把住“深、新、难”井命脉

2010-07-01　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

[中国石化报2010年6月28日] 随着塔河油田“千万吨级大油田”目标的确立，超深井、外围勘探井不断增多，井下复杂情况也越来越多，钻井液成为名副其实的钻井命脉。
华北石油局西部公司创新技术，有针对性地开展综合配套工艺技术研究，探索适合塔河油田钻井和油气保护的钻井液技术、上部快速钻进钻井液技术、超深大位移钻井液技术等。

近年来，他们出色地完成了亚洲第一深井“塔深1井”的施工任务，在复杂构造带盐膏层钻井、超深井优快钻井等深、新、难井施工方面取得了较好成绩。

盐下井承压堵漏，安全快速钻穿盐膏层

在塔河油田钻井过程中，众多井在不同程度上都钻遇高压盐膏层。塔河油田盐膏层埋深约5200米，盐膏层中氯化钠含量接近99%，极易缩径、溶解和井径扩大。而复合盐膏层含有大量的氯化钠、石膏、软泥岩等物质，极易造成卡钻、卡套管等事故。

该公司对盐膏层上部地层进行先期承压堵漏，使之安全钻穿盐膏层，确保在钻井和下套管过程中的安全。华北石油局西部公司在对S114-2井施工前，通过研究和试验，提出堵漏剂颗粒应“先细、后粗、再细”的新思路，在该井施工中，先憋入一定量的堵漏材料，及时调整堵漏浆配方，增加堵漏剂的总浓度，增大粗颗粒堵漏材料的用量。

他们在特殊井段加入核桃壳，增强“架桥”能力和对承压的可靠性，优质、高效地完成了S114-2井施工任务。后来，这种承压堵漏思路在塔河油田多口井中得到应用，收到良好效果。 科学运用承压堵漏方法，解决异常低压地层阻卡问题 华北石油局西部公司70850HB井队施工的DUH2井，在井段5200多米起钻过程中连续发生卡钻。现场技术人员对卡钻进行分析，认为压差是造成卡钻的主要原因。降低井内钻井液密度后，井内掉块明显增多，并存在垮塌风险，于是他们再次提高井内钻井液密度。现场技术人员判断可能是地层中存在一段异常低压地层，频繁卡钻就发生在该井段。该井段穿越了多个压力系统，不能降低钻井液密度，运用常规方法不能奏效。面对特殊情况，钻井液技术室突破传统思维，大胆提出用先期承压堵漏技术封堵异常低压地层岩石空隙。他们通过先期承压堵漏，提高异常低压地层的承压能力，最大限度地减小井筒内钻井液液柱压力与地层压力的压差，实施后取得成功。这种大胆尝试为该类复杂地层施工摸索出一个有效的解决方案，并在塔河油田外围复杂井得到推广应用。 探索配套的钻井液，成功完成超深大位移水平井 该公司70847HB井队施工的TH12513CH井是西北油田分公司部署在塔河油田阿克库勒凸起的一口高开窗点超深大位移水平井。该井被认为是塔河油田近两年施工难度最大的井，水平位移1333.06米，斜井段设计2663米，设计斜深7036.5米。该井与常规开窗侧钻井不同，在目的层2000米以上开窗侧钻。该井造斜点高，钻遇地层多，地层上下存在多套压力系统，2000多米钻具贴在井壁上，极易发生压差卡钻。为解决以上难题，现场钻井液技术人员加大固控设备的使用力度，提高钻井液泥饼的质量，加入超低渗透处理剂，有效降低了地层空隙中的渗透性，减小了井下的压差。他们加入塑料小球减小钻具与井壁的摩阻及扭矩，有效提高钻井液的润滑性，改善钻井液流型，优化钻井液性能，提高钻井液携岩能力。这些调整大大降低了压差卡钻的概率，为套管顺利到位奠定了坚实基础，创下塔河油田工区超深大位移水平井纪录。 转变配浆用水观念，解决起下钻阻卡问题 近年来，使用井场井水来配置胶液成为塔河油田各施工单位的习惯做法。井场水井的深度一般只有几十米深，有的区块井水氯离子含量超过10克/升，钙离子含量超过400毫克/升。但大家认为，目前的钻井液助剂抗盐、抗钙能力都应该能满足要求，现场取水方便，不需要在水上花费过多资金，对钻井液性能没有什么影响。所以各个钻井公司采用井场水配置胶液，维护处理钻井液性能。该队员工在生产实践中发现，大量使用现场水配置胶液的同时，经常出现钻井液性能不好控制、起下钻阻卡严重、钻井液费用居高不下等问题。很多施工单位没有意识到是水的问题。钻井液技术室主任叶荆挑战传统观念，提出更换用生活淡水配制胶液的思路，首先在塔河油田十二区进行试验，收到立竿见影的效果。在更换用淡水后，钻井液性能能够得到很好控制，钻井液助剂消耗也明显减少，起下钻阻卡现象减少。目前，华北石油局西部公司已在塔河油田十二区、托普区块推广使用淡水配制胶液，未出现旁站性能不合格、钻井液失水超标等问题，为优质高效地完成深、新、难井钻井任务提供有力支撑。华北石油局西部公司配胶液的做法在塔河油田十二区块和托普区块的其他钻井公司中得到全面推广。

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