胜科1井大井眼钻井液技术

胜科1井二开采用φ444.5 mm钻头开钻,钻深2 932 m,采用φ339.7 mm技术套管封固沙3段下部以上地层。因该井处于东营凹陷中央隆起带上,花瓣地层极为发育,且钻遇盐膏层,在大井眼条件下,井壁稳定及井眼净化难度大。针对不同的地层特点,选用了低固相聚合物钻井液体系和双聚磺防塌钻井液体系,利用沥青配合聚醚多元醇严格控制钻井液的滤失量,确保了井壁稳定;依靠高效的护胶剂配合表面活性剂和合理的粘土含量确保钻井液具有良好的抗盐膏性能;通过保持适当的钻井液返速、控制合理的流变参数、优选钻井液处理剂配合合理的钻井工程措施,保证了井眼的清洁。该井二开井段钻进施工顺利,完钻电测、下套管和固井作业均顺利完成。     

坨深6井高密度钻井液技术

坨深6井是胜利油田宁海地区的一口重点预探井,完钻时(井深4 230 m)钻井液密度达1.95 g/cm3.该井上部地层疏松,成岩性差,部分井段存在破裂带,地层承压能力低;下部地层压力系数和井底温度较高,易产生井壁坍塌、压差卡钻和井满等复杂事故.针对井壁稳定、井眼清洁和润滑防卡3大技术难点,经过大量的室内实验,确定了在坨深6井高密度井段使用聚(磺)聚合醇防塌高密度钻井液体系.现场应用表明,该体系流变性较好,抑制能力及抗温能力较强,固相容量高,可加重至钻井液密度为2.0 g/cm3;且工艺简单,操作方便.应用该钻井液体系,较好地解决了该地区井壁的严重失稳问题,保证了钻进施工的顺利进行,基本上能满足胜利油田宁海地区高密度钻井的需要.     

克拉2号气田盐膏层高压气层钻井液技术

克拉2号气田为国家“西气东输”主力气田之一,位于塔里木盆地南天山造山带南侧库车坳陷北部克拉苏构造上。克拉2号气田下第三系存在大段盐膏层,下第三系和白垩系存在多套压力高、安全密度窗口小的气层,这些地层易缩径、垮塌,易漏易喷。塔里木油田钻井液技术工作者总结克拉苏地区钻探经验,在对克拉苏2号构造带地质情况进一步认识的基础上,引进多元醇等材料,优选出强抑制、强封堵、流变性好、泥饼质量好、滤失量较低的高密度多元醇饱和盐水稀硅酸盐KCl聚磺钻井液配方。经过现场调配,该套钻井液技术在克拉203井和克拉204井应用成功,解决了膏盐层、盐岩层的缩径、垮塌问题,易漏性砂岩地层的防漏问题,同时使用配套工程措施,较好完成了钻井任务,缩短了钻井周期,提高了综合经济效益。     

胜坨油田剩余油及韵律层细分开采固井技术

胜坨油田是一个开发50年的老油田,综合含水率已达96％以上,挖潜对象转向非主力薄互层、厚层水淹层顶部、层内韵律层.针对高压注水和高强度开采带来的地层压力混乱、多套压力共存、涌喷与漏失严重和韵律层间隔短、韵律层之间相互干扰以及要求水泥返出地面保护套管、水泥量大、封固段长等难题,结合复杂结构钻井和特殊工艺完井,优选固井工艺、特殊工具和多功能水泥浆体系,采取了针对性的综合技术措施,达到了层间和界面的良好封隔,满足了老油田剩余油和韵律层细分开采的需要.     

利67井三开高密度防塌钻井液技术

利67井是胜利油田的一口重点预探井,完钻井深为4241m,钻井液密度达2.0g/cm3。该井下部沙河街组的硬脆性地层黏土含量和矿化度较高,存在异常高地应力和次生应力,易产生井壁坍塌、压差卡钻和井漏等复杂事故;沙四段存有盐膏层、高压盐水层,油气显示活跃,给钻井施工造成了很大的困难。经过室内实验,优选出了聚(磺)聚合醇高密度防塌钻井液。现场应用表明,该钻井液流变性好,抑制能力、抗温能力及抗污染能力较强,且固相容量高,可加重至密度为2.0g/cm3,能满足胜利油田利67区块沙河街组高密度钻井的需要,解决了该地区井壁严重失稳的问题,保证了钻进施工的顺利进行。     

胜科1井三开钻遇软泥岩钻井液技术

胜科1井是一口超深重点科学探井，目的为证实胜利油田渤海湾盆地深层生油的可能性。在该井三开（2931～4155m）钻进过程中，分别钻遇盐膏层、盐岩层、软泥岩、膏质泥岩、砂岩等多套层系并在3套盐膏层中钻遇软泥岩，使工程变得复杂，钻井液性能起伏较大。在现场施工中，围绕着解决如何提高钻井液在高密度下对土相的污染容限，以及如何在高固相情况下调整好钻井液的流态问题，成功地运用了多聚物复合盐欠饱和钻井液体系，很好地解决了多层系、多压力地层特点带来的钻井难题，顺利地钻穿沙四段，为盐下段的施工打下了良好的基础。介绍了软泥岩段的电测结果。对3000～4200m井段软泥岩的蠕变速率进行了研究，得出了不同井深处、不同钻井液密度下的井眼蠕变速率，以及保证不同井深处软泥岩地层蠕变速率小于0．8mm／h所需的钻井液密度。     

英深1井钻井液技术

英深1井位于塔里木盆地西南坳陷齐姆根凸起英吉沙构造,是1口五开超深预探井直井,完钻井深为7258m。该井钻遇大段巨厚泥岩、膏泥岩、盐膏层,地层倾角大,裂缝发育,高压盐水层发育,钻井过程中遇到了很多困难。研究出了高密度抗盐膏钻井液配方及维护处理方案,并针对五开后钻井液密度高、压力高和温度高的问题,研制出了高密度磺化有机盐抗高温钻井液,同时,对四开固井中水泥浆发生闪凝,造成井漏、盐水溢流的问题,配出了密度为2.60和2.80g/cm3的压井液,成功地压住了盐水层。现场应用表明,高密度抗盐膏钻井液成功地克服了巨厚盐膏层、高压盐水层等难点;高密度磺化有机盐抗高温钻井液抑制性好,具有较低的粘度、切力和高温高压滤失量,在220℃,138MPa下仍有良好的流变性,满足了深井段钻井的需要;密度高达2.80g/cm3的压井液具有良好的流变性,成功地解决了高密度压井的技术难题。     

胜科1井四开超高温高密度钻井液技术

胜科1井井深超过7000m,井底温度为235℃,压力超过100 MPa.该井地层情况复杂,存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液性能难以调控.该井四开(4155～7026 m)钻进使用了聚磺封堵防塌钻井液、高密度聚磺非渗透钻井液和超高温钻井液.应用结果表明,这3种钻井液的高温稳定性、润滑性和剪切稀释特性良好,在高固相情况下仍具有良好的流变性和低的高压滤失量,能经受住各种可溶性盐类及高价离子的污染,配制和维护处理方便,各种钻井液之间的转换非常顺利,没有出现任何井下复杂情况.该套钻井液技术有效地保证了胜科1井的安全、快速钻进.     

江汉油田盐膏层固井技术

膏盐地层固井质量不易保证已早有共识,江汉油田油气田井在生产过程中套管损坏也多与固井质量有关。这里膏盐层发育,且大都与储层共存,经钻井、固井施工带来很大困难,可塑性岩类埋藏达到一定深度后,在其上覆岩层的压力下不会产生塑性流动,导致套管损坏。文章全面总结了过去固井失败的原因,机理,多年来积累的解决这一问题的办法,经验,根据江汉油田的地质特征,以江汉盐湖盆地的平均上覆地层地层压力为依据设计套管强度,提出了以盐治盐,用半饱和盐水水泥浆固井等9个方面提高固井质量的措施,收到很好效果。     

高密度KCl-饱和盐水钻井液在羊塔克1—12井的应用

羊塔克凝析油气田是在塔里木盆地发现的第1个盐下整装凝析油气田，盐层溶蚀致井壁失稳和膏泥岩的蠕变是造成该气田井下复杂和事故的主因。对在复合盐膏层中钻进的难点进行分析后，针对羊塔克井区的地质特点，结合已完钻井的成功经验，通过室内实验，对KCl-饱和盐水钻井液中各处理剂的加量进行了优化。用该钻井液安全钻穿了复杂盐膏层，成功解决了井塌、缩径卡钻等复杂问题。     

长深区块深井防塌钻井液技术

吉林油田长深区块嫩江组嫩二段、青山口组、泉头组地层极易水化膨胀及剥落掉块，该区块以往施工的深井均存在起钻遇卡、下钻遇阻划眼．甚至出现钻进中或加单根遇卡现象，完钻测井困难；井深1900m以下的一些井段钙离子含量为460～1100mg／L，严重影响了对钻井液滤失量的控制。针对以上问题优选出了各开钻钻井液，二开上部井段采用强抑制强封堵聚合醇防塌钻井液，二开下部井段及三开非欠平衡井段逐渐转化为聚合醇磺化钻井液。在3口井中的应用表明，该套钻井液技术确保了用2只PDC钻头完成二开钻进，较好地解决了井壁稳定问题，保证了快速安全施工。     

兴9断块深井钻井液技术

兴9断块完钻井深为4200～4500m,属于冀中北部地区断层发育的典型区域,由于构造应力的作用．该地区泥页岩地层裂缝十分发育,在钻进过程极易发生井塌、井漏,造成井下复杂事故。针对该区块地质特征和井下实钻情况,采用有机硅氟聚磺钻井液。经现场应用表明,有机硅氟聚磺钻井液在井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、防漏堵漏、高温稳定性等方面都有着良好的应用效果,且钻井液性能稳定、易于维护和处理,特别是全井没有明显的垮塌和大段井壁失稳,钻进顺利;在定向井施工中,根据井下具体情况加入RT-9051润滑剂,使用复合润滑技术,使托压现象大为减轻,加快了钻井速度的提高,缩短了钻井周期。     

6925米超深井钻井液技术

重点预探深井TP2井完钻井深为6925m。该井钻遇地层复杂，埋藏深、厚度大、极易发生缩、溶、胀、塌等事故，因此钻井液体系必须具有包被抑制性、抗高温稳定和造壁性。良好的悬浮性和携砂能力，防垮塌能力和润滑性等，以有利于及时发现油气层。该井在第四系～二叠系地层，采用钾聚、聚磺钻井液，石炭系～志留系地层采用聚磺聚合醇钻井液，奥陶系地层采用聚磺钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定，满足了超深井施工中的井壁稳定、润滑防卡、岩屑携带的需要，还满足了地质录井和保护油气层的要求。该套超深井钻井液技术，有效地解决了以伊蒙混层为主的泥岩坍塌掉块，较好地解决了超深井钻井液防垮塌、黏卡、井漏等方面的技术难题。     

乌兹别克斯坦费尔甘纳地区吉达4井钻井液技术

吉达4井位于乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地卡拉吉达构造,是中石油部署在该区块的第二口超深探井.该区块地质结构复杂,储层埋藏深度在5 700～6 500 m左右,井底温度超过160 ℃,钻井液密度高达2.38～2.43g/cm<'3>,属高温、高压、高含盐、高含硫深层低渗油藏.上部和深部井段均存在高压盐水层和大段盐膏层,钻井过程中极易发生盐水侵、盐结晶、石膏层蠕变缩径、卡钻等井下事故.针对地层复杂情况,该井从三开井段开始使用欠饱和盐水聚磺钻井液.现场应用结果表明,该套钻井液在井底温度超过160 ℃时性能稳定,抑制性好,抗盐钙污染能力强,满足了"四高一超"(高温、高压、高密度、高含硫、超深井)条件下的润滑防卡、井壁稳定、流变性控制等一系列技术难题,未发生任何井下事故,实现了钻探目的,满足了施工要求.     

陕北横山区块水平井钻井液技术

横山区块气井水平井位于靖中北偏南地区,四开井身结构简化为三开井。该井钻井液技术难点包括:直井段浸泡时间长,长裸眼入窗井壁稳定性差、润滑防卡难度大;斜井段为防塌提高钻井液密度易造成刘家沟发生漏失,在60°～85°斜井段穿越大段易塌煤层;水平段长且轨迹调整频繁、易塌泥页岩钻遇率高。针对以上情况,采取了以下措施:优化直井段清水聚合物防塌配方;对刘家沟井段进行工艺承压堵漏,提升易漏地层承压能力;斜井段采用防塌抑制性强、悬浮能力好、泥饼黏滞系数低、流变性稳定、抗污染能力强的无土相复合盐水钻井液;水平段采用复合盐酸溶暂堵钻井液,保证了该井的安全施工,各井段井径扩大率小,电测、下套管均顺利。     

桩西11区块水平井钻井液技术

针对桩西11区块地层特点和钻井液技术难点,优选了铝胺强效抑制防塌钻井液体系,并在桩西11区块两口井进行了应用;配合钻井液现场维护工艺,实现了施工中井下安全、井身质量良好、优质高效钻井的目的。     

桩西地区东营组以下水平井钻井液技术

针对桩西地区东营组以下水平井沙河街组井段极易发生剥落掉块及垮塌的地层特点和大井斜长位移情况下钻井液携岩、防塌、润滑减阻等技术难点进行了研究,明确了该地区钻井液施工技术的关键,制定出了上部地层使用强抑制聚磺钻井液、下部地层使用封堵防塌润滑钻井液的施工方案.在桩11-平2井使用聚磺醇封堵防塌润滑钻井液体系后,断裂带破碎泥岩垮塌减轻;产生破碎性地层垮塌后,采用了高黏度、高切力的钻井液,在φ444.5 mm大井眼中通过循环打捞掉块的方法,解除了极其危险的井下复杂;桩147-平1井4 647～4 894m井段泥岩剥蚀掉块经过反复破碎后,呈细粉末状仍被钻井液带出,在面临报废该井眼的情况下,解除了井下复杂.实践表明,东营组以下水平井钻井液技术能够解决桩西地区水平井钻井施工中的技术难题,在该地区水平井施工中应用该钻井液技术收到了良好的效果.     

伊朗M．I．S油田水平井泡沫钻井液技术

伊朗M.I.S油田是一个开采了近百年的油田.该油田地层压力异常低、裂缝发育并含有高浓度的硫化氢气体.在该油田的钻井过程中,既要防止因钻井液密度过高而导致漏失,又要保证钻井液的密度足以控制地层中硫化氢气体的逸出,所以决定在水平井段采用泡沫钻井液.对泡沫钻井液配方进行了优选,对其性能进行了评价,介绍了现场施工中对井漏、井眼轨迹、硫化氢及泡沫稳定性的控制技术.泡沫钻井液在3口水平井中的应用十分成功,水平段的钻进顺利,钻进过程中没有出现任何阻、卡和井眼清洁以及MwD信号传输的问题,电测顺利,3口水平井的日产量完全达到了甲方的要求.     

龙岗3井快速钻进钻井液技术

龙岗3井为一口定向深井,最大井斜为46.25°完钻井深为6 431 m,井底温度为140℃.根据该井地质构造特点和快速钻进工艺特点,该井有针对性地采用强抑制、强包被、强封堵聚合物无固相钻井液技术,气体钻进的配套钻井液工艺,PDC钻头钻进的配套钻井液技术和深井抗膏盐、抗高温钻井液技术等综合配套钻井液技术,达到了快速钻进、深井安全钻进的要求,钻井周期仅为141 d.而同构造井深为6 530 m、钻井工艺基本相同的直井龙岗1井,钻井周期为145 d.