强封堵防塌剂XZ-OSD在准噶尔盆地南缘山前构造带的现场应用

为解决准噶尔盆地南缘山前构造带钻井过程中出现的井壁失稳及井漏问题,通过对目标地区的岩样和掉块进行实验分析,明确了目标地区的井壁失稳机理。根据实验结果知道,主要是地层破碎性、油相损害和强水敏性导致目的地区的井壁失稳。针对井壁失稳机理,采用油基钻井液避免地层强水敏性引起的井壁失稳,并研选了一种油基钻井液强封堵防塌剂XZ-OSD,XZ-OSD粒子通过封堵不同尺寸孔缝,胶结破碎性地层,在岩石表面形成疏油吸附层,避免地层破碎性、油相损害引起的井壁失稳。现场试验表明, 对比邻井,XZ-OSD降低GHW001三、四开阶段井径扩大率46%～49%;对比四开阶段,XZ-OSD降低呼探1井五开井段井径扩大率83.3%。解决了准噶尔盆地南缘地区井壁失稳难题,为该区域优质钻井提供了钻井液技术支撑。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。     

塔河南岸跃满区块三叠系防塌钻井液研究与应用

针对塔河南岸跃满区块三叠系井段井壁垮塌严重的问题,对井壁失稳机理及防塌钻井液体系研究。三叠系地层岩性为泥岩和砂泥岩,黏土矿物含量为28.6%,黏土矿物中伊蒙混层含量45%,岩石吸水后抗压强度下降,现场钻井液密度低于井壁坍塌压力当量密度,这些是井壁坍塌的主要内因。现场钻井液滤失量大、泥饼厚而韧性差,岩屑滚动回收率和线性防膨率低,封堵性差,固相颗粒粒径分布不合理,这些是井壁坍塌的主要外因。通过优选降滤失剂、复合防塌抑制剂,引入防塌封堵剂FTDA等研究出防塌钻井液体系。该体系API滤失量和高温高压滤失量低,泥饼薄而且韧性好;岩屑滚动回收率比现用体系提高15.7%,对砂盘的封堵性提高50%以上。现场应用时钻井液流变性稳定,滤失量低,无卡钻、无掉块现象,平均井径扩大率为10.35%,比该区块平均井径扩大率下降50.24%。该体系的应用为跃满区块三叠系井壁稳定提供一种新的技术思路。      

华北牛东地区深井抗高温防塌钻井液技术研究与应用

华北油田牛东地区油层埋藏深,井底温度超过200℃,且钻井中易发生井壁失稳等复杂事故,常规钻井液体系稠化严重、防塌性能不足。基于深部地层岩样X射线衍射、扫描电镜组构分析结果,进行了深部地层井壁失稳机理及对策研究,结果表明牛东地区深层岩样黏土矿物含量较低,微裂缝发育,钻井液滤失是井壁失稳的主要原因。通过实验优化构建了两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系,并优选了刚性及可变形封堵防塌剂,形成了适合牛东地区的两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系,在牛东101井目的层段(井底温度207℃)进行了试验应用。室内评价结果表明,两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系在240℃热滚前后具有良好的流变、滤失性能,加入复配的刚性及可变形封堵防塌剂后砂床滤失量降低80%以上。现场应用过程中,钻井施工正常,电测一次成功,与邻井同井段相比,平均井径扩大率从56.74%降低为9.6%,实现了安全钻井的目标。该体系及其现场应用技术对牛东地区甚至其他高温超深井钻井具有非常重要的参考意义。图2表7参9     

大庆油田页岩油水平井钻井液技术

为了解决大庆油田齐家-古龙区块页岩油水平井井壁失稳的问题,对古龙区块地质特征、施工难点和失稳机理进行总结分析。针对施工中遇到的井壁稳定、钻井液流变性控制、井眼净化等油基钻井液技术难题,提出相应的技术对策。优选SFD-1、无荧光防塌剂BY和Soltex等关键封堵处理剂,并对目前使用的油包水钻井液配方进行优化和室内评价。实验结果表明,优化后的钻井液具有良好的性能,高温高压滤失量小于3 mL,抗岩屑侵可达30%。该钻井液技术在大庆油田古龙区块**2HC井进行现场试验,施工顺利,井下无复杂事故发生,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大庆油田页岩油勘探开发中具有应用前景。      

油基钻井液在百色油田的应用

百色油田那读组储层具有岩石胶结疏松、水敏性极强的特征,为了提高井壁稳定性及保护油气层,提出了使用油基钻井液。文中通过广泛技术调研形成油基钻井液基础配方,并对其进行常规性能、抗污染性、抑制性及润滑性评价;针对基础配方黏切偏低,对配方中的提切剂加量进行了优选,形成了一套油基钻井液体系方案,并在该区块第1口水平井K8-6HF井进行了首次应用。现场应用表明,油基钻井液性能稳定,失水低,泥饼质量好,井壁稳定性好,封堵防塌能力强,携岩性好,满足现场施工要求,为解决该区块井壁失稳及油气层保护问题提供了新的工艺技术。     

钱1井硬脆性地层井壁失稳机理及钻井液技术

钱1井位于准噶尔盆地东部区块,施工中井壁失稳严重。通过对地质构造,地层理化性能及电镜扫描、施工用钻井液体系分析,明确了井壁失稳机理;采用优选的胺基硅醇和双膜承压剂,研发了胺基硅醇防塌钻井液体系替代现有的铝胺强抑制防塌钻井液,该体系不仅保持原铝胺强抑制防塌钻井液体系的强效抑制性,还提高了钻井液体系的封堵性能。     

硅酸盐钻井液降低易失稳地层钻井液密度可行性分析

珠江口盆地古近系地层在钻井过程中,多口井出现坍塌、卡钻、起下钻遇阻等井壁失稳问题,现场通过增加钻井密度解决垮塌问题,但又出现压差卡钻、钻井时效低的问题。从黏土矿物含量分析、扫描电镜、滚动回收率及膨胀性实验入手,分析珠江口盆地古近系地层井壁失稳原因。古近系地层为微裂缝发育,在钻井过程中井壁周围应力发生变化及钻井液侵入,引起井壁坍塌,继而出现卡钻、起下钻遇阻等问题。为了解决以上问题,结合硅酸盐钻井液抑制性强、封堵性好、可增强岩石强度的特点,降低地层坍塌压力。对硅酸盐水基防塌钻井液进行优化及性能评价,结果表明,其性能参数满足钻井要求,具有提高岩石内聚力、抗压能力的特点,同时与古近系已用PLUS-KCl钻井液、油基钻井液相比,优化的硅酸盐水基防塌钻井液浸泡后岩石具有抗压强度高、内聚力高等特点,其内聚力高达11.7 MPa,是PLUS-KCl钻井液的1.9倍,是油基钻井液的1.5倍,可见在保证井壁稳定的前提下,用硅酸盐钻井液降低地层坍塌压力是可行的。      

大庆油田致密油水平井强抑制防塌水基钻井液技术

针对大庆油田齐家区块致密油水平井钻井过程中存在的井塌、卡钻等问题,在聚磺水基钻井液体系基础上研制出强抑制防塌水基钻井液。室内研究表明,聚合醇和有机硅酸脂的协同抑制作用,可有效降低泥岩、泥页岩水敏性,采用铝基聚合物封堵地层微裂缝,可提高井壁稳定能力。该体系在齐家区块应用5口井,均未出现井壁坍塌和卡钻等事故,平均机械钻速14.5m/h,平均井径扩大率5%,水平段钻进摩阻30~60 k N,有效解决了大庆油田齐家区块致密油藏长水平段水平井钻井中存在的问题,为致密油储层的高效钻进提供了借鉴。     

鄂尔多斯盆地富县区块强抑制强封堵防塌钻井液技术

针对鄂尔多斯盆地富县区块井壁失稳技术难题,从复杂地层的矿物组成、微观结构和理化性能角度,揭示了富县区块刘家沟组、石千峰组和石盒子组井壁失稳机理。泥岩中黏土含量较高,地层孔隙、裂缝发育,为泥页岩水化提供了空间。结合“多元协同”井壁稳定理论,提出“物化封堵/固结井壁阻缓压力传递—加强抑制黏土水化性能—合理密度支撑井壁”的防塌钻井液技术对策。通过单剂优选和配方优化,构建了适用于富县区块的强抑制强封堵防塌钻井液体系,该钻井液体系流变性良好,高温高压滤失量仅为8.4 mL,抑制防塌、封堵能力强,滚动回收率大于90%,400 μm裂缝承压能力达到6 MPa,储层保护性能良好。现场应用表明,新研制的强抑制强封堵钻井液体系能有效控制刘家沟组、石千峰组和石盒子组等地层的缩径、坍塌,显著降低了井径扩大率,提高了机械钻速,无井下复杂事故发生,为保证富县区块“安全、高效”的钻井施工提供了钻井液技术保障。      

页岩气井钻井液井眼强化技术

页岩气地层有着易表面水化剥落掉块、微裂缝发育、脆性好而裂缝易压裂等理化特性,目前,页岩气开发中常用的油基和合成基钻井液体系,起到了很好的防塌防卡效果。但随着开发的深入和地层特性的变化,如钻遇破碎带、裂缝异常发育的地层,采用油基体系仍然会出现大量掉块和严重井塌。为了解决易破碎性地层又垮又漏的复杂情况,需要及时有效地强化已形成的井眼。在钻井液中引入井眼强化剂YH11和BT100,室内实验对加入2种处理剂的钻井液进行了评价,研究出了一套适用于页岩气钻井液的井眼强化技术。该钻井液密度可调范围大,现场可控制在低密度范围1.14~1.50 g·cm-3,该体系抑制能力强,在防漏方面实现了低密度钻进,并且该钻井液体系具有良好的成膜封堵效果,解决了井壁稳定和承压能力低的矛盾,减少了井下复杂情况,确保了井下安全,进一步促进了机械钻速的提高。室内实验和现场应用都表明,井眼强化剂能及时胶结破碎性地带和封堵微裂缝而使井壁变得更致密,大大降低井壁的孔隙度和渗透性,有效阻止液柱压力向井壁孔隙的传递和阻止滤液的深度侵入,减少井壁支撑力的损失,获得防塌和防漏的双重效果。      

延长气田石千峰组与石盒子组井壁失稳机理的研讨

延长气田钻进石千峰组与石盒子组过程中经常发生严重井塌。通过对该气田地应力、坍塌地层岩石力学性能、矿物组分、理化性能的测定,地层3个压力的计算,钻井液抑制性、封堵性、浸泡时间对岩石强度及坍塌压力的影响实验研究,以及对测井资料和已钻井资料的综合研究分析,揭示了该气田钻井过程井壁失稳的机理,为解决该气田井壁失稳技术难题提供理论依据。分析得出井壁失温的潜在因素有:地层属于强硬脆性地层,具有在远低于峰值应力的状态下进入扩容状态的特征,压力波动易导致井周微裂缝扩展、交汇,形成不稳定的高渗带;该气田不存在强构造应力,但存在扭转,地层裂缝发育;地层属于晚成岩期,泥岩泥质含量高,弱分散,中强膨胀,需加强钻井液的抑制水化膨胀作用。井壁失稳的主要原因为:钻井液密度低于地层坍塌压力的当量密度,空井时间过长时会造成坍塌压力增高,进一步加剧井塌;现场所使用的钻井液的封堵性不良,在井壁与微裂缝相交的界面上不能形成有效的封堵。     

长宁区块强封堵油基钻井液技术研究及应用

分析清楚长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的原因,提出强化井眼稳定的钻井液技术对策,对该区块水平井水平段的钻进至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验,揭示了复杂地层的井眼失稳机理,提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”协同的井眼稳定技术对策。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置,优选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂,构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系,其抗温135 ℃,抗盐10%,抗钙1%,抗劣土8%,400 μm宽裂缝的承压能力达5 MPa,0.22和0.45 μm孔径微孔滤膜的滤失量均为0,封堵效果突出,综合性能优于常规油基钻井液。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井,龙马溪组和五峰组水平段均未出现井眼失稳的问题;与同区块采用常规钻井液的已钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%,建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明,强封堵油基钻井液技术解决了长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题,具有较好的推广应用价值。      

南堡中深层复杂岩性地层井壁失稳机理及技术对策

南堡3号构造东二段以下地层在钻井过程中频繁发生井壁失稳现象。通过黏土矿物分析、FMI成像测井、电镜扫描、浸泡及CT扫描分析可知,中深层泥岩微裂缝发育,在钻井压差作用下,微裂缝发生自吸水效应,一方面使得近井壁的孔隙压力升高,另一方面,地层发生水化作用,由于岩石的受力不均使得微裂缝进一步开启;同时流体压力产生的尖劈效应会导致近井壁岩石的崩落和掉块,甚至井塌与井漏相互作用及影响。实验结果表明,井壁稳定技术的关键是对裂缝的封堵,使用了3%高软化点的抗高温封堵剂FT3000,以及SPNH、SMP和0.8%增黏降滤失剂DSP。形成的KCl抗高温封堵钻井液具有较好的封堵性能,可以形成致密的泥饼,渗透失水、砂床失水均较低,回收率大于90%,可以满足现场要求。该钻井液在现场应用后,井眼质量得到有效改善,井径规则,复杂事故率低,钻井周期从2012年开发初期的119.25 d缩短至目前的46.4 d,机械钻速从最初的6.65 m/s提高到12.05 m/s,提速效果显著。     

裂缝性泥页岩地层防塌误区及强封堵防塌对策

对于裂缝发育等破碎性地层,在井筒内外压差作用下钻井液极易沿裂缝等天然通道侵入地层,致使近井裂缝发育带孔隙压力增加,引发泥页岩水化膨胀及强度性能下降,导致坍塌压力增加,从而使得井壁垮塌越加严重,搞清破碎性地层垮塌机理至关重要。结合延安气田石盒子和石千峰组裂缝性泥页岩“越提密度、垮塌越严重”井塌处理误区,指出缺乏对裂缝有效封堵是症结所在。为此提出适用于裂缝发育等破碎性地层“封堵为先、抑制水化、合理密度”的防塌技术对策,在此基础上,优选出延安气田强封堵钻井液配方并在现场成功应用,相关技术思路及研究成果可为类似破碎性地层防塌提供参考。      

巴彦河套盆地临河区块深层井壁失稳钻井液对策

巴彦河套盆地临河区块深层钻井过程中井壁失稳严重,制约油田的高效开发。利用X射线衍射、扫描电镜等分析测试方法对失稳地层岩样的黏土矿物成分和微观结构进行分析,确定井壁失稳原因主要是地层水敏性强,同时微裂缝发育,钻井液滤液侵入后,水楔作用下造成微裂缝扩张,地层水化引起坍塌压力的增加导致剥落掉块。解决井壁失稳的关键是针对性提高钻井液体系的抑制性和封堵性。结合现场钻井液技术需求,引入微纳米封堵剂提高钻井液体系的封堵能力、引入聚胺与KCl配合提高体系的抑制性能。室内实验表明,优化后的钻井液体系页岩膨胀降低率62%,滚动回收率可达90%以上。现场应用3口井,古近系地层平均井径扩大率小于20%,有效提高了巴彦河套盆地临河区块深层井壁稳定性,为油田的高效开发提供了技术支撑。     

钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响

在徐闻区块钻井过程中,钻遇涠洲组时发生了井塌等井下复杂事故,但通过对测井数据和地层3个压力剖面数据分析,发现钻井使用的钻井液密度均高于地层坍塌压力当量密度,且涠三段地层层理裂隙比较发育。利用给出的坍塌压力当量钻井液密度简化计算式,计算了钻井液浸泡后岩心坍塌压力的变化,其结果表明,随着钻井液浸泡时间的增加,岩石强度下降,进而造成地层坍塌压力大幅度增加,岩心浸泡5 d坍塌压力增加了12.15%。对涠三段地层井壁失稳情况及影响因素进行了分析,认为该层位井壁失稳机理为:钻井液封堵性不足以阻止钻井液滤液侵入地层,造成地层强度下降和近井壁孔隙压力升高,进而导致地层坍塌压力升高,诱发井壁坍塌。采用有机盐、包被剂和胺基抑制剂改善了钻井液抑制性,采用ZHFD、QS-4和NFA-25作为封堵剂,形成了强封堵强抑制的有机盐胺基钻井液,延长了井壁坍塌周期,有效解决了涠三段井壁失稳的技术难题。      

微纳米井壁强化技术在长宁“大坝东”区域的应用

长宁公司“大坝东”区域受构造作用、岩性组分等因素影响,龙马溪组微裂缝发育,原生孔径主要分布在0.05～2 μm之间,地层稳定性差,钻进过程阻卡严重,单纯通过上提钻井液密度,未能有效控制井眼垮塌,且钻井现场的封堵类添加剂属于微米级,缺乏纳米级封堵添加剂,不能有效封堵纳米级孔缝,同时不利于形成渗透率更低的封堵层,阻缓井筒压力向地层传递。引入纳米级石墨烯封堵剂,补全钻井液微观固相级配,配合地质力学建模,确定合理的密度,匹配性能调控工艺,形成微纳米井壁强化技术。在宁209H69平台现场应用过程中,钻井液性能稳定,全井段无事故复杂,平均井眼扩大率不大于8%,井径规则,有效地预防了井眼垮塌。