琼东南盆地高温高压井强承压堵漏技术

XX23-1-1井是位于琼东南盆地的一口重点预探井,该井在钻进至井深4186.22 m时发生井漏。根据XX23-1-1井地层井漏情况及漏层高温高压工况特点,提出了一种新型高温高压强承压堵漏技术。该高温高压堵漏配方由颗粒、片状和纤维材料复合而成,基于“颗粒架桥+楔入承压+井壁泥饼加固”堵漏机理,在挤注压差下形成结构稳定、密实的封堵层,封堵漏失通道,提高堵漏层的强度和堵漏成功率。对高温高压堵漏材料粒径分布特点、抗高温老化能力、堵漏承压效果进行了评价。实验结果表明：该堵漏剂粒径分布范围广,可解决诱导性裂缝漏失问题;高温高压堵漏剂在180℃老化16h后,材料质量损失率低,具有优异的高温耐久性;对5～3 mm缝板进行封堵,承压能力达到20 MPa以上。高温高压强承压堵漏技术在XX23-1-1井进行了现场应用,最终承压至3 MPa,稳压30 min,压降为0,井底承压当量密度为1.90g/cm³,达到了预期效果。     

ZYSD高失水固结堵漏技术在顺北5-9井中的应用

顺北5-9井是位于顺托果勒低隆北缘构造重点区域的一口评价井,该井志留系地层承压能力低,诱导性裂缝发育,受激动压力极易开启、扩展致漏,而桥塞堵漏粒径级配困难大,承压能力不足,此外志留系有发育高压盐水层,也增加了堵漏难度。邻井多口井发生严重复杂漏失、井壁失稳卡钻甚至弃井。针对志留系堵漏一次成功率低、地层承压能力低、井漏时效高等问题,采用ZYSD高失水固结堵漏技术,封堵时间小于30 s,承压能力大于18 MPa。现场应用表明,ZYSD高失水固结堵漏7次,堵漏一次成功率100%,井漏处理时间较邻井减少81%;现场试压8.5 MPa,志留系当量密度达到1.51g/cm3,成功解决了顺北5-9井的井漏、出水等复杂问题。      

驴驹河储气库井多级承压堵漏技术与应用

针对大港油田驴驹河储气库部分井三开薄弱点多、井筒完整性较差、整体承压能力不足，文章在深入分析漏失机理的基础上，固井前采用了多级承压堵漏技术逐级提高裸眼段的整体承压能力。第一步针对个别天然致漏点的封堵问题，优化出以合金铝颗粒、延迟水化膨胀材料为核心的高承压桥接堵漏配方，形成三种不同裂缝尺寸的堵漏配方，堵漏作业后实验用楔板承压能力均超过13 MPa,抗返排压力超过2.5 MPa。第二步针对井筒整体承压能力不足的问题，优化出一种树脂固结堵漏浆，该浆体密度适中(1.3～1.4 g/cm³),酸溶率高(≥70%),强度适中(3～5 MPa),稠化时间可调。经过两种堵漏作业的强化后，实验所用的三种不同尺寸楔板封堵层承压能力均超过18 MPa,抗返排能力超过6.5 MPa。以此为基础形成的多级承压堵漏技术在HK6井应用效果良好，一次性堵漏成功，承压能力提高5.5 MPa,耗时3 d,相比同区块前期漏失井的堵漏作业周期缩短80%～90%,大幅度缩减承压堵漏时间。     

化学固结承压堵漏技术在明1井的应用

明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的1口预探井,该井雷口坡组以上地层由于裂缝发育、断层多、地层破碎、胶结性差,加之钻井液密度窗口窄,多次发生失返性恶性漏失。采用桥堵、可控胶凝、水泥浆、凝胶等多种堵漏方式,均告失败,采用常规承压及雷特承压堵漏方法,但效果均不好。后采用化学固结浆封堵施工井段,采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层,防止憋挤时压漏上部薄弱地层,提高了地层承压能力,达到了施工要求,为顺利完成该井的施工任务提供了安全保障。化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料,具有微小膨胀功能,密度在1.05～1.90 g/cm3之间可调,抗温达180℃;交联成膜浆使用高强度桥接堵漏材料代替常规的桥接材料,并引入化学交联固结材料,抗返吐能力大于3 MPa,抗温大于180℃,抗压差大于20 MPa。该化学固结承压堵漏技术的成功应用,为在易漏地层提高地层承压能力提供了一种有效的堵漏方法。      

高强度耐高温化学固结堵漏剂HDL1的研制及应用

为有效封堵裂缝性漏失层,避免由颗粒材料粒径级配误差造成的堵漏效果差的问题,研制了高强度耐高温化学固结堵漏剂。针对常用固结类堵漏材料耐温性差、密度不易调整的缺点,从滞留能力、固结时间、强度、密度等方面入手,通过优选正电黏结剂、化学凝固剂、流变性调控剂、引发剂和密度调节剂,并确定合理的比例关系,研制出化学固结堵漏剂HDL-1。用HDL-1配制的化学固结堵漏浆具有稠化时间可调（4~12 h）、密度可调（1.3~1.9 g/cm3）、承压能力较强（48 h强度可达17 MPa以上）的特点。该化学固结堵漏剂在SX2井的二叠系火成岩裂缝性漏失层进行了试验应用,应用后地层承压能力提高8.2 MPa,满足了正常钻井施工的需求。现场试验表明,HDL-1可有效封堵裂缝性漏失层,确保易漏地层安全钻进。      

河探1井超高密度钻井液技术

河探1井是中油股份公司在华北油田河套盆地临河坳陷部署的一口重点风险探井,完钻井深为6460.44 m,钻探目的为探索兴隆构造带光明背斜古近系、新近系生储盖特征及其含油气性。该井三开钻遇四套不同压力系数复杂地层,钻井液密度窗口窄,现场顺利实施了提密度压井、堵漏,控压钻进等作业,四开钻遇异常高压流体层,应用超高密度钻井液体系一次性将钻井液密度从1.80 g/cm³提高至2.55 g/cm³,并安全实施完井作业,储备压井高密度钻井液(ρ=2.60g/cm³),达到国内应用水基钻井液采用重晶石粉加重的极限。在钻井施工过程中先后出现井塌、膏泥岩层蠕变缩径卡钻、高压盐水侵以及井漏等事故复杂,采用超高密度抗高温复合盐钻井液,现场应用随钻封堵提高地层承压能力工艺,分段完成七次承压堵漏,同时强化一级固控有效使用,应用高目筛布、优化钻井液体系配方、优选加重材料、调节膨润土含量及合理控制低密度固相含量等手段,成功解决了窄密度窗口和超高密度水基钻井液高温、高固相流变性能调整困难等技术难题,确保了压井和试油作业期间高温条件下超高密度钻井液体系具有...     

化学凝胶堵剂承压堵漏技术在顺北3井的应用

顺北3井是位于塔里木盆地顺托果勒低隆北缘构造的一口勘探井,该井二叠系火成岩裂缝发育,地层胶结差、易破碎,承压能力弱,钻井时发生6次井漏,先后使用桥浆、水泥浆等堵漏方式,堵漏效果不佳,一次堵漏成功率低。针对二叠系地层承压能力弱等问题,通过复配使用多种特殊纳米级堵漏材料,研制出一种化学凝胶堵剂HND-1。通过机理分析可知,HND-1具有"多元协同封堵"作用,能够大幅地提高地层的承压能力。室内性能评价结果表明,用HND-1配制的化学凝胶堵漏浆的稠化时间在4~20 h内可调,24 h的抗压强度可达12 MPa以上,密度在0.8~2.25 g/cm3内可调,与其他外加剂的配伍性能好。HND-1化学凝胶堵漏浆在顺北3井二叠系裂缝性漏层进行了现场试验,承压效果良好,现场试压5 MPa,30 min压降为0.2 MPa,二叠系当量密度达到1.55 g/cm3,满足了二叠系承压能力的要求。      

大田1井溢流与井漏同存尾管固井技术

大田1井是一口预探井（斜井），Φ177.8 mm尾管固井时整个裸眼段井斜度为29.5°～22°的长斜井段，井漏与溢流同存，密度大于1.65 g/cm³会井漏，密度小于1.64 g/cm³会溢流，钻井液密度为1.64～1.65 g/cm³基本达到压力平衡。由于井筒溢流、井漏同存，对钻井液密度敏感，给Φ177.8 mm尾管固井造成相当大的难度。为此，采用平衡压力固井、在钻井液中加入无渗透堵漏剂和2%左右桥堵剂材料、优化管串结构与水泥浆配方等技术措施，采用一次性正注方式，保证了Φ177.8 mm尾管固井质量，无窜、井漏发生，固井质量良好，特别是3793 m以下多次堵漏的易漏失井段和气层段优质率达94.6%，成功地解决了大田1井喷漏同存的复杂固井问题。     

抗返吐堵漏剂的研制及现场应用

针对川渝区块页岩气堵漏高承压、易返吐的特点,以高软化点树脂为主体,研制了抗返吐堵漏剂(ARP)。室内评价了ARP堵剂在现场油基钻井液中的分散性、与现场堵漏剂的胶结强度,并测试了其胶结固化后的承压能力和抗返吐能力。结果表明,ARP堵剂的最优配方为环氧树脂(软化点90℃)、铁矿粉、20%二乙基甲苯二胺。当堵剂密度为1.8 g/cm³、粒径为0.5～2.0 mm时,其在现场油基钻井液中的分散性较好。ARP堵剂具有变形和胶结固化能力,与桥堵颗粒复配使用时,可在地层裂缝中与其他普通堵漏颗粒胶结固化,从而提高整体封堵段塞的承压能力和抗返吐能力。将ARP堵剂与现场堵漏剂复配使用时,ARP适宜的占比为15%～25%,复合堵剂的胶结强度可达2.7～7.8 MPa。将ARP配制的堵漏浆用于封堵2～3 mm裂缝,正向承压可达8 MPa,抗返吐承压能力可达3.3 MPa。根据材料特点,在四川长宁某井设计现场施工该工艺并应用,取得了较好的堵漏效果。     

塔河油田恶性漏失堵漏与大幅度提高地层承压技术

塔河油田发生井漏和进行承压堵漏的井正在逐年增多,但是在堵漏和承压施工中,时常发生同一漏层需要进行多次封堵与承压的情况,存在堵漏时间长、效率低的问题.分析认为,二叠系地层的堵漏难点主要是不但要封堵住漏层,而且封堵层要有较高的承压能力,一般在16 MPa以上;奥陶系地层的堵漏难点主要是裂缝、孔洞发育,连通性较好,钻井液漏失密度低,堵漏浆难以滞留.在此基础上开发出了2种适合塔河油田不同漏失特点的新型堵漏与承压技术,即一种适用于二叠系堵漏与大幅度提高地层承压的交联成膜堵漏技术,另一种适用于奥陶系裂缝、溶洞性漏失封堵的化学触变堵漏技术.从2011年8月至2012年11月,这2种新型堵漏技术在塔河油田共应用了9口井15井次,堵漏成功率为100％,一次成功率为83.3％,减少堵漏时间59.8％.     

低密度高炉矿渣水泥浆固井技术

针对长庆油田低压易漏地层团井水泥浆返高和固井质量存在的问题,用高炉矿渣、膨润土设计密度1.40～1.60g/cm³的矿渣膨润上水泥浆,用矿渣和钻井液设计密度1.40～1.60g/cm³的矿渣MTC浆,用矿渣和多功能钻井液设计密度互1.40～1.60g/cm³的矿渣UF浆。对三种低密度矿渣水泥浆的抗压强度、凝结时间、流变性和稳定性进行了试验研究。室内研究结果和现场试验结果表明,三种低密度矿渣水泥浆水泥石抗压强度高,水泥浆流变性好,体系稳定。低密度矿渣膨润土水泥浆现场施工方便,固井质量优质率平均约80%.低密度矿渣MTC浆和矿渣UF浆现场施工有局限性,但其对提高固井质量的技术优势必将引起固井界人士的关注和研究应用。     

深层页岩气油基钻井液承压堵漏技术

随着涪陵页岩气向深层开发,钻井液密度达到1.75 g/cm3,固井水泥浆密度达到1.85～1.89 g/cm3,为了提高固井质量,防止水泥浆漏失,需要提高油基钻井液应用井段承压能力。国外新型油基堵漏材料在涪陵二期深层页岩气焦页XX井进行了应用。应用效果表明,该技术能够实行随钻封堵,对钻井液的流变性能没有副作用,在提承压作业过程中,对部分漏失层段进行承压作业,承压能力能够从1.75 g/cm3提至1.80 g/cm3。最后对全部漏失层段进行承压作业,采用国外油基堵漏剂和自研油基堵漏材料T150联合堵漏,承压能力提高至1.85 g/cm3。研究结果表明,该油基堵漏技术适用性强,配方简化,亲油性强,可操作性好,可以进行推广应用。      

高滤失承压堵漏技术

高滤失承压堵漏技术是以高滤失堵漏剂进行封堵漏层提高地层承压能力的堵漏技术,该技术在压差作用下堵漏浆迅速滤失,形成填塞层封堵漏失通道,钻井液在填塞层表面发生滤失形成致密的泥饼,达到提高地层承压能力的目的。研制了一种高滤失堵漏剂,对钻井液流变性没有影响,堵漏浆30 s内API滤失量达180 mL以上,用重晶石粉可加重堵漏浆密度至2.3 g/cm3。室内模拟封堵不同尺寸的缝隙性漏失,承压能力达到7 MPa。高滤失承压堵漏技术进行了7井次现场试验,结果表明:该技术堵漏一次成功率达71%,堵漏时间短3～4 h,为优质高效地钻井施工提供了技术保障。      

低密度膨胀型堵漏技术在塔深1井中的应用

介绍了低密度膨胀型堵漏技术的堵漏机理、技术特点及在塔深1井中的应用情况。低密度膨胀型堵漏技术利用堵漏剂在漏失通道中先堆积、架桥、连接、填充加固，快速形成封堵率高、填充加固能力强的封堵带，从而达到承压堵漏的目的。该堵漏浆具有高塑性，低动切，密度范围宽，膨胀率高，封堵加固能力强，酸化率高（达到75．0％以上），凝固时间、凝固强度可调的特点。塔深1井6130～6633m井段和6130～6317m井段采用该技术进行承压堵漏将地层承压能力提高到7．4MPa以上，下套管固井及完井作业期间未发生漏失。在塔深1井的应用表明，该堵漏技术具有独特的润滑流动性能及很强的封堵承压能力，在大型堵漏施工过程中，易于配制、调整，不需要特殊设备，施工工艺先进成熟，安全系数高，承压堵漏效果显著，为超深井奥陶系承压堵漏提供了新的技术支撑。     

塔河油田顺西2井二叠系火成岩裂缝性地层堵漏技术

顺西2井是位于塔里木盆地顺托果勒区块南部断背斜构造的一口重点超深探井。顺西2井三开钻遇的二叠系火成岩厚度达316 m,纵向裂缝发育,地层破碎,钻进时多次发生井漏,先后使用桥接、低密度水泥浆等堵漏11次,堵漏效果不佳,重复漏失严重。针对该井建立了井壁纵向裂缝力学模型,通过定量分析得出,该井段封堵成功的关键在于在裂缝内形成致密坚硬的封堵墙,分隔井筒和裂缝内的流体压力。因此采用了高强度桥接颗粒、可变形桥接颗粒、高强度纤维材料,优化了粒径搭配,提高了堵漏材料在裂缝内的架桥效果;同时通过加入化学交联固结材料HDL-1,将憋挤嵌入裂缝的架桥材料胶结成为高强度的致密封堵墙,并将火成岩裂缝带的破碎岩体紧密胶结,防止发生剥落掉块导致的裂缝通道重新裸露问题,从而提高了裂缝带的承压能力和抗反吐能力。该井采用高强度交联成膜堵漏技术进行堵漏和承压作业后,地层的承压能力得到了提高,裸眼承压能力当量密度由不足1.15 g/cm3提高到了固井要求的1.55g/cm3,达到了井筒强化的目的。     

快捷堵漏剂的研制及应用

桥塞堵漏技术以其安全、经济和操作工艺简单而备受好评，并被现场普遍使用。但因地层漏缝开口尺寸无法准确掌握，只能凭现场有限的资料分析和经验制订堵漏方案，经常出现一堵就止漏和一循环又复漏的问题，造成人力、物力、财力的巨大损失，探索新的堵漏方法已十分必要。从分析研究桥塞堵漏技术的机理和缺陷入手，研制了一种商品名为HHH的高失水堵漏剂。并在室内评价了该堵漏技术对不同开口尺寸的漏缝的堵漏效果，将该技术应用于处理剑门1井的喷漏同层抢险和LG10井的恶性井漏，堵漏施工中均取得良好效果。现场应用结果表明，该堵漏技术具有如下特点：堵漏剂固相含量高（浓度30%～40%），粒径小（微米级）。因此，容易进入各种形状的致漏裂缝空间，对大、中、小漏均适宜； 堵漏剂短时间全失水，滤饼致密、承压高及酸溶率高；堵漏剂密度在1.15～2.40 g/cm³范围内可调，可泵性及悬浮稳定性均良好；采用清水配制，使用简单，施工时间短；堵漏成功率高、复漏率低。     

南海莺琼盆地高温高压井堵漏技术

南海西部莺琼盆地地质条件复杂,井底温度和压力高,钻进目的层过程中井漏频发。为解决井漏问题,在分析发生井漏主要原因的基础上,提出了将耐高温刚性堵漏材料和耐高温弹性堵漏材料相结合的思路。在钻井液中添加耐高温刚性堵漏材料DXD和耐高温弹性石墨堵漏材料TXD配制成堵漏浆,DXD在诱导裂缝中架桥,TXD在压差作用下充填于诱导裂缝剩余孔隙中,防止诱导缝进一步开启扩大,封堵诱导裂缝,提高地层承压能力。室内性能评价表明,堵漏浆密度最高可达2.40 kg/L,抗温能力可达200 ℃。堵漏浆在莺琼盆地多口高温高压井进行了应用,堵漏效果较好,堵漏成功率由采用常规堵漏技术的30%左右提高到了80%以上。这表明,该堵漏浆可以封堵莺琼盆地目的层的诱导裂缝,提高地层的承压能力和堵漏成功率,解决井漏频发的问题。      

致密油藏长段水平井防漏堵漏技术

吐哈盆地三塘湖油田西峡沟构造带二叠系条湖组地层为裂缝性油藏,钻井开发过程中恶性井漏频繁发生。为了解决三塘湖油田马49区块致密油藏的恶性井漏难题,在分析马49区块已钻井的井漏原因的基础上,开发了一种凝胶复合防漏堵漏技术,研究了凝胶复合防漏堵漏体系对水平井的配伍性、可泵性、抗温性和承压能力,并报道了该体系的现场应用效果。研究表明,所配制的凝胶复合防漏堵漏体系与水平井的配伍性良好;该体系的成胶时间为30 min,可泵性良好;该体系具有较强的抗温性能,在100℃老化不同时间后的凝胶复合防漏堵漏浆侵入砂床的深度变化不大;该体系具有良好的封堵承压能力,在静态/动态情况下均可在宽度为1数3 mm缝隙中形成有效封堵层。凝胶复合防漏堵漏技术成功解决了马49区块致密油藏恶性漏失难题,比同区块平均漏失量减低94.57%,堵漏损失时间节约89.51%,钻井周期节约37.26%,实现了钻井提速提效的目的。     

顺北5-8井志留系破裂性地层提高承压能力技术

新疆顺北区块古生界志留系地层由于地质构造运动强烈,断裂带附近缝网发育,且深层存在高压盐水层,钻井液安全密度窗口窄,井漏严重且高发。针对志留系防漏堵漏技术难点,深入分析了志留系破裂性地层漏失特性,通过地质、测井、岩屑等资料分析漏层岩性及孔渗特征,根据实钻数据、测井和水力学等方法分析漏层通道的大小和连通情况,对地层承压能力影响因素进行了细致分析,针对主要裂缝地层开发了抗高温致密承压堵漏配方,并根据不同的漏失类型制定了"随钻封堵、逐步强化、分段承压、稳步推进"的防漏堵漏技术思路,在顺北5-8井进行防漏堵漏作业13次,均获成功,有效提高了地层承压能力,井漏复杂处理时间同比大幅度减少60%。      

早强低密度水泥浆体系提高低压易漏井固井质量

川西南部地区储层段地层压力系数低,采用常规密度水泥浆固井作业时易产生漏失,造成储层伤害,降低油气井产能,且固井质量难以保证,影响后期井筒完整性。为此,采用颗粒级配技术,利用不同密度不同粒径微硅（2.16 g/cm³、0.1 μm）、漂珠（0.7 g/cm³、45～300 μm）等外掺剂与水泥进行复配,研制了一套密度介于1.25～1.40 g/cm³的早强低密度漂珠水泥浆体系。该水泥浆体沉降稳定性良好,上、下密度差小于0.03 g/cm³,稠化时间可调,稠化过渡时间最长15 min,最短5 min,失水小于50 mL,48 h抗压强度大于10 MPa,有效地保障了低压气井的平衡压力固井作业,加入复合纤维的早强低密度漂珠水泥浆增加了水泥石的塑性,从而提高了低压易漏失产层段的固井质量。