苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用

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摘要：苏里格气田具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，老井产量下降快，采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点，从井壁稳定、井眼净化、提高性等方面入手，论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。并以苏25-38-16C井实际应用情况为例，详细阐述了工艺过程及应用效果。

关键词：苏里格 侧钻 水平井 钻井液 摩阻

一 、前言

套管开窗侧钻技术是集套管开窗技术、裸眼轨迹控制技术、小井眼钻井技术、完井技术、小间隙固井技术于一身的综合技术。目前，国内大部分油田都把套管开窗侧钻技术作为解决探边井、套损井、停产井、报废井的再利用和挖掘剩余油气资源、提高采收率的一种有效手段加以推广应用。苏里格气田是国内最大的整装气田，随着大范围勘探开发的进行，其布井密度也在逐年增加，井型以直井为主，其井身结构均为二开，即采用Φ311.1mm钻头（Φ244.5mm表层套管）+Φ215.9mm钻头（Φ139.7mm油层套管）的井身结构。但由于苏里格气田的储层具有低压、低渗的特点，储量控制半径较小，因此在不到数年的时间内，老井产量下降严重是制约苏里格气田发展的一大难题[1]。为解决该问题，中石油近年来在苏里格部署的井型逐渐转变为水平井，同时开展了侧钻水平井的先导性试验。

二 、苏25-38-16C井概况

苏25-38-16C为渤海钻探工程有限公司在苏里格实施的第一口侧钻水平井，在原苏25-38-16井的基础上开窗侧钻，老井套管结构为：Ф244.5 mm套管×488.91 m+Ф139.7 mm套管×3330.69 m，新井在原井139.7 mm气层套管2903 m位置使用118 mm钻头进行侧钻，完钻井深3741 m（垂深3173 m），侧钻井段长838 m。

本井目的层为盒8上2，选择在2903 m开窗侧钻，剖面类型为单圆弧，最大井斜角为90.25°，最大水平位移为718.97m。其详细井眼轨迹数据如表1所示。

表1 苏25-38-16C井剖面数据

该井侧钻点为石千峰组，该地层岩性为砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩互层，地层整体稳定性较好。增斜点至水平段为石盒子组，主要包括中一薄层含砾砂岩、砂砾岩、细砂岩、粉砂岩、泥质砂岩与砂质泥岩、泥岩互层。

三、施工难点及解决措施

1.钻进摩阻大，易发生阻、卡事故

该井使用118mm钻头+73mm钻杆，属于小井眼钻井，裸眼段较长，容易产生以下复杂情况：①钻具直径小柔性强，钻进过程中容易出现严重托压问题；②滑动时钻具静止时间长，易发生粘卡[2]；③频繁起下钻，存在键槽卡钻的风险；④石千峰组和石盒子组地层泥岩表现硬脆性，存在掉快，垮塌风险；对钻井液提出了较高的防卡要求[3]。

预防措施有以下几点：①密切注意井下和振动筛返砂情况，根据具体情况调整钻井液密度、粘切、失水量和性能；②保持良好的流型，选择4～5 Pa的初切、7～10 Pa的终切即可满足携砂、悬砂要求；③用加重钻杆代替钻铤，减小钻具与井壁的接触面积。

2.容易发生井漏事故

老井生产套管内径为121.36mm，钻杆接箍外径为105mm，钻头外径为118mm，环空间隙小，下钻过程中容易产生较大的激动压力；液柱压力的特殊性是引起小井眼侧钻井漏失频繁发生更为重要的一个因素，因为小井眼钻井的钻井液循环环空压耗远大于常规钻井，使得钻井液循环当量密度大幅增加[5]。

预防井漏采取的主要措施：①在钻进时，尽量保持钻井液密度为设计下限；②在易漏地层中钻进，应提高钻井液的粘度和切力，降低滤失量，加强造壁作用，减少漏失的可能；③选择合适的排量、泵压、下钻、接单根时控制下放速度，防止产生激动压力，压漏地层。发现有微小漏失时应减小排量；④在钻井液结构性较强的情况下，下钻时应分段循环，开泵时排量由小到大，避开易漏地层开泵，防止憋漏地层；⑤在钻穿易漏地层前，在钻井液中加入适量堵漏材料随钻堵漏剂。

四、实钻技术应用

1.开钻钻井液配制

磨铣前先下钻通井，采用清水循环替出原井筒内流体，在充分清洗井底后，配浆开钻。侧钻采用KCL聚磺钻井液体系，基本配制方法是在洗井钻井液的基础上将膨润土含量稀释至3%，再加入NaOH调整pH值至9.0，再按顺序加入WBF108 3%、SMP-1 3%、NPAN-2 1.5%、KPAM 0.3%、KCL 10%，最后根据测得的PH适量加入NaOH调整pH值保持在9.0。下钻至井底，泵入5m3清水作为隔离液后再替入配好的KCL聚磺钻井液，进行开窗作业。此时钻井液性能为：密度1.05 ～1.10 g/cm3、黏度为35～55 S、切力为4.0～7.0 Pa、滤失量为5～6 mL。

2.造斜井段泥浆性能维护

造斜开始，首先补充加入适量的NPAN胶液，降低原浆黏度至40～65s为适，然后混入剂调整钻井液的性能， 若失水大于5 ml，适量加入SMP等降滤失剂来控制失水。加强维护，保证钻井液性能满足以下要求：密度1.12～1.18 g/cm3、粘度40～65s、失水2.5～3 ml、泥饼摩阻系数

3.水平段钻井液性能维护

水平井段应保证钻井液性能满足：密度1.16～1.18 g/cm3、粘度65～95 s、失水2.0～2.5 ml、动塑比0.5～0.8、摩阻系数控制在0.06以内。

井主要钻井液性能如表2所示：

表2 苏25-38-16C井钻井液性能表

五、苏25-38-16C井实施效果

苏25-38-16C井钻井周期52.04天，平均机械钻速为1.35m/h，水平段机械钻速为1.76m/h。钻进过程中仅发生了一次轻微井漏，漏速为0.8m3，共计漏失钻井液21m3，为良性渗漏，处理方法是采用单封堵漏。除此之外，未发生任何恶性漏失、卡钻、遇阻等事故复杂，钻进过程中最大附加阻力为2～3t，扭矩正常，未出现循环不畅等现象。

六、结论

通过研究与现场实际应用证明，KCL聚磺钻井液体系可以适用于苏里格气田套管开窗侧钻井施工。低切力、中粘度的钻井液性能有利于减小钻井液的磨阻，同时可以满足悬浮、携砂的需要。尽量保持较低的钻井液密度，采用设计下限钻井液密度可以防止井漏和卡钻发生。在钻进过程中应适当短起下、经常活动钻具，以清理岩屑床，用加重钻杆代替钻铤，从而减小钻具与井壁的接触面积。

参考文献

[1]汪海阁，开发低渗透油气田的小井眼钻井技术[J].石油钻采工艺.2001，23（3）：36～38.

[2]何卫滨，苏里格气田定向井井壁稳定性分析[J].石油地质与工程，2011， 25（1）：98～100

[3]赵江印，套管开窗侧钻钻井液技术[J]，钻井液与完井液，1999，16（6）

[4]汪海阁，小井眼环空压耗的室内试验研究[J].石油钻采工艺，1998， 20（4）：9～15.

作者简介：彭超，助理工程师， 83.4.出生 ，2008年毕业于西南石油大学 ，学士学位， 现在渤海钻探油气合作开发公司产能建设部 ，从事钻井工程管理。