东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液优化与实践

东方1-1气田在垂深为1 350 m左右的大位移水平井钻井过程中,表层乐东组、莺歌海组一段地层极易出泥球;水平段储层莺歌海组二段钻进摩阻扭矩大,且存在压力衰竭,极易发生井漏;储层埋深浅,地层成岩性差,井壁易失稳。针对以上钻井难题,经过多年摸索与实践,在非储层段改变以往钻井液作业模式,探索性地使用海水聚合物体系,保证非储层段泥岩充分水化;在储层段引入纳米可变形封堵剂PF-Greenseal优化无固相钻井液屏蔽暂堵性能,同时配合使用成膜封堵剂PF-LPF及高效润滑剂PF-Greenlube,成功解决了泥球、井漏、摩阻扭矩大、井壁失稳等难题,形成了一套东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液作业模式。现场3口调整井应用结果表明,非储层段钻进机械钻速由41~64 m/h提高到85 m/h左右,同时可降低50%钻井液成本;储层段井壁稳定,井径扩大率低于3%,扭矩低,储层保护效果好,3口井测试表皮因数接近0。研究结果可为类似油气田钻井作业提供钻井液技术参考。     

浅地层大位移井海水钻井液技术

针对埕129-斜10井地层成岩性差、泥岩性软、蒙脱石含量高、造浆严重、砂岩渗透性好等特点和大位移井钻井施工工艺的特点,采用了纳米乳液胺基聚合物润滑海水钻井液。经现场应用表明,该钻井液携岩能力强,具有良好的流变性、润滑防卡性和抑制性,有效预防了井壁失稳,满足了浅地层、大斜度延伸井的钻井要求。在大斜度井段施工中必须坚持短程起下钻,及时修整井壁,以钻井液的净化保优化。该井的安全、快速完钻为渤海湾海油陆采浅地层、大位移井的钻井液工艺技术提供了宝贵经验。     

碳质泥岩钻水平井防塌工艺措施

陕北气田气井水平井钻井过程中,随着水平段长度的延伸(水平段长度大于1 500 m)和地层的不均质性,钻遇泥岩特别是碳质泥岩的概率较高。在水平段和大斜度井段钻遇大段碳质泥岩后,造成井壁失稳井下复杂频发,侧钻率较高,特别是上古生界山西组碳质泥岩,质地坚硬,微裂缝、微裂纹发育,易造成较大较多的碳质泥岩掉块,活动钻具不易破碎,掉块携带难度大,井眼清洁困难,易造成起下钻过程中,钻具遇阻、遇卡,甚至起钻过程中在套管内卡钻,造成井下事故。而在直井钻进过程中,山西组碳质泥岩井段一般很少出现井壁稳定问题。因此水平段钻遇大段碳质泥岩后,从目前来看,仅从严格控制钻井液性能来解决这一问题还有一定难度,如果在强化封堵性、抑制性等钻井液性能的基础上,配合精细合理的工程措施,可明显降低碳质泥岩井段的遇阻遇卡程度,对钻穿水平段大段碳质泥岩、稳定井壁、井眼清洁、保障钻井施工井下安全会起到积极的作用。     

低自由水钻井液体系的研究与应用

为了解决南堡油田玄武岩井壁失稳和储层保护问题,研究了低自由水钻井液体系。该钻井液体系通过对自由水的络合,增大了钻井液进入地层的毛管阻力;通过润湿剂降低地层岩石的毛细管自吸水能力;通过封堵地层裂隙、改善泥饼质量,提高井壁的承压能力;该钻井液体系一方面可实现低密度安全钻穿玄武岩,提高油层保护效果,另一方面为简化井身结构打下基础,可进一步提高钻井速度并降低钻井费用。通过在南堡13-斜1064井现场的成功试验,实现了同一裸眼井上部玄武岩井壁稳定和下部储层保护的双重目的,为安全钻进和储层保护提出一个新理念。     

低自由水钻井液在东海地区的研究与应用

东海地区自上而下煤层和硬质泥岩普遍存在,上部砂泥岩互层较多,且水敏性强,极易发生水化剥落、掉块等现象,完钻井大多井径不规则,多口井起下钻遇阻,划眼困难,严重影响钻井时效,同时该地区为低孔低渗气藏,储层水锁损害比较严重.为了解决东海地区井壁失稳难题并实现低孔低渗气藏的良好保护,研究低自由水钻井液体系,对其抑制性能、煤层封堵性能、储层保护性能进行评价.通过在东海西湖地区NB31-1-3H井现场的应用试验,实现了钻井过程井壁稳定和油层保护的双重目的.     

查干凹陷火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析

中原油田内蒙探区查干凹陷火山岩地层发育,同一裸眼段含有大段玄武岩、凝灰岩、泥岩与砂岩互层,地质条件变化大且难以预侧,在钻井过程中易出现井壁垮塌、缩径、卡钻、井斜等复杂情况,严重影响安全钻井。针对这些施工难点,根据“预防十巩固”的井壁稳定思路,从钻井液类型、密度、流变性以及钻进方式、钻压、轨迹控制和现场操作等方面着手,开展了火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析和现场应用,提出了针对性的技术措施,取得了明显成效。2口应用井较对比井钻井液密度降低0.1g/cm3以上,钻井周期缩短20%以上,井径扩大率降低50%以上,实现了查干凹陷深探井安全钻进。     

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。     

英买力地区古近系地层钻井液技术

英买力地区古近系地层在钻井中频繁出现卡钻、掉块、坍塌、井漏等井下故障,严重影响了钻井速度。为了弄清英买力地区古近系地层的井壁失稳机理,为钻井液选型和性能优化提供理论依据,对该地区黏土矿物组成及理化性能进行了系统分析。结合该地区盐膏层钻井液技术研究,对 KCl-聚磺欠饱和盐水钻井液体系性能进行了优化,提出了该钻井液体系在维护井壁稳定方面的技术要求。YM2-6 井现场应用结果表明,KCl-聚磺欠饱和盐水钻井液体系能够满足古近系膏泥岩段井壁稳定的要求,减小了发生井下故障的风险;黏土矿物的膨胀并不是导致膏泥岩段井壁失稳的主要原因。通过研究该地区古近系地层的井壁失稳机理,减小了井壁失稳的风险,为古近系地层的顺利钻进提供了理论支持。      

反渗透钻井液在东海海域H6-1井的应用

东海盆地位于中国东部海域,其中大量的低孔低渗油气藏有待规模化开发,东海低孔低渗油气藏岩性致密,渗透率极低,埋藏深,储层水锁伤害严重。花港组和平湖组存在大段泥页岩和薄煤层,钻井过程中极易发生井壁失稳,给钻井安全和储层保护带来严峻挑战。反渗透钻井液技术是在低自由水钻井液基础上依据活度平衡和半透膜理论,通过引入纳微米封堵和键合水技术,使钻井液具有反渗透功能。该体系在东海高温深井H6-1井成功应用,应用井段井壁稳定,平均井径扩大率仅1.93%,起下钻顺利,电测和下套管一次到位;抑制性强,钻屑成型,钻进过程中无托压和蹩泵现象;大幅降低钻井液及滤液侵入,随钻测井电阻率与间隔3天完钻后测井电阻率数据相比基本不变;体系具有低活度、低张力特征,有效地保护了低孔低渗油气藏,储层测井表皮系数为负值。反渗透钻井液体系的成功应用满足了东海油气田安全高效开发的需要。     

杭锦旗区块锦58井区钻井液技术实践与认识

杭锦旗区块锦58井区钻井过程中普遍存在严重漏失及井壁失稳问题,为此,开展了该井区钻井液技术研究。在深入分析井漏和井壁垮塌原因及主要技术难点的基础上,从"预防为主"出发,优选钻井液处理剂、优化钻井液配方和性能,确定了随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术,以达到兼顾防漏防塌、确保安全钻进的目的。该技术在锦58井区的JPH351井、JPH393井和JPH404井等3口水平井进行了现场应用,大大减少甚至避免了漏失和井壁失稳问题,取得了显著效果。其中,JPH351井钻井过程中顺利钻穿刘家沟组易漏地层,堵漏时间缩短40%以上,减少了漏失次数,缩短了处理时间;石千峰组和石盒子组地层井壁稳定,平均井径扩大率仅为4.73%;水平段累计钻遇长泥岩段11段513.00 m,泥岩占比达35.92%;3 200.00~3 292.00 m泥岩井段揭开52 d后仍未出现井壁垮塌失稳问题。应用结果表明,随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术能够解决该井区的井漏与井壁失稳问题,保障高效安全钻井,具有推广应用价值。      

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。     

适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系

针对威远地区页岩气井W-X1井长水平段钻进时存在井壁失稳、漏失以及摩阻较大等问题,以多氨基页岩抑制剂HCA-3、复合封堵剂和高效润滑剂RMLUB-1为主要处理剂,研制了一套适合该区块页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该钻井液体系具有良好的流变性能、较低的滤失量以及较好的润滑性能,能够满足页岩储层水平井钻井施工对钻井液性能的基本要求;该钻井液体系与其他水基钻井液相比,其能够更好地降低页岩岩样的Zeta电位值,具有更强的抑制能力;该钻井液体系的高温高压PPA滤失量和滤失速率均与油基钻井液相当,并且能够较好地阻缓压力传递,具有较强的封堵能力;此外,该钻井液体系还具有较强的抗污染能力,加入不同的盐、钻屑粉和膨润土后,体系性能变化不大。强抑制防塌水基钻井液体系在威远地区W-X1井三开水平段成功进行了应用,现场各分段钻井液性能稳定,施工过程顺利,未出现井壁失稳、起下钻遇阻等复杂井下情况,井眼稳定,且提高了钻井效率,取得了良好的施工效果。      

大位移评价井利斜572井三开钻井液技术

利津油田沙三段为泥页岩,沙四段为大段砂砾岩夹杂灰质油泥岩,易坍塌,钻时慢。地质资料显示,邻井多次发生井漏、井塌与卡钻;且该井井斜超70°,位移为1911 m,对携岩能力要求高,易形成砂桥,卡钻风险极大。利斜572井采用复合盐强抑制防塌体系,利用KCl的晶格固定作用、NaCl的适度絮凝作用和胺基聚醇的强抑制能力,其加量分别为7%、5%、1%,控制较低的固相、膨润土含量和土相分散度,极大地加快了钻进速度,钻井周期比设计节约了近20 d;优化抗高温降滤失材料配方,复配使用2%乳化石蜡、3%聚醚多元醇、3%超细碳酸钙等具有不同作用原理的封堵材料,维护了井壁稳定;密度执行设计下限为1.15 g/cm3,采用近平衡压力钻井,不但没有漏失,而且最大限度地保护了油气层。电测、旋转井壁取心与下套管均一次成功,平均井径扩大率仅为5.20%,且该井全井零复杂情况、零事故。      

长庆气田小井眼钻井液技术研究与应用

为解决长庆气田小井眼施工中存在的井漏、地层自呼吸、井壁失稳、携岩困难、电测成功率低等问题,从水力参数、岩屑清除和钻井液体系入手,在兼顾降低循环压耗和提高环空净化能力的同时,设定合理的泵排量,以此预防井漏、避免地层自呼吸现象;从新的实验评价方法入手,结合小井眼钻井液施工特点,优选出复合抑制剂CQFY作为主抑制剂、天然高分子降滤失剂NAT20作为降滤失剂、无荧光白沥青NFA-25作为封堵剂,确定钻井液体系配方。2018年至今施工的φ165.1 mm井眼和φ152.4 mm井眼均使用了该技术。现场应用表明,该技术可有效保证井壁稳定,井径规则,并可预防井漏,避免地层自呼吸现象,提高了钻速,电测成功率高。完成φ165.1 mm井眼235口井,电测成功率为84.7%,φ152.4 mm井眼7口,电测成功率为100%,取得了较好的应用效果。      

缅甸D区块井壁稳定性周期浅析

缅甸D区块属于山前高陡构造,地质情况极为复杂。在已完钻井中遇到了严重漏失、井壁坍塌、地层高压且钻遇多套压力系统等问题,给钻井作业带来了很大的挑战。文章结合已钻井的具体情况,对采集到的岩屑、岩心进行了室内实验分析,并利用岩石力学相关理论,对泥页岩吸水量随时间变化以及岩石强度在钻井液浸泡下的变化规律进行了分析,建立了渗流压力和附加应力场模型,得出了井壁稳定性周期的估算值,为今后该地区钻井作业过程中优化钻井设计和安全钻井提供了理论依据。     

长庆致密气超长水平段水基钻井液技术

2020年长庆气田在致密气井区先后完成了3口超长水平段水平井,水平段长度分别为3321、4118和4466 m,均使用水基钻井液完成施工,不断刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段给降摩减阻、钻屑清洁、泥岩防塌等工作带来极大难度,针对这些难点并结合地层岩石结构特点进行了针对性的技术攻关,形成了超长水平段井眼净化、井眼稳定等技术和CQSP-RH水基钻井液体系,现场应用效果良好,水平段井壁保持稳定,完钻钻具下放摩阻控制在500 kN左右、套管摩阻控制在350 kN以内,顺利完井。随着长庆油气田开发力度的加大,为了动用水源保护区、林区并提高单井产量,长水平段井的开发成为必然,这些井的顺利完成,为油气田的后续开发带来了极大的示范作用      

二连油田水平井钻井液技术

二连油田砂岩油层薄,产状变化较大,水平井段钻进存在携砂困难、摩阻控制难度大、易产生岩屑床等技术难点,优选出了有机黑色正电胶聚合物混油钻井液,以期利用其较强的抑制性、悬浮携屑能力、稳定性和低摩阻的特点,达到实现安全快速钻井的目的。现场应用结果表明:该钻井液携砂效果好,抑制能力和润滑防卡性能强,钻井液性能稳定,维护处理简单;蒙平1、林4平1和林4平2三口水平井都没有发生与钻井液有关的井下复杂事故;林4平2井地层产状变化较大,整个水平段为波浪型,但水平段井身质量和固井质量均达到了设计要求;蒙平1井钻井周期为35d,同时伴有水侵发生,施工中未出现垮塌现象,表明该钻井液能满足二连油田水平钻井施工的需要。     

徐闻区块复合有机盐钻井液技术

徐闻区块位于北部湾盆地,由涠西南凹陷、乌石凹陷、迈陈凹陷、福山凹陷和雷东凹陷组成。该地区下部地层岩性以微裂隙发育的硬脆性泥页岩为主,坍塌压力系数较大,易发生井壁坍塌,导致钻井过程中井下复杂、事故频繁发生。针对以上地层特点,在该区块积极推广应用了复合有机盐钻井液体系。现场应用表明,该体系具有很强的抑制性和防塌能力。推广应用的3口井与同区块的邻井相比,机械钻速提高了44%,平均钻井周期缩短了近26 d,复杂事故时效大幅度降低,平均井径扩大率减小了50%。说明徐闻区块流沙港组地层的井壁失稳问题得到了明显改善,电测成功率也大幅提高,很好地满足了该区块钻井施工的需要。     

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。