红9-1大位移定向井钻井液工艺技术

红9-1井是大港油田第一口大位移、大斜度的定向井,完钻井深2300.58m,最大井斜76.22°,闭合位移1727.57m,位移与垂深之比为1.46:1。该井钻探目的是评价红8-1井构造明化镇组下段地层的含油气情况。针对所钻地层胶结性较差、造浆性强的特点,选用了聚合物钻井液体系并制定了相应的工艺技术措施。现场实践表明,聚合物钻井液体系抑制能力、防塌能力、携砂能力强,润滑性能好,满足了大位移探井的施工需要,避免了井下复杂情况的发生。该井的钻井液工艺技术较好地解决了大位移定向井的技术难点。     

柯深一井钻井液工艺

柯深一井是新疆石油管理局在昆仑山前柯克亚油气田上为寻找深部原生油气藏而钻探的一口重点探井,井深6481m,所钻地层复杂,φ339.7mm技术套管下深至3540.93m,φ244.5mm枝术套管下深至5025.68m,这在我国均是首次;使用的钻井液密度范围大,从1.02g/cm~3～2.12g/cm~3;针对不同井段分别使用高膨润土含量钻井液、聚合物低密度钻井液、聚磺钻井液及聚磺钾屏蔽钻井液。介绍了为解决钻井过程中遇到的诸如大直径井眼、压差卡钻、井壁稳定等问题所应用的钻井液工艺。提出要在山前构造上快速、安全地钻探一口深井,必须建立地层破裂压力剖面、地层坍塌压力剖面和地层孔隙压力剖面,根据这三条压力剖面决定各层技术套管下入的深度,选择使用最佳的钻井液密度。     

鸭深1井钻井液技术

鸭深1井是大庆油田在青海省柴北缘区块布置的第一口重点探井,完钻井深为4950.00m。该井上部地层疏松,承压能力弱,部分井段有破碎带,易发生井漏,狮子沟组至上油砂山组上部地层中,泥岩水化分散性强,易出现缩径、井壁坍塌;下部地层温度和地层压力系数高,抗温和维持井壁稳定是关键。全井存在多层高压盐水层,易发生井漏、井涌、井塌等事故。针对鸭深1井地质特点,通过室内实验研究确定,上部地层采用阳离子聚合物钻井液;钻至下部地层将钻井液转化为阳离子聚磺钻井液,提高钻井液的抗温性和稳定性。现场应用表明,该钻井液体系在高密度条件下具有较强的抑制性、防塌性和较好抗盐抗钙能力;减少了复杂事故的发生,保证了钻井施工的顺利进行。     

板深35井钻井液技术

板深35井是大港油田一口重点超深预探井,完钻井深5095m,该井钻探目的是预探板中地区含油气情况。针对所钻地层造浆性强、井壁坍塌严重的特点,介绍了该井不同井段钻井液的配方,上部地层选用了聚合物钻井液体系,下部地层选用硅基钻井液体系,并制定了相应的技术措施。现场应用结果表明,聚合物钻井液体系抑制能力、携砂能力强,硅基钻井液体系具有较强的抗温性、润滑性,满足了板深35井钻井施工的要求。     

大港油田板深7井钻井液工艺技术

板深7井是大港油田板桥古潜山构造的一口重点超深探井,完钻井深5191.96m。该井针对不同的地层采用不同的钻井液体系。二开选用聚合物钻井液和相应的技术措施,有效地抑制了地层造浆;三开选用硅基防塌钻井液,性能保持低粘度、低切力、高动塑比,利于携砂、脱气,具有良好的流变性和防塌性;四开实施欠平衡钻井技术,采用无固相钻井液体系。现场应用表明,在清水中加入1％的碱式碳酸锌、0．2％的缓蚀剂和适量烧碱,用可溶性盐来调节钻井液密度,防止了二氧化碳、硫化氢对钻具的腐蚀,保护了油气层,满足了欠平衡钻井的施工要求。     

辽河双南高温深井钻井液技术

双兴1井是一口风险探井, 完钻井深为5 505 m, 井底温度为180 ℃, 位于辽河油田施工难度最大的双南区块,也是辽河油田目前完钻的垂深最深井。针对该区块泥页岩地层垮塌、井底温度高及施工周期长等技术难题,通过使用表面活性剂保护黏土粒子,引入从美国进口的抗高温聚合物 HE-300,将 KCl 聚合物钻井液体系抗温能力逐步提升到180 ℃,解决了 KCl 聚合物钻井液体系抗温能力不足的问题 ;将无荧光白沥青与抑制型聚合醇引入该体系,提高了钻井液体系对地层微裂缝的封堵能力,使泥页岩井壁在该水基钻井液长时间浸泡下仍保持稳定,同时满足了深探井施工要求。双兴 1井现场施工安全顺利,电测一次成功,二开和三开井径平均扩大率分别为 7.4%、2.7%,三开钻进至井深4 324 m 因故裸眼等停 33 d 后,复产下钻一次到底。      

青海油田深探井优快钻井关键技术

青海油田柴达木盆地油藏勘探领域和深度不断加大,其主要勘探领域存在地层倾角大、高压盐水层发育、压力系统复杂多变、地层对比性差、地温梯度高、基岩目的层可钻性差等特点。为解决制约钻井提速、导致事故复杂的技术瓶颈问题,开展了非常规井身结构优化技术、防斜打快技术、高压盐水控制技术、优质钻井液技术、高含二氧化碳地层安全钻井技术、提速工具优化集成技术、深层基岩提速技术等方面研究工作,形成了青海油田深探井优快钻井关键技术。2020年成功钻探4口深探井,平均井深6 017 m,事故复杂率3.41%,平均井底位移110.88 m,应用效果良好。该研究为青海油田后续深探井施工提供了宝贵经验。     

北塘36-1-1井钻井液技术

北塘36-1-1井是胜利油田在北塘凹陷BT36-1-1构造高点上打的一口预探井,井深4000m,地层十分复杂。该井在2000m以上井段采用低密度、低粘度、低切力的钻井液技术;在2000—2851m井段采用XC生物聚合物提高钻井液的携岩能力和造壁性能;在2851m以下井段严格控制钻井液的高温高压滤失量小于20mL。结果表明,不同井段的钻井液配方及现场维护处理措施满足了北塘36-1-1井钻井施工的要求。     

埕北30-4井钻井液技术

埕北30-4井是为开发埕岛油田、埕北海域30块古生界、太古界潜山油藏设计的埕北30A井组中的第一口定向井,完钻井深4013.40 m。井深3845.67m到第一靶点,井斜为19.73°;3845.67～4013.40 m为增斜段,井斜为25.80°,井底位移为823.03m。该井上部地层吸水性较强,易膨胀、坍塌掉块和井漏;下部地层以白云质灰岩、泥灰岩和片麻岩为主,潜山地层内部断层发育,地层孔隙度大,极易发生井喷和井漏事故。采用聚合物海水钻井液体系,并针对造斜、增斜、稳斜、扭方位和水平位移等不同井段,及时调整钻井液性能。经埕北30-4井应用表明,聚合物海水钻井液体系具有良好的润滑抑制性和包被性能,抑制了地层水化、分散、膨胀和坍塌;在近平衡条件下顺利穿过易漏、易喷潜山地层;发挥了净化井眼、稳定井壁、保护油气层的作用,不污染环境。     

水平3井钻井液技术

水平3井是胜利油田一口重点水平预探井。该井位于埕111井区，钻探目的是了解埕111井区西部石炭系、二叠系及中生界含油气情况，扩大埕科1区块中生界和古生界含油气范围。该井完钻井深为2885m，水平位移为1027m，水平段长为785m。为满足复杂地层水平井钻井和录井需要，水平3井采用聚合醇防塌钻井液，并配合相应的工种技术措施。二开用聚合物、聚合醇控制地层造浆，用铵盐调整钻井液流型，用聚合醇、树脂及PA－1防塌剂降低滤失量；三天在水平段钻进过程中，及时补充聚合物胶液，以保持钻井液性能稳定，防止地层漏失，利用除砂器和离心机，降低钻井液中的固相含量。经现场应用表明，该钻井液性能稳定，抗`温防塌和悬浮携砂能力强、保护油气层效果好，该井共发现油层13套，油层厚度最小为1m，最大达109m，计厚度为228m，获日产油44.19t、日产气2760m^3的工业油气流。     

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。     

长裸眼定向井的钻井液工艺技术

介绍了长裸眼中斜度定向井的钻井液体系及处理方案,以及润滑防卡、井眼净化和井壁稳定等3个关键技术问题的解决方法。列举了4口井的应用情况及钻井液性能。实践证明,所选择的钻井液工艺技术较好地满足了钻深3623m、井斜49°、井底水平位移1229m、裸眼井段长达3224.5 m、裸眼斜井段长达2292 m的定向井对钻井液的要求。     

泌页HF1页岩油井钻井技术

泌页HF1井是河南油田第1口页岩油气勘探井。根据泌页HF1井邻井情况和施工技术难点,对井身结构、钻井液体系和固井技术进行了设计。该井先钻导眼井,再回填侧钻,三开结构。二开定向侧钻段应用水基聚合物钻井液,钻遇大段泥、页岩地层时发生严重井壁失稳。三开井段采用旋转导向、白油基钻井液体系和尾管回接固井等新技术,保证了井下钻进安全、井眼质量及固井质量,提高了钻井速度。三开只用6 d一趟钻钻完进尺1 122 m,水平段长1 044 m,平均井径扩大率3.88%,起下钻正常,完钻后,通井电测一次成功,下套管顺利到底,固井质量合格。     

伊朗AZADEGAN#H1水平井钻井液技术

Azadegan#H1井为伊朗石油勘探开发公司在该油田部署的第一口水平井,水平段长900 m,完钻井深为3 905 m,垂深为2 760 m,钻井周期为87 d.该井的钻井液施工难点为:从Aghajari地层到Savark地层均易发生漏失,其中Gachsaran地层出现完全漏失的可能性极大;Gachsaran地层存在高压盐水层;Pabdeh、Ilam和Lafan地层的大段泥质灰岩和泥页岩水敏性较强,井壁坍塌扩径严重;水平井段井眼清洁问题等.该井一开用PAC-HV膨润土钻井液,二开用KCl-聚合物钻井液,三开使用饱和盐水钻井液,四开使用KCl-聚合物钻井液,五开用盐水-聚合物钻井液,并通过使用相应的维护处理措施,顺利实现了安全、快速钻井要求.     

双靶点大斜度延伸井水基钻井液技术

老斜454井是位于胜利桩西地区的一口双靶点、大斜度评价井.该井完钻井深为3 790 m,垂深为2 940.2m,水平位移为1 238.4 m,造斜点井深为2 312.84 m,全井最大井斜为78.83°.针对该井地层特点,采用了聚合醇强抑制水基钻井液,其具有良好的流变性,润滑防卡性,抑制、携岩能力强,有效预防了井壁失稳,满足了大斜度延伸井的钻井要求.在应用过程中得到以下经验:在钻遇严重造浆地层时,高分子量聚合物絮凝包被剂与固控设备的配合使用,对钻井液流变性能的稳定起着决定性作用;在大斜度长裸眼段施工中必须坚持短程起下钻,及时修整井壁,以钻井液的净化保优化.该井钻井液工艺技术为桩西地区大斜度延伸井实现安全、快速施工提供了参考.     

冀东油田水平井钻井液技术

针对水平井钻井要求和冀东油田的地层特点,采用强包被、强抑制、强封堵的技术措施,定向井段和水平井段采用聚磺硅氟乳化原油钻井液.该钻井液中PMHA与JGYJ配合使用进一步提高抑制泥页岩水化分散的能力;GT-98、KJ-1与NPAN复配使用可以降低高温高压滤失量,改善泥饼质量;QSAM-K、YL-1与JGWJ复配使用可以提高钻井液的封堵能力;MMH可改善悬浮携带能力,添加了不同粒径的超细碳酸钙和软化点与油层温度相匹配的沥青类材料,对油层孔隙进行快速封堵,避免液相和固相对油层的损害.现场应用表明,该钻井液具有较强的防塌能力、清洁井眼能力和润滑防卡能力,解决了上部地层和水平井段砂岩储层的井塌以及大斜度井段、水平井段的携砂、润滑问题和疏松砂层油层保护问题,完全满足了冀东地区垂深小于3000 m水平井的钻井需要.     

川西新场上沙溪庙组气藏钻井液技术

开发川西新场上沙溪庙组气藏,钻遇地层为泥岩、砂砾岩、泥岩与砂岩互层,地层压力梯度从上至下由正常到压力过渡段,然后到异常高压.要求钻井液体系不但具有优良的防漏、防塌、防污染性能,而且能适应多种压力梯度情况,满足高密度要求.为克服表层的垮塌、缩径,采用高膨润土含量的钻井液开钻,并配合控制排量等措施;二开采用聚合物钻井液,根据气层压力调节钻井液密度,保持低粘度,适当放宽滤失量的限制范围,并利用固控系统清除钻屑、劣质膨润土;进入气层前,将聚合物钻井液转化为聚磺钻井液,并根据气层压力情况加重钻井液;对上沙溪庙组气层保护使用屏蔽暂堵技术.现场应用结果表明该套钻井液体系能保证钻井工程顺利进行,有效地防止了坍塌、卡钻和井喷等复杂事故的发生,大大提高了钻井速度,缩短了钻井周期,而且在高密度情况下钻井液具有良好的流变性能和保护气层性能.     

考虑延伸极限的大位移水平井最优钻井液排量设计

钻井液排量的大小直接关系到大位移水平井延伸能力的高低,为获得最大的大位移水平井延伸极限,笔者从钻井液排量的角度出发,提出了排量的优化设计原则,并给出了最优钻井液排量的设计方法。综合利用大位移井的裸眼延伸极限原理和水力延伸极限原理,并考虑井眼清洁的需要从而确定钻井液的排量范围,最终以获得最大的水平段延伸极限为目标,确定最优钻井液排量值。应用该方法对1口大位移水平井进行分析可知,其排量允许范围为26.2~42.9 L/s,最优排量值为31.8 L/s,其对应的最大水平段延伸极限为6 251 m。进一步研究表明:首先,在任意排量下,基于上述两原理获得的两水平段延伸极限值的最小值可以作为大位移水平井的水平段延伸极限;其次,两水平段延伸极限相等时的值即为最大水平段延伸极限,其所对应的排量值即为最优钻井液排量值;最后,该最优排量值既可以保证大位移水平井获得最大的井眼延伸极限,又可以满足井眼清洁的需要,井内压力也不会超过井壁稳定和钻井泵的最大承载能力。     

AFP1水平井钻井液技术

AFP1井是位于江苏油田AF复杂断块小油田上的一口中曲率半径水平井，水平段长434．21m。上部地层遇水易膨胀缩径，中下部地层有高压盐水层．钻井液侵污明显，储层泥岩水化能力强，携岩问题突出。采用正电胶一小阳离子聚合物钻井液体系。经现场应用表明，该钻井液在二开直井段较好地控制了钻井液滤失量，减少了滤液渗入地层，防止了地层水化膨胀；三开直井段降低了劣质固相含量，保证钻井液具有良好的悬浮性能和流变性；水平段钻井液具有良好的润滑性能．改善了泥饼质量，保证井壁稳定，破坏岩屑床并及时将岩屑携带出。该钻井液能减轻液相对油气层的损害，AFP1井初试油求产，日产原油达70多吨。该体系性能稳定，易于维护处理，保证了快速完井。