深井抗高温泡沫钻井液技术研究与现场试验

常规泡沫钻井液在深部地层高温条件下存在稳定性差、抗压能力弱以及携岩能力差等问题,同时在钻遇油层时容易消泡,为解决该问题,研究了深井抗高温泡沫钻井液。通过研制关键处理剂FPTO-1（发泡剂）、WPTO-1（稳泡剂）和YZTO-1（页岩抑制剂）,并对其加量进行优选,形成了6组深井抗高温泡沫钻井液配方;通过室内性能试验,从抗高温、抗原油污染、抑制性和抗高压性能方面综合评价,优选了钻井液配方。室内试验表明,深井抗高温泡沫钻井液可抗温150℃、抗油30%、抗压28 MPa。该钻井液在哈深2井三开3 837.00~5 173.50 m井段进行了现场试验,结果显示,在温度达到137℃时该钻井液性能依然稳定,并具有良好的携岩能力。研究结果表明,深井抗高温泡沫钻井液突破了常规泡沫钻井液应用井深的极限,且综合性能优良,具有现场应用价值。      

深水钻井抗高温强抑制水基钻井液研制与应用

深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题,需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体,采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap;以Cap为主要处理剂,并优选其他处理剂,构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明,低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小,包被抑制作用强;深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好,可抗160 ℃高温,高温高压滤失量小于9 mL,三次岩屑滚动回收率大于70%,抑制性强,可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl₂和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验,取得了良好的应用效果,解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题,具有现场推广应用价值。      

抗220℃水包柴油钻井液在NP36-P3002井的应用

南堡油田3号构造寒武系毛庄组埋藏深达5 100~5 300 m,储层温度高达200℃以上。为满足该构造深井水平井欠平衡钻井技术要求,室内通过优选乳化剂和高温稳定剂,研究形成了抗高温水包柴油钻井液体系。现场应用表明,该体系在200℃以上具有良好的抗温性和流变性,且防塌能力强,良好的润滑能力能够满足大位移水平井的定向、钻进等作业需要,且性能稳定,易于调节,此次抗高温水包柴油钻井液的成功应用为该构造潜山水平井钻井提供了技术支持。     

南堡3-81井四开钻井液技术

南堡3-81井作为冀东油田首口超深井,钻探目的是探明南堡3号构造沙河街组、潜山的含油气情况。为了克服四开井段(4 384~5 939 m)大段硬脆性泥岩易失稳和井底异常高温的技术难题,应用了KCl抗高温钻井液体系,但在实钻过程中出现了气侵、CO2污染、钻井液高温增稠、掉块、卡钻、摩阻扭矩大等井下复杂情况,导致钻井施工困难。现场通过及时采取提高钻井液密度、加入生石灰处理、增强钻井液抗温性、强化钻井液封堵性和润滑性等技术,并加强工程措施配合,较好地解决了施工中存在的各项问题,确保了该井四开钻井施工的顺利完成。这对冀东油田超深井高温钻井液的现场应用具有较好的借鉴意义。     

南堡5-4井抗200℃高温钻井液的研究及应用

南堡5-4井是部署在南堡油田5号构造海上的第一口深探井,完钻井深为5700 m,预测井底温度约为200℃,常规钻井液难以满足该井钻探的需要.通过对钻井液处理剂和配方的评价与优选,研究出了一套抗200℃高温海水钻井液,其具有良好的抗高温流变性能和热稳定性,可满足海上深井钻井需要.现场应用证明,该抗高温钻井液配方简单,现场处理、维护方便,性能稳定易调整,并可由上部井浆进行转化,保持了钻井液应用的连续性,显示了其良好的经济性.     

抗高温水基钻井液在龙岗地区的应用

针对龙岗地区深井段的工程地质特点,进一步优化抗高温水基钻井液体系,配制了高温热稳定性优良、抗盐钙污染能力强、抑制性能好的抗高温水基钻井液。在龙岗地区剑门1井、龙岗（301-3井、龙岗19井及龙岗29井进行了现场应用。室内及现场试验结果表明,该钻井液体系抗温达180℃、抗盐达15％及抗钙大于1000mg／L;钻井液综合性能优良,可有效减少井下复杂情况,能够满足该地区深井段安全快速钻井的要求。     

南堡13-1706井四开钻井液技术

南堡13-1706井是一口大位移大斜度深井,四开井段存在井眼净化困难、摩阻扭矩大、井壁失稳、井下漏失、井底高温等问题。研究问题产生的机理,提出运用井眼净化和井壁稳定技术的相应对策,在现场施工中优化钻井液配方、优选流变参数,使钻井液具有良好的携岩性、润滑性、井壁稳定性和高温稳定性。在实钻中,配合合理的钻井工程措施,顺利完成了该井四开钻进及完井施工。     

抗高温聚束钻井液在南堡3-15 井的应用

南堡油田3 号构造中深层东营组和沙河街组地层垂深在4 000 m 以上,地温梯度为（3.66～4.05 ℃）/100 m,极易发生井壁失稳、井漏、CO2 污染,同时储层水锁严重,地质要求对荧光进行严格控制。针对以上钻井液系列难题,室内研究了一种抗高温聚束钻井液体系,该体系是在以往低自由水钻井液体系的基础上,增强了钻井液高温条件下稳定性及微纳米级泥岩孔缝封堵能力等特性。通过在南堡3-15 井的应用表明,该体系具有良好的流变性、润滑性、抑制性和低滤失性,解决了中深部地层井壁稳定和井漏问题,高温稳定,抗污染能力强,实现了长位移井段低荧光钻进,且能提高机械钻速、缩短钻井周期。      

渤海湾超深井牛东1井钻井液技术

牛东1井完钻井深为6027m,井底温度达203℃.该井沙河街组地层复杂,膏岩段长,地层应力大,泥岩水敏性强,极易垮塌掉块;雾迷山灰岩存在破碎带,垮塌严重;三开井眼大、裸眼段长,携岩困难,井壁稳定性差.针对该井地层特点,三开、四开使用了强抑制抗高温携岩性好的复合有机盐钻井液,解决了沙河街组地层特殊岩性井段垮塌的难题,五开使用耐高温抗污染防塌钻井液解决了灰岩破碎带垮塌难题,保证了这口高难度井的各项施工安全.     

顺北油气田鹰1井超深井段钻井液关键技术

鹰1井是顺北油气田的一口超深重点风险预探井,设计井深9 016.85 m（垂深8 603.00 m）。该井超深井段志留系柯坪塔格组与奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、志留系裂缝性地层和奥陶系破碎性地层,在钻进过程中易出现井眼失稳、井漏、坍塌掉块等井下故障。为此,通过室内试验研究,分析了该井超深井段硬脆性泥岩地层井眼失稳机理、强压力敏感性裂缝性地层漏失原因及破碎性碳酸盐岩地层井眼失稳原因,应用“多元协同”井壁稳定基本理论,构建了SMHP–1强抑制强封堵钻井液,并制定了针对性强的防塌防漏技术措施。该井顺利钻穿大段硬脆性泥岩、裂缝性地层和破碎性地层,未发生井眼失稳及钻井液漏失,顺利钻至井深8 588.00 m完钻,创亚洲陆上井深最深纪录。现场应用表明,SMHP–1强抑制强封堵钻井液能够解决深部地层大段泥岩及破碎性地层的井眼失稳与漏失难题,为国内外深井超深井安全钻进提供了技术借鉴。      

海上复杂易垮塌地层高性能油基钻井液研发与应用

南海西部北部湾盆地涠西南油田涠洲组地层受构造应力及地层高含硬脆性泥页岩影响,井壁失稳风险极高,传统油基钻井液在钻进涠二段过程中不断出现起钻困难、井壁失稳和固井质量差等诸多问题。在分析传统油基钻井液应用情况的基础上,通过对乳化剂、封堵剂以及提切剂等处理剂优选,研发了新型高油水比（95∶5）高性能油基钻井液体系,该钻井液具有良好的井壁稳定、封堵能力以及优异的ECD控制能力,抗劣质土污染可达15%,岩心被钻井液损害后渗透率恢复值在90%以上,返排压力为0.4 MPa,具有良好的储层保护能力,并可提高机械钻速和起下钻效率。现场应用结果表明,高性能油基钻井液钻进涠洲组二段地层时,钻井液流变性稳定,封堵性强,井眼清洁效果好,ECD值低,未发生井漏现象,井深2 500 m钻井周期为8.09 d,较前期开发井钻井周期降低48%,储层保护效果良好。为今后北部湾海域类似油田开发提供了良好借鉴。      

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000~5 600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

涪陵页岩气水平井油基钻井液技术

涪陵焦石坝区块采用水平井开发方式,水平段长1 500 m以上,水平井段为龙马溪组下泥岩段,页岩黏土矿物含量高,脆性强、微裂缝发育,易发生垮塌掉块造成井下事故;井底垂深大于3 500 m,深层页岩气开发,面临着井温升高、携岩带砂要求越来越高、部分井发生垮塌掉块、起下钻遇阻卡的问题,部分井发生失返性漏失,消耗了大量的人力、物力。对柴油基钻井液体系进行了研究,结果表明该体系具有良好的抗温性、在低油水比（70:30）下仍然具有稳定的性能,随钻堵漏材料（粒径级配的高纯超细碳酸钙+有机胶凝漏失控制材料）能够封堵2 mm的裂缝,承压强度达7 MPa,纳米封堵剂（纳米石墨粉和超细海泡石纤维组成的混合物）能够封堵0.1 mm裂缝,承压达到20 MPa。现场应用结果表明,该体系具有良好的井壁稳定能力,井径扩大率低,平均小于3%,润滑性好,起下钻摩阻低,钻井液性能稳定,易于维护处理,能够解决井漏、井垮等复杂情况。柴油基钻井液完全适用于涪陵区块的页岩气水平井钻井施工。      

张海39-39Z分支井钻井液技术

张海39-39Z分支井是大港油田第一口真正意上的四级分支井。根据该地区地层特性,综合考虑该井的井身结构、工艺特点、分支井眼工序复杂、保护油气层以及环境保护对钻井液的要求等,结合以往该地区钻井所用钻井液体系应用效果及其现场技术,张海39-39Z分支井在主井眼一开浅地层采用膨润土-聚合物钻井液钻进,二开明化镇组采用聚合物钻井液、进入馆陶组转化为硅基防塌钻井液钻进,主井眼三开及分支井眼均采用有机盐钻井液钻进,较好地满足了分支井不同阶段钻井与其它作业施工要求,钻井液性能稳定,效果明显。该井以合理的流变性能解决了井眼净化问题,以控制合理的有机盐含量和膨润土含量保证了钻井液抑制性、稳定性问题,运用合理的钻井液密度等解决了井壁稳定问题,为今后采用常规钻井液体系及其现场技术完成类似分支井作业提供了借鉴意义。      

抗240℃高密度复合有机盐钻井液在翼探1井的应用

翼探1井是中油股份公司在青海油田柴达木盆地柴西北区南翼山构造较高部位部署的一口重点风险探井,设计井深6500 m,完钻井深6194.22 m,目的层E₃1、E₁₊₂、基岩。钻探目的是探索南翼山构造E₃1和基岩含油气性,为下一步研究和勘探部署提供依据。南翼山地区E₁₊₂下部地层以前无钻井史,钻遇地层条件复杂,高陡构造,存在3条断裂带、破碎带和膏泥岩。其E₃2、E₃1、E₁₊₂地层裂缝发育,易漏易涌,多层高压盐水伴CO₂酸性气体,盐水中Cl-含量达235 000 mg/L,CO₂侵地面监测浓度高达75%以上,钻井液密度高达2.32 g/cm3,且存在多套硬脆性碳质泥岩破碎地层,极易发生垮塌掉块、井斜。该区域显示异常高温,因为测井公司高温仪器受限,无法实测井底温度,该区地温梯度在（3.80~4.30）℃/100 m之间,以及钻井液出口实测温度达到102℃,钻井液维护处理量达到井眼容积的10倍以上,从以上资料计算,以及钻井液材料与体系循环稳定周期等综合分析,预测该井井底温度在235~266℃之间,给钻井液工作提出了严峻挑战。为解决超高温、高密度、井壁稳定、酸性气体污染、窄窗口漏失等技术难题,优选采用了渤海钻探泥浆技术服务分公司的发明专利技术,即抗240℃高温的高密度复合有机盐钻井液。在此技术基础上,结合井下地质、工程实际情况,施工现场对配方进行了优化调整,引入抗240℃高温的滤失控制材料,引入刚性和塑性材料组配的随钻锲入封堵防漏材料,以及纳米类化学吸附护壁防塌材料,并提供良好的“非氧还原”钻井液环境,通过精心施工,取得了较好效果。全井施工顺利,钻井液高温流变性良好,高温高压滤失量控制在12 mL以内,较好地解决了高温流变性、沉降稳定性、漏失、破碎性地层垮塌、酸性气体污染等一系列钻井液技术难题。      

巴基斯坦北部区块抗高温高密度柴油基钻井液体系

巴基斯坦北部区块地质条件复杂,地层重复反转,油气埋藏深,井底高温高压,二开井段存在长段页岩层,易吸水膨胀、垮塌,三开井段存在盐膏层易缩径、卡钻,同时盐水侵入污染高钻井液密度易造成钻井液流变性恶化,难以控制,导致该区域钻井作业异常艰难,使其成为巴基斯坦乃至世界上钻井最复杂的地区之一。针对上述难题,同时满足当地油公司的技术要求,以0#柴油为连续相,氯化钙水溶液为分散相,通过处理剂和加量优选形成了一套柴油基钻井液体系。室内评价结果表明,该钻井液抗温达180℃,最高密度达2.20 g/cm3,老化前后破乳电压大于1200 V;有良好的沉降稳定性;在高温高压下仍能保持较好的流变性,对重晶石的悬浮稳定性好,具有良好的携带岩屑能力;且具有抗15%盐水、10%页岩和石膏污染的能力,满足巴基斯坦北部区块钻井作业的应用需求。      

干热岩抗高温环保水基钻井液体系

传统能源储量日益减少，干热岩类新型能源的开发变得尤为重要。然而干热岩井底温度较高、井深较深且存在造斜井段、其周边有自然保护区，对钻井液的高温稳定性、环保性有着严格的要求。如果能设计高效的抗高温钻井液体系，将会对干热岩的开发起到事半功倍的效果。因此对30余种处理剂进行常规性能测试与热滚老化实验，通过控制变量、正交实验等方法，根据干热岩特征对钻井液的组分、含量进行设计筛选，得到一套干热岩抗高温钻井液体系，并对该体系在不同温度、密度、老化时长的条件下进行抗温性能测试。实验结果表明，该钻井液体系在240 ℃高温下依然有较好的高温稳定性；该体系采用聚合物类处理剂，其内部形成的网架结构稳定，不易被高温破坏，同时针对地层特点而设计的泥饼薄且有韧性、对井壁侵蚀性较小；除此之外还采用了白色无污染原材料，不含磺化、油基成分，性能环保，对周边环境污染性小。      

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4000~5600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

DUKHAN油田水平井钻井液技术

DUKHAN油田是江苏油田钻井处在卡塔尔承钻的区块，该区块井多为水平井，井深为3000～3200m，水平段长1000～1500m。针对该区块地层易漏、垮塌和造浆性强等特点，在不同的井段采用了不同的钻井液体系。即一开井段用清水／高粘度胶液；二开井段用高密度聚合物膨润土钻井液；三开用低固相聚合物钻井液；四开井段采用无损害无固相聚合物钻井液。现场应用结果表明，该套钻井液体系具有较强的抑制性，能保持较高的动塑比，提高钻井液的携砂和润滑能力，解决了上部地层井漏、垮塌和地层造浆，以及增斜段、水平段的携砂、润滑性问题，保证了DUKHAN油田钻井施工的顺利进行。     

一种环保型抗高温钻井液技术

随着中国对环境保护要求力度的加大,传统的磺化类、矿物油类材料使用受限,同时勘探开发向着更深发展,完钻井深不断增加,温度越来越高,目前国内环保钻井液仅能抗温达180℃,难以满足环境敏感区域深井施工要求。因此,研制合成了新型环保抗高温增黏剂BZ-ZNJ、环保抗高温降滤失剂BZ-KGJ等处理剂材料,复配其他环保处理剂,最终形成了一种环保抗高温钻井液体系。该体系抗温达到230℃,在230℃下流变性能可控,黏度切力满足施工要求,抗盐达到饱和,抗钙达到1.5%,抗黏土侵10%,钻井液的EC₅₀大于30 000 mg/L,属于无毒,金属离子含量均低于标准值,满足环境保护要求。该体系具有较好的应用前景。