KCl聚合醇钻井液在尼日尔Goumeri油田定向井的应用

尼日尔Goumeri油田2口定向井最大井斜角接近30°,水平位移超过750 m,在钻遇Sokor泥岩时易水化膨胀造成缩径;在钻遇低速泥岩段时泥页岩易剥落,引起掉块或井壁坍塌。现场钻进时,进入Sokor泥岩后,在KCl聚合物钻井液的基础上,引入3%聚合醇防塌剂,利用K+与聚合醇的协同复配作用,形成强抑制性、防塌KCl聚合醇钻井液体系。同时在斜井段混入2%液体润滑剂RH8501和5%柴油(V/V),改善钻井液润滑性,降低发生黏卡的风险。现场试验结果表明,使用強抑制性、防塌KCl聚合醇钻井液,可顺利解决钻遇Sokor泥岩和低速泥岩时地层坍塌、掉块和缩径问题。钻井液润滑性能良好,井壁光滑。在选定井段,井径规则,平均井径扩大率分别只有7.0%和10.9%。     

青西油田下沟组实施精细控压钻井可行性分析

玉门青西油田下沟组储集层属于典型的裂缝—孔隙型双孔介质储层。由于抽吸压力过大,起钻时容易产生井壁垮塌或者掉块现象,下钻时容易产生井漏现象。该区Q2—58井下沟组段最小漏失压力与最大坍塌压力当量钻井液密度之差为0.01 g/cm~3,环空循环压耗当量钻井液密度为0.10 g/cm~3,存在典型的"窄密度窗口"特征,下沟组储层在钻进过程中整体上存在上有坍塌或者掉块下有漏失的复杂状况。精细控压钻井技术通过软件分析自动计算环空压力损耗和井底压力,动态控制井口回压,维持井底压力在设定的范围内,能有效解决下沟组存在的"窄密度窗口"问题,能减少井下复杂,提高钻井时效。     

低活度强封堵钻井液体系在准中2区的研究与应用

针对准中2区侏罗系地层钻井技术难点,提出了钻井液体系优选思路,确定了钻井液活度,研发了低活度强封堵钻井液体系。对低活度强封堵钻井液体系的常规性能、抑制性能和封堵性能进行了评价。室内评价和现场应用表明,低活度强封堵钻井液流变性好,中压和高温高压滤失量低,对头屯河组泥岩抑制膨胀效果优于模拟地层水和聚磺钻井液,岩屑一次回收率均达到90%以上,砂床侵入深度为0.75 cm,压力传递时间较4%基浆延长6.87倍,成斜2井三开目的层头屯河组平均井径扩大率6.4%,三工河组平均井径扩大率3.95%,钻井液体系抑制防塌性能优良。     

米桑油田盐岩层定向钻井的井壁稳定性研究

定向井穿越复合盐膏层,易遭遇溢流、井漏、井塌、阻卡等钻井复杂情况。联系伊拉克米桑油田盐膏层地质实际,在盐岩层定向钻井的井壁稳定性问题研究中引入瞬时弹性分析法和有限元分析法,推导建立了瞬时弹性坍塌压力、破裂压力及控制井眼盐岩蠕变收缩的钻井液密度计算模型。通过对米桑油田X井盐岩岩心进行三轴蠕变实验测试,利用模型计算分析了X井盐岩层的坍塌压力、破裂压力及安全钻井液密度。结果表明,盐膏层水平与垂直方向力学性质差别明显,各向异性突出,弹性模量低,水平方向泊松比高,盐膏层的安全钻井液密度窗口为2. 31～2. 50 g/cm~3。研究成果应用于米桑油田盐岩层钻井方案设计,有效解决了井壁稳定问题。     

征1-斜5井钻井液技术

征1-斜5井位于准噶尔盆地中央隆起带中部征1区块。该区块地层岩性复杂,钻井液技术难度大。针对不同井段地层岩性,使用聚合物抑制封堵钻井液体系和铝胺润滑防塌钻井液体系,辅助相应的现场钻井液维护处理工艺,保证了施工的顺利进行,解决了吐谷鲁群地层水化引起的起下钻遇阻及泥包钻头、侏罗系坍塌掉块及长裸眼定向过程中井壁失稳的难题;机械钻速较邻近同井深直井高,达到了优快钻井的目的。     

绒囊钻井液在煤层气延3U1-P井的应用

煤层气延3U1-P井属于排采井,在三开钻井施工中,选用绒囊钻井液在煤层段水平钻进,通过加入成核剂、成膜剂、囊层剂、绒毛剂等形成绒囊钻井液体系,保持钻井液较低的密度,保持井壁稳定、保护煤层,满足了钻井需要和井下安全、保证无掉块垮塌等现象。     

大港滩海大位移井井壁稳定技术研究

大港油田主要采用大位移井开发滩海油气资源.在2008年埕海二区大位移井钻井中遭遇了严重的井壁坍塌,单井平均事故复杂时效达22％,严重影响大位移井的安全.通过对油页岩层理弱面强度测定、斜井井壁应力分析、井眼轨迹对坍塌压力和破裂压力的影响分析、井壁稳定的力学和化学对策的研究,指导井眼轨迹优化设计、安全泥浆密度窗口确定及钻井液性能改进,现场应用效果显著.     

鄯善,丘陵油田西山窑油层开发井钻井液技术

针对鄯善、丘陵油田西山窑油层开发井简化井身结构后,裸眼段长,易漏失层段、易坍塌层段和造浆严重层段同时存在,井下复杂情况频繁的情况,采取突出钻井液造壁性和封堵能力、强化钻井液抑制性和提高润滑性措施的技术路线,并在现场实际应用,收到显著的成效。     

冷家油田防漏钻井液体系与化学固结堵漏技术

针对冷家油田目的层的渗漏普遍和井漏程度严重等问题,根据室内实验结果,改进钻井液配方,优选化学固结堵漏剂。实验结果显示,按新配方形成的强化封堵钻井液体系具有良好的封堵性能,优选的化学固结堵漏剂与钻井液配伍性好、抗压强度高。现场应用结果表明,采用强化封堵钻井液能够大幅度减少井漏事故的发生;运用新型化学固结堵漏技术,一次性堵漏成功率可达100%。     

平桥地区钻井复杂情况地层压力分析

做好地层孔隙流体压力、坍塌压力和破裂压力的预测工作,对预防井下复杂情况,为钻井设计和施工提供合理化建议具有重要意义。平桥地区五峰组地层井壁稳定性差,钻井中掉块、阻卡、井漏严重,钻探面临较大挑战。针对X平台井下复杂情况,通过对焦页X-3井新井眼测井资料进行三压力分析,验证了平桥地区五峰组1号层与龙马溪组3号层、2号层三压力变化较大,确定钻井液性能梯度变化对井壁稳定性的影响关系,结合区域资料及现场钻井液应用情况得出该平台三压力参数,为该平台及周边邻井的设计及施工提供了相对可靠的数据支持及技术支撑。     

微锰矿粉与重晶石加重油基钻井液差异性分析

重晶石是油基钻井液的主要加重剂,但是其加重的高密度油基钻井液存在诸多问题。为了探究微锰矿粉在油基钻井液中的适用性,采用激光粒度分析仪和扫描电镜分析了重晶石和微锰矿粉的粒度分布和微观形态,对比分析了重晶石油基钻井液体系和微锰矿粉油基钻井液体系在流变性、失水造壁性、润滑性、沉降稳定性、储层保护性能方面的差异。结果表明,在低密度条件下,微锰矿粉体系和重晶石体系差异小;在高密度或超高密度条件下,微锰矿粉体系低黏高切,泥饼黏滞系数小于0.10,沉降密度差小于0.03 g/cm³,酸溶后渗透率恢复率大于95.00%,其流变性、润滑性、沉降稳定性、储层保护性能均优于重晶石体系;微锰矿粉体系比重晶石体系失水量大,泥饼质量差,建议将微锰矿粉中复配重晶石以提高体系的失水造壁性。研究结果全面揭示了微锰矿粉油基钻井液体系和重晶石油基钻井液体系性能的差异,对微锰矿粉改善高密度、超高密度油基钻井液的性能提供支撑,也为超高密度油基钻井液加重剂应用提供了新的发展方向。     

史12井钻井液技术

史12井是一口预探井,位于山东省东营市东营区龙居乡大孙村西北距离约650m。设计井深3750m,实际完钻井深3801m。该井上部地层易造浆,下部沙河街地层易井壁失稳产生掉块,造成井下复杂,过高的钻井液密度会损害油气层。针对该井不同地层段的实际情况,在室内实验基础上确定上部施工采用聚合物钻井液体系,下部采用聚磺聚合醇钻井液体系,并制订了相应的维护措施,应用低密度钻井液顺利完成了施工任务,有效地保护了油气层。     

泥页岩水化时效评价方法研究

目前钻井过程中的一大技术难题是泥页碉与钻井液接触后,钻井液中滤液和微细颗粒可能进入泥页岩,引起泥页岩力学性质发生变化,强度下降,从而引发一系列井下复杂情况和事故,妨碍油气勘探开发的过程。在研究该问题时,需要了解页岩的水化特性,了解泥页岩水化过程中强度变化等。这些都需要适合的试验方法来测试和分析。针对泥页岩水化后强度降低的特点,研制出泥页岩水化时效评价仪器。该仪器结构紧,操作方便,能自动采集处理数据并打印出结果,具有较高的测量精度。测试数据和曲线对于分析不同泥页岩的水化特征和优选抑制性钻井液处理剂及防塌钻井液配方具有重要作用。     

钻井用耐剪切堵漏剂DLJ-5的性能

针对裂缝性地层钻井过程中,常规的桥塞堵漏材料堵漏效果不佳或者堵漏后发生重复性漏失的难题,通过引入锂皂石,研制出了一种耐剪切的钻井液堵漏剂DLJ-5,借助激光粒度分析仪和衍射仪研究了其微观形貌,并对其吸水膨胀性能、耐剪切性能以及与钻井液的配伍性进行了评价,最后研究了DLJ-5的堵漏性能。结果表明,研制出的堵漏剂DLJ-5的平均初始粒径为204.5μm,内部的有机和无机双网络结构提高了堵漏剂的强度。堵漏剂DLJ-5在50℃模拟地层水条件下的膨胀倍数为35.52,具有很好的耐剪切性能,与长庆油田钻井液的配伍性好,在高矿化度地层具有一定的堵漏承压性能。该耐剪切堵漏剂在裂缝性地层的钻井过程中具有广泛的应用前景。     

呼图壁低压水敏储层保护钻井液技术

枯竭气藏型地下储气库地层压力系数低,钻完井中储层保护难度大.针对呼图壁储气库水平井大压差钻完井中井筒工作液深度侵入储层造成严重储层损害的难题,通过储层岩石的矿物组分分析和膨胀性、润湿性、自吸钻井液滤液的渗透率损害率测定,分析了呼图壁储气库储层损害的主要方式,即强水敏地层的黏土水化膨胀和致密储层的液锁损害;提出了强化抑制...     

评价钻井液完井液对裂缝性地层封堵效果的新方法

泥页岩比表面积测定方法，泥页岩水化膨胀测定方法、钻井液泥饼压缩性评价方法等现有诸多评价方法，都是针对泥页岩地层垮塌进行的研究，而对如何稳定破碎性地层及裂缝发育地层，目前还没有一种可行性的评价的方法。探讨了利用38742型泥浆失水仪来评价钻井液、完井液的封堵效果，实验结果表明：该法是现场评价钻井液、完井液封堵的评价方法。     

抑制钻屑形成泥球的钻井液研究

针对渤海DHD32－6油田钻井中钻屑形成泥球的突出问题，依据钻屑形成泥球的原因分析，采用粘结法、全角滚动法实验方法，评价了自己 “FNJ－1”型防粘结剂的抑制钻屑结作用效果，并应用该剂于渤海QHD－32－6油田上百口井的钻井试验中，取得抑制钻屑形成泥球的显效果。     

肯基亚克盐下油田的钻井液技术研究

肯基亚克盐下油田的主要地质特点是:下二叠系盐层发育,在盐丘主体部位钻井,盐层厚度可达3 000 m;石炭系灰岩油层孔隙压力系数高达1.90～1.94,钻井液安全密度窗口窄,溢漏同层,极易出现先漏后喷的复杂局面.因地质条件引发的复杂事故严重制约了肯基亚克盐下油田的钻井工作.针对肯基亚克盐下油田复杂地质条件,研究开发了钻井液体系及配套技术,经2002、2003年肯基亚克盐下油田9口井的应用,钻井复杂事故率大大降低,钻井速度显著提高,原油产量大幅上升,钻井成功率达100%,取得了良好的效果.     

Finite element analysis for inclined wellbore stability of transversely iso-tropic rock with HMCD coupling based on weak plane strength criterion

The finite element analysis (FEA) technology by hydraulic-mechanical-chemical-damage (HMCD) coupling is proposed in this paper for inclined wellbore stability analysis of water-sensitive and laminated rock, developed basing on the recently established FEA technology for transversely isotropic rock with hydraulic-mechanical-damage (HMD) coupling. The chemical activity of the drilling fluid is considered as phenomenological hydration behavior, the moisture content and parameters of rock considering hydration could be determined with time. The finite element (FE) solutions of numerical wellbore model considering the chemical activity of drilling fluid, damage tensor calculation and weak plane strength criterion for transversely isotropic rock are developed for researching the wellbore failure characteristics and computing the time-dependent collapse and fracture pressure of laminated rock as shale reservoirs. A three-dimensional FE model and elastic solid deformation and seepage flow coupled equations are developed, and the damage tensor calculation technology for transversely isotropic rock are realized by introducing effect of the hydration and the stress state under the current load. The proposed method utilizing weak plane strength criterion fully reflects the strength parameters in rock matrix and weak plane. To the end, an effective and reliable numerically three-step FEA strategy is well established for wellbore stability analysis. Numerical examples are given to show that the proposed method can establish efficient and applicable FE model and be suitable for analyzing the timedependent solutions of pore pressure and stresses, and the evolution region considering the hydration surrounding wellbore, furthermore to compute the collapse cycling time and the safe mud weight for collapse and fracture pressure of transversely isotropic rock.