用强抑制性钻井液体系钻巨厚泥岩地层

针对新疆准噶尔盆地莫北油田中生界白垩系吐谷鲁组（300-3850m)泥岩地层水化膨胀缩径严重，阻卡频繁，地层造浆性强，钻井液流变性控制困难。电测1次成功率低的问题，采用了甲酸盐钻井液和钾钙基钻井液体系，并配合相应的钻井工程技术措施。现场应用表明，这两种钻井液体系具有较强的抑制性，有效地减轻了泥岩地层的水化膨胀，明显减少了由膨胀缩径引起的井下复杂情况，井壁稳定。井径规则；控制了钻井液的流变性，减轻了泥岩地层的缩径阻卡，保证了裸眼完井作业的顺利实施，提高了电测1次成功率；通过强化钻井工程技术措施。缩短了钻井周期，提高了钻井时效，节约了钻井成本，实现了二开裸眼完井，提高了经济效益。     

霍003井钻井完井液技术

霍003井位于准葛尔盆地南缘霍尔果斯背斜10井区,井下具有粘弹塑性、易造浆的软泥岩和破碎微裂缝发育的硬脆泥岩交替出现,极易造成缩径阻卡和井壁垮塌.安全钻井液密度窗口几乎不存在,使钻井液密度选择和使用极为困难.霍003井一开使用聚合物正电胶钻井液,二开使用钾基聚磺钻井液,三开和四开使用氯化钾有机酸钾多功能封堵磺化钻井液,采用强抑制性和多功能多元封堵的措施,经过现场合理调配维护,形成了一套较好的钻井液体系.现场应用表明,该套钻井液体系抑制性和封堵能力强,使用合适的密度、粘度和切力,对抑制软泥岩分散造浆、膨胀、缩径和裂缝发育硬脆泥岩的垮塌起了重要作用;井下复杂事故出现次数减少,钻井速度较快,钻井周期较短,钻井总成本较低,整体经济效益较好.     

梅普卡斯油田NAIMAT-1井钻井液技术

梅普卡斯油田位于巴基斯坦散得省东南部,是OPI石油公司的主力油田.梅普卡斯油田地层情况复杂,二开井段有大段泥岩、泥灰岩及石灰岩,水敏性强,极易水化分散膨胀;砂泥岩胶结性差,容易发生坍塌,钻井过程中常出现缩径、井塌和卡钻等井下复杂事故,导致油气井报废.因此,采用氯化钾乙二醇聚合物钻井液体系,配合相应的工艺技术,解决了复杂井段钻井过程中出现的复杂问题.现场应用表明,氯化钾乙二醇聚合物钻井液抑制防塌能力强,悬浮携岩能力好,流变性优良,性能稳定,适应了该油田地层特点;钻井过程中井壁稳定,井下安全,井径规则,有利于提高机械钻速,缩短钻井周期,保护油气层效果好.     

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46 kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100 d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。      

活性泥页岩快速钻井钻井液技术

为解决活性泥页岩水化分散而导致井眼缩径、井壁垮塌、钻头泥包、起下钻不畅、卡钻等井下复杂问题,以聚胺抑制剂和防泥包快钻剂为主要处理剂,研制出一套适宜于活性泥页岩钻井的快速钻井液体系。钻井液抗高温流变性能实验表明,钻井液能抗温150 ℃以上,通过钠膨润土造浆试验、岩心耐崩塌试验、钻屑滚动回收和泥岩黏附聚集试验,表明其抑制性能和润滑性能接近于油基钻井液,可解决强造浆活性泥岩钻井出现的钻井液黏切升高、流变性能恶化,能有效防止泥岩井壁失稳、钻屑分散、钻头泥包、泥岩黏附和聚结。钻井液体系抗污染性能好,且生物无毒,满足排放标准。在南堡17-×1511井的成功应用表明,该钻井液体系一定程度上有效解决了水敏性活性泥页岩安全快速钻进问题,可进一步推广。     

胺基钻井液在新疆油田莫116井区的应用

针对新疆油田莫116井区上部地层膏质泥岩易缩径及下部地层井壁垮塌难题,设计优化出了胺基钻井液的配方,并在MB6001、MB6293、MB6136等井中进行了成功应用.现场应用表明,胺基钻井液抑制性能优良、井壁稳定、井径规则,平均井径扩大率小于6％,能解决莫116井区钻井过程中常出现的井壁失稳、膏质泥岩造浆严重、钻头易泥包、缩径卡钻、钻速慢等技术难题,为莫116井区的高效开发提供了技术支撑与储备.     

宝南侏罗系地层井壁失稳机理的研讨

宝南区块自1996年7月开始钻探到目前为止共完钻5口井,这5口井在钻进侏罗系地层时均不同程度地出现了起下钻阻卡、卡钻、测井遇阻卡、断钻具、井漏等井下复杂情况与事故,严重影响了钻井周期,其原因是泥页岩/煤层井壁坍塌与砂砾岩蠕变缩径引起的井壁失稳.室内研究结果表明,井壁坍塌的根本原因是5口井的使用钻井液密度皆小于计算坍塌压力.砂砾岩地层井眼缩径的原因是这类地层具有一定的流变性,特别是在钻井液长期浸泡的情况下,地层向井眼内蠕变,导致井眼缩径.采用改进的三轴岩石强度试验机作试验装置,对砂砾岩地层的蠕变特征进行了测试,并在此基础上研究了井眼缩径的原因及对策.依据实验结果对砂砾岩地层井眼缩径率的计算结果表明:井眼缩径率随着井眼钻开时间的增加而增大,随着钻井液密度的增大而逐渐减小,而且不同类型钻井液在相同密度的情况下,井眼缩径造成阻卡的时间不同,例如采用醋酸钾强封堵钻井液或全油基钻井液,在使用合理的钻井液密度的情况下,可以延长安全钻井周期.     

塔河区块超深水平井钻井液优选与应用

塔河油田托甫台井区白垩系巴什基奇克组、卡普沙良群组地层稳定性差,井壁失稳严重,井下故障较多.通过分析该区块的地质特点和井壁失稳原因,结合超深水平井对钻井液的特殊要求,优选出适用于TP237H井的钻井液体系并制定了相应的现场维护处理措施.实钻表明,该井二开使用的强抑制钾基聚合物钻井液、钾钙基聚磺硅醇复合防塌钻井液,解决了该区决上部地层易分散,钻井液流变性差,中部白垩系棕红色泥岩、膏质泥岩吸水膨胀缩径、坍塌、阻卡等施工难题,实现了井壁稳定.三开聚磺多元复合防塌钻井液有效抑制了下部井眼的剥落垮塌和井径扩大,提高了二叠系地层的承压能力.四开低渗透聚磺混油钻井液采用液、固体润滑剂复配,降低了摩阻和扭矩,实现了深部地层小井眼水平段的快速钻进,达到了优质、安全、顺利和保护油气层的目的.     

强抑制有机胺聚磺钻井液体系的研究及应用

渤南义123和义173区块是胜利油田2012年非常规区块产能建设重点工程,油藏埋深平均在3 500 m左右。该地区上部地层泥岩黏土含量高,易水化分散、缩径,下部含有大段泥页岩及砂泥岩薄互层,需要采用钻井液技术解决水化膨胀引起的井壁失稳、井眼净化和摩阻扭矩大等难题。室内通过关键处理剂的优选和评价,研制了强抑制有机胺聚磺钻井液体系。室内评价和多口井的现场应用结果表明,该体系性能稳定,抑制能力和润滑能力强,具有和油基钻井液相近的岩屑回收率,成功解决了长水平段水平井的泥岩坍塌、大井眼携岩、托压、黏附卡钻等问题,无井下复杂情况发生,保证了井下安全,使钻井周期明显缩短。     

塔河油田二开长裸眼钻井技术研究与应用

针对塔河油田地质结构复杂,开发井二开裸眼段长,钻井过程中易出现钻头泥包、井漏、缩径和井壁垮塌等技术难题,通过优选PDC钻头、优化钻具结构、优选钻井参数和优化钻井液体系等配套技术的研究,形成了一套适合该区块的优快钻井技术及施工措施.并在TK1028等4口井中成功地应用,缩短了钻井周期,提高了经济效益。     

磨溪-高石梯上部井段优快钻井钻井液技术

磨溪-高石梯上部井段地层互层多、胶结性差,井壁失稳风险大,以及大段泥岩、石膏导致的污染,制约着该区块钻井提速进程。根据该区块地层特点,通过KCl、weigh-2、疏水抑制剂CQ-SIA的复配,优选出双盐-疏水聚合物钻井液体系。室内评价效果表明,该钻井液体系失水造壁性好、抑制封堵性强,中压失水3.2 mL,滚动回收率99.46%,15%(w)泥岩污染和3%(w)石膏污染对钻井液性能影响小。高石001-X38井现场应用表明,双盐-疏水聚合物钻井液体系能够有效解决上部井段泥岩水化分散、钻头泥包、地层井壁失稳、石膏污染等技术问题,创造了高石001区块311.2 mm井眼最短钻进周期18.68天、最快机械钻速8.46 m/h两项记录。     

务古4井复杂深井钻井液技术

务古4井为一口重点探井,完钻井深5 750 m。该井二开裸眼井段钻遇巨厚层泥岩,选用聚磺钻井液体系,解决了地层严重造浆及井眼稳定问题;三开裸眼井段存在多套压力系统和多处断层,钻遇石膏、含膏泥岩、大套玄武岩以及凝灰岩和碳质泥岩等地层,特别容易发生坍塌和井漏,井壁极为不稳定。现场采用有机盐钻井液体系,有效解决了石膏、膏泥岩污染和严重井壁垮塌导致的大段划眼、严重蹩钻及遇阻卡等复杂问题;添加低渗透处理剂和屏蔽暂堵剂及复合堵漏剂,提高井壁的承压能力,解决了三开施工出现的压差卡钻风险,确保了钻井安全顺利,完井电测一次成功,钻井周期大幅度降低。     

塔河油田TK431井钻井液技术

塔河油田三叠系、石炭系井眼失稳问题一直是该油田勘探与开发的技术难点。TK431井是在该地区实施的一口解决该井段井眼失稳问题的试验井。分析地层坍塌原因后提出，TK431井钻井液密度设计值为1．42g／cm^3，选择抑制封堵固壁型钻井液体系，二开采用PF-PLUS钻井液，三开采用PEM钻井液，四开采用PF-VIS钻井液。选择抑制型钻井液，可提高钻井液滤液的抑制性，减小泥页岩的水化膨胀作用；采用封堵固壁技术，可封固地层微裂隙，提高地层整体强度，形成薄而韧的泥饼，减少滤失量，达到稳定井壁的目的。该井钻井液润滑性能良好；包被抑制性良好，钻屑成形度高、棱角分明；防塌效果好，井径规则，没有明显的大肚子井段；性能稳定、维护处理简单；机械钻速快，辅助时间短，钻井周期较短。现场应用表明，该井实际最高使用钻井液密度为1．37g／cm^3，通过采用高包被、强抑制和综合防塌相结合的方法，有效地稳定了井壁，成功地解决了三开井径扩大问题；存在问题是设计和实际应用费用较高，尤其是三开费用是其它井的2～4倍，全井钻井液费用也是同一区块其它井费用的1．5～2．0倍多。     

长北大井眼大斜度井段钻井液体系改进与实践

长北区块率先在长庆区域二开井段采用Ф311.1 mm大井眼,在生产实践中存在以下钻井液技术难题:二开大井眼段大斜度段井壁稳定问题、大井眼防漏堵漏问题、大井眼井壁润滑和煤层段坍塌等问题。从长北项目开始至今,本着环保第一、降本增效的主旨对钻井液进行了一系列的优化和改进。先后使用了清水聚合物体系和低固相三磺聚合物体系。但是由于这两种体系对斜井段的抑制性和防塌性不足,导致黏土分散、膨胀、垮塌和钻头泥包问题。本文介绍了一种在上述体系的基础上,经过不断的优化和改进,形成的应用于长北区块Ф311.1 mm斜井段的强抑制防塌一体化钻井液体系。室内实验数据和现场应用表明,该钻井液体系具有维护简单、防塌抑制性强的特点,大幅度降低了生产成本、最大化的延长了井壁的坍塌周期,增加了井壁稳定性和预防了PDC钻头泥包,在使用过程中创造了多项钻井纪录,节省了大量的非生产时间,创造了很可观的经济效益。     

长庆油田华H50-7井超长水平段钻井液技术

长庆油田陇东地区华H50-7井是一口超长水平段水平井,水平段长达 4?088.00?m,钻遇泥岩层和断层,钻进过程中降摩减阻困难、井眼清洁难度大、泥岩层防塌和断层防漏堵漏难度大。为此,优选了水基钻井液,并提高钻井液的润滑性和抑制性,以降低摩阻和防止泥岩层坍塌;针对不同漏失情况,制定了相应的防漏堵漏技术措施,以解决断层防漏堵漏问题。华H50-7井应用了优选的水基钻井液,采取了制定的防漏堵漏技术,钻井过程中钻井液的润滑性和抑制性稳定,与使用原水基钻井液的邻井相比,下放钻柱和套管时的摩阻降低显著,发生井漏后均成功堵漏,未出现井眼失稳问题。华H50-7井的顺利完钻表明,优选水基钻井液、采取针对性防漏堵漏技术措施,可以解决陇东地区超长水平段水平井钻进中托压严重、易井眼失稳、水平段地层造浆严重和水平段堵漏难度大的问题,这也为将来钻更长水平段水平井积累了经验。      

准噶尔盆地南缘山前构造带钻井提速研究

针对准噶尔盆地南缘山前构造带泥岩层段黏土含量高、地层易破碎,钻进中易发生粘卡、井漏、井壁失稳等而导致钻速慢、时效偏低的问题,进行了钻井提速研究。从该地区逆冲推覆体断层和褶皱的地应力特征入手,分析了泥岩的岩石力学特性,包括流变性地层的井壁稳定性特征、地层蠕变速率及其影响因素、井壁岩石崩落掉块机理、地层矿物成分及理化特性等,提出了山前构造带地层钻井提速技术对策,并在风险探井——西湖1井进行了现场应用。现场应用表明,采用具有较强抑制性和封堵能力的PRT有机盐钻井液,能有效减少因吸水膨胀造成的井壁失稳,并能解决井漏问题;用螺杆配合优选的PDC钻头进行钻进,钻速大幅提高,平均机械钻速达到3.00 m/h。与邻井西5井相比,西湖1井的井深增加20.5%,但井下故障大幅减少,钻井周期缩短11.9%,提速效果明显。由此证明,提出的钻井提速技术对策,能够有效解决山前构造带地层机械钻速和钻井时效偏低的问题。      

常规天然气分析标准对页岩气的适应性评价研究

针对川西地区中浅层长水平井钻进过程中存在的水平井段长易卡阻、砂岩泥岩交错易发生井壁失稳等难题,研制出了新型聚胺仿油基钻井液。该钻井液主要由具有强抑制作用的处理剂聚胺和主要作用为润滑和降滤失、兼具抑制功能的处理剂MEG(甲基葡萄糖甙)组成,具有高润滑性和强抑制性的特点,其抑制性能和润滑性能接近油基钻井液水平。现场应用表明,聚胺仿油基钻井液性能稳定、密度调节范围广、流变易于控制、滤失量小且泥饼薄而韧性好,能有效地抑制泥页岩水化分散,保持井壁稳定,满足川西长水平井段施工需求。     

塔里木超深复杂井钻井液工艺技术

库1井是西北石油局在山前高陡构造上完成的一口重点探井，完钻井深6941．15m。该井钻遇了砾石层和单层厚度为135m的可蠕变膏盐层，井底温度高、压力高的高压气层和高压盐水层．钻井过程中易发生渗漏、垮塌情况。该井一、二开采用聚合物钻井液；三、四、五开采用高密度聚磺钻井液，并配合了相应的钻井液维护处理措施。现场应用表明，该套钻井液体系解决了泥岩坍塌、膏盐层溶解、蠕变造成的井眼不稳定问题，保证了φ244．5mm和φ250．8mm复合套管的入井、固井的顺利进行，克服了五开井段硬脆性泥页岩剥蚀掉块的危害，井底高温对钻井液性能的影响，解决了超深井段低排量的悬浮携岩问题，较好地保护了油气层