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【摘 要】滨6区块位于济阳坳陷东营凹陷滨南-利津断裂构造带滨6断块，滨南采油厂在此部署了6口丛式井组以完善注采井网，完钻层位沙四段，主要开发沙三下油藏。根据要求，必须采用全井小循环工艺施工。由于胜利油区地层的特点（造浆性强），全井小循环施工出现了上部地层缩径，下部地层硬脆性泥岩水化垮塌，井壁稳定性差的问题。针对出现的问题，通过优化钻井液技术措施，在后续井施工过程中，有效解决了前期出现的问题，提高了机械钻速，缩短了施工周期，取得了良好的经济效益。
【关键词】全井小循环；井径控制；井眼清洁；井壁稳定
一、概况
滨6区块位于济阳坳陷东营凹陷滨南-利津断裂构造带滨6断块，滨南采油厂在此部署了6口丛式井组以完善注采井网，完钻层位沙四段，主要开发沙三下油藏。由于该区块井场条件限制和环保要求严格，极大限制了地面循环池的布局及容积。因此，该丛式井组要求采取全过程小循环技术施工，以减少占地面积，降低环境污染。由于胜利油区全井小循环技术的不成熟结合沙三以下地层硬脆性泥岩易水化垮塌，井壁稳定性差，在滨6-斜9井施工中出现了大量掉块、划眼等问题，严重影响了该丛式井组的施工效率，急需采取有效的针对性措施，提高施工效率。
二、技术难点
（1）井径控制难度大：东营组以上地层成岩性差，岩性变化大，砂岩胶结疏松，易冲蚀扩径；泥岩蒙脱石含量高，易吸水膨胀缩径，形成不规则井眼。
（2）固相控制难度大：沙河街以上地層，造浆能力强；岩屑等劣质固相随钻井液循环研磨破碎成细微颗粒，难以清除。
（3）井眼清洁难度大：上部地层快速钻进过程中，钻井液粘切低，悬浮力弱，环空钻屑浓度高，一旦因设备故障或其他原因导致钻进中断，操作不当极易引起沉沙卡钻、埋钻具等事故；后期施工的井定向点浅，斜井段长，井壁易沉积粘附钻屑，导致起下钻或测井阻卡。
（4）沙河街地层易坍塌掉块：沙一段与沙二段交界面及以下地层，尤其是沙三段以下地层，硬脆性泥岩易水化垮塌，导致施工受阻或完井电测阻卡等复杂事故。
三、技术对策
（一）井径控制难度大
（1）优选钻头，提高机械钻速，减少起下钻次数，缩短钻井周期；
（2）杜绝定点循环，优选钻进排量，复合钻排量1.9m3/min，定向时降低排量1.7m3/min，测斜时降排量至1.5m3/min，避免过度冲刷形成大肚子井眼。对于定向的井段在钻完每柱后划拉两遍进一步修理井眼，确保井眼规则；
（3）在钻具中使用修壁器，后期钻进过程中不断修复上部井眼，保持井眼规则。
（二）固相控制难度大
（1）重点控制东营组及以上地层造浆，以250kg/100m进尺的CaCl2加量，保持钻井液滤液中Ca2+：2000mg/L左右，控制钻井液密度1.12g/cm3以内，粘度不超30S，馆陶底停用CaCl2补充PAM，先按循环周加入200KgPAM后，按每100m进尺50Kg的加量补充PAM；
（2）振动筛使用100目以上筛布，并加强检查，及时更换破损的筛布，保证一级固控设备的使用效果，同时确保进入循环罐的泥浆全部经过振动筛处理；
（3）除砂器100%运转，随时检查出沙情况，确保除砂器的使用效果；
（4）双离心机的使用，确保处理量达到160m3/h，配合聚合物的使用，有效去除钻井液体系中的劣质固相颗粒。
（三）井眼清洁难度大
（1）东营组前：用CaCl2重点控制造浆，以2000mg/L的钙离子形成粗分散体系，实现低固相、低粘切、高滤失性能，保持钻具及井眼清洁，避免高分子絮凝剂滤液黏度高、粘滞性强导致井眼不清洁，固液分离难；
（2）沙一段：用PAM、AP-1逐步将钻井液转换成聚合物强抑制低钙体系，保持Ca2+有效含量，与地层水型配伍，促进钻速提高和井眼清洁；
（3）在处理钻井液前，充分循环并用老浆或者提粘处理剂配制稠塞，携带岩屑出井，保证井眼清洁再处理钻井液；
（4）短起下长短结合，每钻进200-300m根据出砂情况短起下，及时破坏斜井段形成的岩屑床，保证井眼清洁。
（四）沙河街地层易坍塌掉块
（1）进入沙一段之后，逐步加入AP-1，补充含量至0.5%，提高钻井液的强抑制性；加入抗盐防塌降滤失剂，降低钻井液滤失量<5ml，减少滤液进入地层；
（2）进入沙三地层前，补充加入2%-3%的胶乳沥青防塌剂，提高钻井液的封堵造壁性，提高井壁稳定性；
（3）进入沙三段施工后，进一步补充改性沥青防塌剂、抗盐褐煤类降滤失剂和树脂，形成光滑而致密的泥饼，进一步降低钻井液的中压滤失量和高压滤失量，减少滤液进入地层，提高井壁稳定性；
（4）短起下长短结合，每钻进200-300m根据出砂情况短起下钻作业，作业过程中，起下钻控制速度，减少钻具碰撞，破坏井壁，防止产生大量掉块；
（5）完钻后，通井大排量洗井配合小排量稳固井壁后，利用切力8-10/20-25Pa的高粘润滑性稠浆封过实际所需井段后，起钻电测及下套管作业。
四、效果和认识
1.通过使用优化后的全过程小循环工艺施工，机械钻速逐步提高，由前2口井的平均机械钻速15.24m/h提高到后4口井的平均机械钻速18.63m/h，提高22.21%；
2.平均建井周期由前2口井的27.29d缩短后4口井的19.03d，缩短8.26d；
3.平均单井处理剂费用由前2口井的22.42万元减少到后4口井的15.68万元，平均口井处理剂费用减少6.74万元；
4.通过采用针对性的技术措施，能够有效提高丛式井组的施工效率。
参考文献：
[1]刘同富，等.胜利油田沙河街组及以下地层井壁稳定技术.钻井液与完井液，2003.05
[2]裴建忠，王树永.胜利油田钻井液工艺技术[M].中国石油大学出版社，2009.10
【关键词】全井小循环；井径控制；井眼清洁；井壁稳定
一、概况
滨6区块位于济阳坳陷东营凹陷滨南-利津断裂构造带滨6断块，滨南采油厂在此部署了6口丛式井组以完善注采井网，完钻层位沙四段，主要开发沙三下油藏。由于该区块井场条件限制和环保要求严格，极大限制了地面循环池的布局及容积。因此，该丛式井组要求采取全过程小循环技术施工，以减少占地面积，降低环境污染。由于胜利油区全井小循环技术的不成熟结合沙三以下地层硬脆性泥岩易水化垮塌，井壁稳定性差，在滨6-斜9井施工中出现了大量掉块、划眼等问题，严重影响了该丛式井组的施工效率，急需采取有效的针对性措施，提高施工效率。
二、技术难点
（1）井径控制难度大：东营组以上地层成岩性差，岩性变化大，砂岩胶结疏松，易冲蚀扩径；泥岩蒙脱石含量高，易吸水膨胀缩径，形成不规则井眼。
（2）固相控制难度大：沙河街以上地層，造浆能力强；岩屑等劣质固相随钻井液循环研磨破碎成细微颗粒，难以清除。
（3）井眼清洁难度大：上部地层快速钻进过程中，钻井液粘切低，悬浮力弱，环空钻屑浓度高，一旦因设备故障或其他原因导致钻进中断，操作不当极易引起沉沙卡钻、埋钻具等事故；后期施工的井定向点浅，斜井段长，井壁易沉积粘附钻屑，导致起下钻或测井阻卡。
（4）沙河街地层易坍塌掉块：沙一段与沙二段交界面及以下地层，尤其是沙三段以下地层，硬脆性泥岩易水化垮塌，导致施工受阻或完井电测阻卡等复杂事故。
三、技术对策
（一）井径控制难度大
（1）优选钻头，提高机械钻速，减少起下钻次数，缩短钻井周期；
（2）杜绝定点循环，优选钻进排量，复合钻排量1.9m3/min，定向时降低排量1.7m3/min，测斜时降排量至1.5m3/min，避免过度冲刷形成大肚子井眼。对于定向的井段在钻完每柱后划拉两遍进一步修理井眼，确保井眼规则；
（3）在钻具中使用修壁器，后期钻进过程中不断修复上部井眼，保持井眼规则。
（二）固相控制难度大
（1）重点控制东营组及以上地层造浆，以250kg/100m进尺的CaCl2加量，保持钻井液滤液中Ca2+：2000mg/L左右，控制钻井液密度1.12g/cm3以内，粘度不超30S，馆陶底停用CaCl2补充PAM，先按循环周加入200KgPAM后，按每100m进尺50Kg的加量补充PAM；
（2）振动筛使用100目以上筛布，并加强检查，及时更换破损的筛布，保证一级固控设备的使用效果，同时确保进入循环罐的泥浆全部经过振动筛处理；
（3）除砂器100%运转，随时检查出沙情况，确保除砂器的使用效果；
（4）双离心机的使用，确保处理量达到160m3/h，配合聚合物的使用，有效去除钻井液体系中的劣质固相颗粒。
（三）井眼清洁难度大
（1）东营组前：用CaCl2重点控制造浆，以2000mg/L的钙离子形成粗分散体系，实现低固相、低粘切、高滤失性能，保持钻具及井眼清洁，避免高分子絮凝剂滤液黏度高、粘滞性强导致井眼不清洁，固液分离难；
（2）沙一段：用PAM、AP-1逐步将钻井液转换成聚合物强抑制低钙体系，保持Ca2+有效含量，与地层水型配伍，促进钻速提高和井眼清洁；
（3）在处理钻井液前，充分循环并用老浆或者提粘处理剂配制稠塞，携带岩屑出井，保证井眼清洁再处理钻井液；
（4）短起下长短结合，每钻进200-300m根据出砂情况短起下，及时破坏斜井段形成的岩屑床，保证井眼清洁。
（四）沙河街地层易坍塌掉块
（1）进入沙一段之后，逐步加入AP-1，补充含量至0.5%，提高钻井液的强抑制性；加入抗盐防塌降滤失剂，降低钻井液滤失量<5ml，减少滤液进入地层；
（2）进入沙三地层前，补充加入2%-3%的胶乳沥青防塌剂，提高钻井液的封堵造壁性，提高井壁稳定性；
（3）进入沙三段施工后，进一步补充改性沥青防塌剂、抗盐褐煤类降滤失剂和树脂，形成光滑而致密的泥饼，进一步降低钻井液的中压滤失量和高压滤失量，减少滤液进入地层，提高井壁稳定性；
（4）短起下长短结合，每钻进200-300m根据出砂情况短起下钻作业，作业过程中，起下钻控制速度，减少钻具碰撞，破坏井壁，防止产生大量掉块；
（5）完钻后，通井大排量洗井配合小排量稳固井壁后，利用切力8-10/20-25Pa的高粘润滑性稠浆封过实际所需井段后，起钻电测及下套管作业。
四、效果和认识
1.通过使用优化后的全过程小循环工艺施工，机械钻速逐步提高，由前2口井的平均机械钻速15.24m/h提高到后4口井的平均机械钻速18.63m/h，提高22.21%；
2.平均建井周期由前2口井的27.29d缩短后4口井的19.03d，缩短8.26d；
3.平均单井处理剂费用由前2口井的22.42万元减少到后4口井的15.68万元，平均口井处理剂费用减少6.74万元；
4.通过采用针对性的技术措施，能够有效提高丛式井组的施工效率。
参考文献：
[1]刘同富，等.胜利油田沙河街组及以下地层井壁稳定技术.钻井液与完井液，2003.05
[2]裴建忠，王树永.胜利油田钻井液工艺技术[M].中国石油大学出版社，2009.10