高密度油基解卡液的抗污染性能评价

近年来大斜度定向井、水平井逐渐增多,压差粘附卡钻事故也时常发生,由于使用油基解卡液处理压差粘附卡钻效果好、解卡成功率高,得到广泛应用。在以往油基解卡液的配方研究和效果评价方面研究基础上,以川西北某井卡钻泡油基解卡液造成循环通道堵塞的案例进行抗污染性能评价实验和研究分析,在深井超深井的高温高压条件下,解卡液密度越高的高温沉降稳定性控制越难,与组分复杂且劣质固相含量高的高密度钻井液、高密度堵漏浆之间的污染程度越大。针对井浆密度超过2.00 g/cm³时,解卡液密度最好低于1.85 g/cm³,同时应在解卡液前后注入隔离液减小污染程度。     

高古5井固井方案优选及施工

高古5井是中石化的一口重点预探井,设计井深5000m,由于技术套管下入过浅,钻遇了断层和多套复杂地层。为发现和保护油气层,甲方要求降低钻井液密度,而导致井下坍塌掉块、起下钻遇阻、卡钻等复杂情况的多次发生,井眼几近报废。钻井复杂情况的发生给原设计的尾管固井带来了更加艰难的问题,经过多次技术论证,改变固井工艺并采取配套技术措施,优选抗高温大温差水泥浆体系,保证了固井施工的顺利,对于复杂深井完井固井具有借鉴意义。     

京11平1井钻井液技术

京11平1井是别古庄区块京11断块的第一口水平井。该断块原始油层压力系数为0．98～1．10，但由于长期注水，局部层位压力系数在1．70以上，同时存在压力亏空层，极易发生压差卡钻事故。该井选用了黑色正电胶聚合物混油钻井液，从严格控制有害固相，改善泥饼质量、流动性，提高泥饼封堵能力、润滑性、悬浮携带能力等方面进行钻井液的维护处理，确保了该井顺利完钻，电测固井顺利，钻井周期只有33．5d。该井在同一裸眼段相继出现了高压油气水侵，频繁发生溢流现象，大幅度提高密度后导致井漏，但由于措施得当，井漏仅损失43．5h。     

SBM-Ⅱ合成基钻井液体系的研究与应用

为了解决渤海BZ25-1油田A平台沙河街井段压差粘卡问题,降低密度窗口较窄情况下东营组井漏风险,开发了SBM-Ⅱ合成基钻井液体系,并在BZ25-1油田A4井得到成功应用。SBM-Ⅱ合成基钻井液体系具有低密度和较高固相容量限的特点,在较高泥浆密度下具有良好的泥浆流变性和稳定性,并具有较低的高温高压滤失量;可以提高泥饼质量,降低井漏风险;更适用于高密度深井钻井作业,可提高机械钻速。     

压差卡钻新模型的建立与分析

压差卡钻的准确预测对于预防和减少钻井过程中卡钻事故的发生具有重要意义,目前的压差卡钻模型缺乏对钻井液泥饼与井壁压力关系的研究,模型不完善。在前人研究的基础上,根据钻井液泥饼的性质,结合压差、钻具与井壁的封闭接触面三因素建立压差卡钻预测新模型。通过压差卡钻机理分析和实例计算表明,钻井液在井壁上所形成的内泥饼与外泥饼的渗透率越接近,井壁处的压力越高,有利于预防压差卡钻的发生;如果外泥饼的质量越好,泥饼薄且耐压缩性好,发生压差卡钻后,所产生的黏附力就越小,也易解除,从而真正预防压差卡钻的发生。该研究为现场预防压差卡钻事故和钻井液设计提供了理论指导。      

窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术

针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。      

高密度水包油钻井液在磨005-H8井的应用

以川中磨溪构造嘉陵江组为目的层的水平井，在钻井过程中均发生了不同程度的压差粘附卡钻，部分井除多次发生高压差卡钻外，还发生了下套管不到位等技术难题。针对这些难题，研制了一套高密度弱凝胶、无土相水包油钻井液体系。通过在川中磨005 H8井的应用表明，该体系具有较好的抗盐、抗钙能力，润滑性接近油包水钻井液体系，在起钻接单根与起下钻过程中摩阻较小，体系的性能十分稳定，维护处理简单，现场操作性强。     

非常规短尾管固井技术在大斜度井的应用

中75井第四次开钻采用天然气钻井，井眼严重垮塌，井下情况比较复杂，仅钻进7.23 m即发生卡钻事故。为继续采用天然气钻井提供有利条件，正确评价中坝构造须三段目的层，决定对Φ152.4 mm井眼已钻大斜度复杂井段2351.24～2390.00 m进行尾管固井作业。鉴于尾管悬挂井段井斜角达67°,裸眼井段垮塌非常严重，井径极不规则，且已形成3个小井眼，尾管段长度超短，重量超轻，因而，若按常规方法操作，尾管下入、悬挂、倒扣等十分困难，风险极大；若无切实可行的技术措施，周密细致的施工方案，极可能导致该次固井失败，甚至引起新的事故发生，从而危及到钻井的成败。采用非常规短尾管固井技术，是该项技术在大斜度定向井的创新应用。该井的施工成功为大斜度定向井尾管固井作业提供了好的范例。     

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。      

大斜度井防粘卡超高密度钻井液

防止泥饼粘卡、是钻大斜度高压差井的技术关键防粘卡超高密度钻井液,是钻大斜度高压差井急需解决的突出难题本文结合井斜21、最高压差14.5MPa的草16井实钻特点,介绍了大斜度井防粘卡超高密度钻井液的配方、工艺要领及组分特点,分析认为:单一的防粘卡技术工艺难以解决大斜度高压差井的粘卡,而以磺化体系混入柴油8-12%,添加乳化剂、石墨粉、沥青类处理剂和钢化玻璃球(或塑料小球)、并强化固控为内容,达到严格控制HTHPH、K及Kf三大指标,增强泥饼表面润滑性,提高泥饼可压缩性,降低泥饼渗透率和减小钻具与泥饼的接触面积为目的的综合防粘卡措施,能成功地解决大斜度高压差井极易粘卡的问题     

文13-侧305井深部开窗侧钻井固井技术

文13-侧305井是1口双靶侧钻定向井,目的层是文13东块沙三中8~10油组,井深3700 m。在?139.7 mm套管内开窗侧钻,下入?101.6 mm尾管固井,套管重叠段单边间隙仅9.88 mm,钻井液密度1.78 g/cm3,漏涌并存,固井施工难度大,是目前国内最深的一口?139.7 mm开窗侧钻井。通过在下套管前调整钻井液性能,试验钻具静摩阻及承压,优选尾管悬挂器,水泥浆采用AMPS共聚物降失水剂,配合中温缓凝剂,较好地控制了高温下水泥浆的失水,解决了顶部强度发展慢等问题。使用配套固井工艺,固井施工顺利,解释固井质量为优质。该井的成功经验,为中原油田深层开窗侧钻开发老油田提供了技术支撑。     

F19井沥青侵及相关井下复杂情况的处理

F19井212.7 mm井眼裸眼段长达2 445 m。与邻井相比,地层压力系统发生了明显的变化,高压沥青、盐水层与多个低压薄弱层共存,钻井液安全密度窗口窄。钻井过程中先后发生了沥青侵、井漏和盐水侵等一系列井下复杂情况。稠油沥青严重威胁着钻井安全,破坏钻井液流变性能,污染严重时钻井液呈现胶凝状,无法循环利用。在室内实验的基础上,应用混柴油钻井液预防和处理稠油沥青侵及问题;同时针对严重的井漏,优选出了桥塞堵漏和固结型堵漏2种堵漏浆配方。为保证尾管下到底,从钻井液、悬挂工具、操作等多方面制订了具体措施和应急预案。下尾管作业中,尽管多次出现阻卡和失返等异常情况,但由于措施和预案有针对性,可操作性强,最终成功实现尾管"坐底",挤水泥固井。     

迪那11井超高密度钻井液技术

迪那11井是继迪那－1井钻遇超高压盐水层卡钻报废后，新布的一口预探井。迪那11井在三开的大段纯膏岩，盐岩和膏泥岩地层中设计使用密度为2．40－2．50g/cm^3的钻井液，压死超高压盐水层，然后用1．80g/cm^3左右的钻井液钻开目的层，钻至井深6050m裸眼完井。现场应用结果表明，高密度钻井液能平衡和抑制地层的蠕变，在钻进875m厚的纯石膏、盐岩、泥膏岩和泥岩时，没有发生阻卡现象，未排放过1次钻进液，钻井液性能稳定，电测、下套管和固井施工。     

大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术

大北X井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带的一口预探井,该井五开φ177.8+182 mm尾管固井存在纯盐层易发生蠕变、高低压互存,裸眼段长、环空间隙小、套管下入深、钻井液安全密度窗口只有0.03 g/cm3,极易出现上喷下漏、上漏下喷、漏涌交替发生等复杂,为了解决该井固井施工存在的技术难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过精确控制井口压力,防止溢流、井漏的发生,采取正注精细控压固井+反挤平推水泥浆的方案,配套防窜压稳和防漏等固井技术措施,安全顺利完成了大北X井固井施工,经CBL/VDL测井,重叠段和裸眼段封固质量合格,管鞋以上200 m封固质量优质,六开降钻井液密度后钻进正常。该技术为窄密度窗口井段安全固井施工积累了经验,并对该区块类似复杂井固井施工提供了借鉴意义。      

近平衡压力固井技术在超深易漏失井的应用

五探1井是部署在四川盆地川东地区下古生界—震旦系勘探新领域的一口重点风险探井,完钻井深8 060 m。该井六开采用?190.5 mm钻头从6 600 m钻进至7 288 m,高台组—灯影组顶,下?168.3 mm尾管固井封隔5 180~7 288 m井段,钻井过程中高台组、龙王庙组、沧浪铺组均发生过井漏,地层承压能力仅1.65 g/cm3,套管重合段环空间隙仅12.69 mm,环空摩阻大,给?168.3 mm尾管固井带来了巨大挑战。通过优选3M空心玻璃微珠、高温增强材料DRB-2S等关键材料,形成1.57 g/cm3低密度高强度韧性防窜水泥浆体系,优化浆柱结构与施工排量,使井筒薄弱点处(7 016.3 m)最大动态当量密度不超过该处地层承压能力,实现近平衡压力条件下一次性上返固井。应用结果表明:五探1井?168.3 mm尾管固井质量好,试压合格,该方法能够提高超深易漏井段的尾管固井质量,有利于改善后期高压气井试油安全作业的井筒条件,为类似易漏失井固井提供了良好的经验借鉴。     

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。      

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。