，封堵渗透层近井筒井壁中的孔喉，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。3）进入大斜度与水平井段时，随时监测井下钻具上提、下放摩阻的变化并及时作出判断，制定相应的措施。4）钻进过程中，可采用乳化沥青、多功能固体润滑剂、聚合醇、极压润滑剂等多种固体和液体的润滑剂复配使用，提高钻井液的润滑效果，保持钻井液中各种润滑剂的含量并注意及时补充，控制钻井液泥饼摩阻系数小于0.1。5）在水平测井和下套管前可在钻井液中加入塑料小球、玻璃小球或多功能固体润滑

20、剂，进一步降低泥饼摩擦系数。四、储层保护的技术难点与对策储层保护难度大。尽管水平井开发油气藏具有增加油气层裸露面积、减小油气渗流阻力、控制泄油面积大、改善开采动态等特点。但与直井相比，水平井会因钻穿油气层的井段长、钻井液浸泡油层的时间多、钻井液流动阻力带来的附加压差大等原因导致水平井油气层保护难度加大。油气层保护工作质量好坏，直接影响着油井的产能和使用寿命。如何优选合适的钻井液体系，确定合理的油气层保护方案是尽可能避免水平井油气层受到损害，达到水平井开发目标的一项重要措施。1、储层保护难点 在同一构造钻同一油气层的直井和侧钻井，尽管由于油气层的特性相同，所造成油气层损害的内因是相同的，但引起油

21、气层损害的外因，侧钻井却与直井有较大的差别：（1）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）钻进油气层时间长，因而油气层浸泡时间较直井长得多。 （3）钻进油气层时的压差比直井高。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，油气层的损害随压差的增大而增加） （4）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，而且所花费的费用是很昂贵的。 （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。 侧钻井井钻进油气层中，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。2、技术对策1）利用各种固控设备尽可能清除钻井液中的有害固相，减少钻井液固相对储层的损害。2）严格控制钻井液的API滤失量5ml，尤其是HTHP滤失量12ml，减少钻井液滤液对储层的损害。3）进入目的层前，强化钻井液的抑制性，严格控制钻井液的密度，实现近平衡压力钻井。4）进入目的层前，控制钻井液PH值在89的范围内，减小储层的碱敏损害。5）进入目的层前，保持钻井液中乳化沥青、聚合醇、超细石灰石等封堵屏障剂的含量，利用压差的作用对储层进行有效暂堵。