马深1 井超深井钻井液技术

马深1 井是中石化部署在川东北地区的一口重点预探直井,完钻井深8 418 m。本井四开、五开井段6 225.4~8 418.0 m,井底温度高达175 ℃,存在高温污染、泥页岩井壁失稳、酸根污染以及携砂问题,常规钻井液性能已无法满足正常施工要求。鉴于以上技术难点,通过材料优选、配方优化,成功研制了KCl 聚胺磺化钻井液体系和抗高温聚磺钻井液体系。经过体系验证: KCl 聚胺磺化钻井液具有良好的抑制能力;抗高温聚磺钻井液体系抗温达200 ℃。同时,在应用过程中形成了成熟的超深井钻井液处理技术。现场应用表明,四开平均井径扩大率3.1%,五开平均井径扩大率5.1%,有效地解决了该区块超深井钻井液技术难题,具有一定的推广价值。     

塔河南岸跃满区块三叠系防塌钻井液研究与应用

针对塔河南岸跃满区块三叠系井段井壁垮塌严重的问题,对井壁失稳机理及防塌钻井液体系研究。三叠系地层岩性为泥岩和砂泥岩,黏土矿物含量为28.6%,黏土矿物中伊蒙混层含量45%,岩石吸水后抗压强度下降,现场钻井液密度低于井壁坍塌压力当量密度,这些是井壁坍塌的主要内因。现场钻井液滤失量大、泥饼厚而韧性差,岩屑滚动回收率和线性防膨率低,封堵性差,固相颗粒粒径分布不合理,这些是井壁坍塌的主要外因。通过优选降滤失剂、复合防塌抑制剂,引入防塌封堵剂FTDA等研究出防塌钻井液体系。该体系API滤失量和高温高压滤失量低,泥饼薄而且韧性好;岩屑滚动回收率比现用体系提高15.7%,对砂盘的封堵性提高50%以上。现场应用时钻井液流变性稳定,滤失量低,无卡钻、无掉块现象,平均井径扩大率为10.35%,比该区块平均井径扩大率下降50.24%。该体系的应用为跃满区块三叠系井壁稳定提供一种新的技术思路。      

顺北油气田辉绿岩地层井壁稳定钻井液技术

针对顺北油气田辉绿岩地层钻井过程中井壁坍塌失稳的技术难题，采用X射线衍射、扫描电镜、高压压汞、线性膨胀、滚动回收率、三轴岩石力学测试仪等方法，研究了辉绿岩组构特征、理化性能，分析了岩石力学性能及钻具振动对辉绿岩井壁稳定的影响。分析结果表明，微裂缝的弱面效应易诱发辉绿岩岩体井壁垮塌失稳，钻具的扭转振动、横向振动会对辉绿岩井壁失稳产生较大影响。为此，对钻井液密度、封堵性能和携岩性能进行优化，形成了辉绿岩井壁稳定钻井液技术，并制定了配套的技术措施。辉绿岩井壁稳定钻井液技术在顺北X井三开应用后，顺利钻穿厚22 m的辉绿岩，钻进过程中钻井液性能良好，没有出现明显的复杂情况，起下钻正常，井段平均井径扩大率仅为6.0%。辉绿岩地层井壁稳定钻井液技术能够保证辉绿岩井段的安全顺利钻进，井眼规则，对解决辉绿岩井壁失稳复杂具有较好的效果。     

水基成膜钻井液在神北6井的应用

吐哈油田神北地区第三系及白垩系富含盐膏,侏罗系含有易坍塌的硬脆性泥页岩和大段煤层,裸眼段较长,在钻井施工过程中经常发生大段划眼或卡钻等复杂情况。针对神北区块的地层情况,在神北6井侏罗系以下井段采用水基成膜钻井液。该钻井液具有半透膜性能,抑制能力强,在井壁上能形成一层(多层)隔离膜,在井壁外围形成保护层,阻止水及钻井液进入地层,有效地防止地层水化膨胀,封堵地层层理裂隙,防止地层内粘土颗粒的运移,防止井壁坍塌,保护油气层。现场应用表明,水基成膜钻井液性能稳定,井壁稳定能力强,顺利完成了吐哈油田裸眼井段(3751m)最长的钻井施工,并电测、下套管和固井顺利。神北6井平均井径扩大率和油层井径扩大率比邻井分别降低50%和65%,复杂事故次数平均减少了57%,复杂损失率平均降低了42%。     

强封堵防塌剂XZ-OSD在准噶尔盆地南缘山前构造带的现场应用

为解决准噶尔盆地南缘山前构造带钻井过程中出现的井壁失稳及井漏问题,通过对目标地区的岩样和掉块进行实验分析,明确了目标地区的井壁失稳机理。根据实验结果知道,主要是地层破碎性、油相损害和强水敏性导致目的地区的井壁失稳。针对井壁失稳机理,采用油基钻井液避免地层强水敏性引起的井壁失稳,并研选了一种油基钻井液强封堵防塌剂XZ-OSD,XZ-OSD粒子通过封堵不同尺寸孔缝,胶结破碎性地层,在岩石表面形成疏油吸附层,避免地层破碎性、油相损害引起的井壁失稳。现场试验表明, 对比邻井,XZ-OSD降低GHW001三、四开阶段井径扩大率46%～49%;对比四开阶段,XZ-OSD降低呼探1井五开井段井径扩大率83.3%。解决了准噶尔盆地南缘地区井壁失稳难题,为该区域优质钻井提供了钻井液技术支撑。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。     

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。      

水基安全高效钻井液技术在准中区块的应用

准中区块地质构造复杂、储层埋藏较深,同一裸眼井段存在多套压力体系,中下部地层发育硬脆性泥岩,西山窑组及八道湾组地层煤层节理微裂缝发育,容易频发大量掉块、坍塌、卡钻等井壁严重失稳事故。在分析准中区块地层失稳因素及机理情况下,提出了深井井眼稳定原则和提速原则,研制出了适合准中区块的水基安全高效钻井液技术。该技术在准中1和准中4区块现场应用完钻6口井,复杂时效降低了86.74%,平均机械钻速相比同区块邻井分别提高了46.03%和25.39%;平均井眼扩大率相比同区块邻井分别降低了69.07%和45.18%,达到了稳定井壁、提高机械钻速的目的。      

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。     

强抑制乳液钻井液在玛北1井二开钻井中的应用

针对玛北1井二叠系长裸眼井壁失稳问题,筛选了强抑制乳液钻井液体系,通过系列乳液处理剂和稳定剂的选择,使得乳液粒级从纳米级至微米呈广谱分布,增强了钻井液体系的封堵性和乳液稳定性。室内评价和现场应用结果表明,强抑制乳液钻井液体系具有很好的抑制、润滑、封堵等性能,玛北1井二开井段起下钻顺利,钻头工作正常,表明强抑制乳液钻井液体系具有良好的井壁稳定能力,应用效果显著。     

大位移评价井利斜572井三开钻井液技术

利津油田沙三段为泥页岩,沙四段为大段砂砾岩夹杂灰质油泥岩,易坍塌,钻时慢。地质资料显示,邻井多次发生井漏、井塌与卡钻;且该井井斜超70°,位移为1911 m,对携岩能力要求高,易形成砂桥,卡钻风险极大。利斜572井采用复合盐强抑制防塌体系,利用KCl的晶格固定作用、NaCl的适度絮凝作用和胺基聚醇的强抑制能力,其加量分别为7%、5%、1%,控制较低的固相、膨润土含量和土相分散度,极大地加快了钻进速度,钻井周期比设计节约了近20 d;优化抗高温降滤失材料配方,复配使用2%乳化石蜡、3%聚醚多元醇、3%超细碳酸钙等具有不同作用原理的封堵材料,维护了井壁稳定;密度执行设计下限为1.15 g/cm3,采用近平衡压力钻井,不但没有漏失,而且最大限度地保护了油气层。电测、旋转井壁取心与下套管均一次成功,平均井径扩大率仅为5.20%,且该井全井零复杂情况、零事故。      

阜康凹陷井壁失稳机理与封堵防塌油基钻井液体系

针对阜康凹陷区块钻井遭遇的井壁失稳难题,通过全岩矿物分析、黏土矿物分析、岩石微观结构特征分析研究了区块不同层位岩石的特性,发现以高岭土为主的易水化分散矿物含量高和岩石存在大量孔缝微结构是导致井壁失稳的主要原因。以F49井油基钻井液为典型,基于井壁失稳机理提出了钻井液性能优化方向;合成了双亲性聚丙烯酸树脂颗粒作为油基钻井液胶结型封堵剂FD-FK、多聚脂肪酸作为油基钻井液提切剂TQ-FK,经FD-FK与TQ-FK优化后,钻井液的低剪切速率下黏度与动塑比大幅提高,可封堵的孔隙直径范围从2～90 μm扩大至2～380 μm,承压达8 MPa,封堵防塌性能优良。在阜47井三开井段现场应用优化后的防塌封堵油基钻井液,复杂井段的平均井径扩大率仅为3.35%,应用效果优良,为阜康凹陷油气“安全、高效”钻井提供了一项有力技术支撑。      

鄂尔多斯盆地富县区块强抑制强封堵防塌钻井液技术

针对鄂尔多斯盆地富县区块井壁失稳技术难题,从复杂地层的矿物组成、微观结构和理化性能角度,揭示了富县区块刘家沟组、石千峰组和石盒子组井壁失稳机理。泥岩中黏土含量较高,地层孔隙、裂缝发育,为泥页岩水化提供了空间。结合“多元协同”井壁稳定理论,提出“物化封堵/固结井壁阻缓压力传递—加强抑制黏土水化性能—合理密度支撑井壁”的防塌钻井液技术对策。通过单剂优选和配方优化,构建了适用于富县区块的强抑制强封堵防塌钻井液体系,该钻井液体系流变性良好,高温高压滤失量仅为8.4 mL,抑制防塌、封堵能力强,滚动回收率大于90%,400 μm裂缝承压能力达到6 MPa,储层保护性能良好。现场应用表明,新研制的强抑制强封堵钻井液体系能有效控制刘家沟组、石千峰组和石盒子组等地层的缩径、坍塌,显著降低了井径扩大率,提高了机械钻速,无井下复杂事故发生,为保证富县区块“安全、高效”的钻井施工提供了钻井液技术保障。      

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。      

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。     

柯深101井钻井液技术

柯深101井是集团公司的一口重点高难度井,设计井深为6850 m,采用3种体系、4项工艺的钻井液技术措施.在井深5000 m以上井段,使用不分散聚合物体系,钻井液技术主要以提高钻速为主,钻遇高压盐水层时,用BaSO4和BGH以73的比例加重,这有利于低压地层的防压差卡钻;进入低压带后加入2%SLD-1随钻堵漏剂,防止渗漏,加入2%的XC-1和XC-2、3%的YL-180封堵地层孔隙,并加入3%MHR-86润滑剂;在井深4100m以下为稳定井壁加入3%多元醇PE-l,顺利钻穿易粘附卡钻地层.在深部、易塌井段使用KCl聚磺体系,在4814.9～5200 m井段,钻井液中未加入KCl,维护以磺化处理剂胶液为主;在5200～5600 m井段,加入5%KCl,并保持多元醇PE-1和KCl的含量;在井深5600 m以下井段,钻井液维护以磺化处理剂为主,防塌剂以阳离子乳化沥青为主.小井眼段(ψ149.2 mm×6850 m)使用钙处理欠饱和盐水体系,该钻井液性能稳定,粘度和切力小,使钻进正常,起下钻畅通无阻,开泵顺利.     

适用于辽河致密油地层的高性能钻井液技术

根据辽河油田沈北区块致密油储层的特点,对该区块沙河街组四段灰色硬脆性泥页岩易水化膨胀、垮塌掉块等问题进行了研究。通过对致密油页岩进行黏土矿物分析、纳米CT扫描成像和SEM电镜扫描实验,确定了油页岩的黏土矿物含量、平均孔隙半径和微裂缝的发育情况。根据致密油页岩地层的特点,针对性地进行了纳米级封堵剂的复配实验,在此基础上构建了一套强封堵、强抑制和弱冲刷的高性能钻井液体系,该钻井液在泥页岩岩屑中的一次回收率为93%以上,三次回收率接近80%,渗透率降低超过50%。现场应用2口井,成功解决了油页岩地层水化坍塌、井壁失稳导致的划眼、卡钻等技术难题。2口井应用结果表明,“高黏度”和“高切力”高性能钻井液体系使用后,易垮塌地层未出现井壁坍塌,恶性事故得到了有效控制,事故复杂率下降17%,完井周期减少150 d,提速效果明显。      

满深1井奥陶系桑塔木组高性能防塌水基钻井液技术

满深1断裂带奥陶系桑塔木组为泥岩、泥灰岩地层,裂缝发育,井壁坍塌风险极高,给安全钻井带来了极大挑战。满深1井钻进至井深7 392.54 m（桑塔木组）时钻遇走滑断裂带,发生坍塌卡钻,处理难度大,最终选择回填侧钻。为此,分析了桑塔木组地层特点,研究应用了高性能防塌水基钻井液技术:选择合理的钻井液密度,强化对井壁的力学支撑,并采用复合降滤失措施降低水敏性泥岩地层的水化;在引入多氨基井壁抑制剂的同时,提高K+质量浓度,实现多元抑制防塌;提高钻井液的抗温能力、润滑性能及封堵性能,以满足桑塔木组对抑制、封堵防塌及抗高温稳定性的要求。现场应用表明,该井侧钻过程中钻井液性能稳定,K+质量浓度保持在35 000 mg/L左右,150 ℃温度下的高压滤失量由11.3 mL降至8.0 mL,桑塔木组钻进过程中未发生井眼失稳情况,顺利钻至三开中完井深,套管一次下到设计位置。这表明,高性能防塌水基钻井液防塌效果显著,达到了预期目标。      

大庆油田页岩油水平井钻井液技术

为了解决大庆油田齐家-古龙区块页岩油水平井井壁失稳的问题,对古龙区块地质特征、施工难点和失稳机理进行总结分析。针对施工中遇到的井壁稳定、钻井液流变性控制、井眼净化等油基钻井液技术难题,提出相应的技术对策。优选SFD-1、无荧光防塌剂BY和Soltex等关键封堵处理剂,并对目前使用的油包水钻井液配方进行优化和室内评价。实验结果表明,优化后的钻井液具有良好的性能,高温高压滤失量小于3 mL,抗岩屑侵可达30%。该钻井液技术在大庆油田古龙区块**2HC井进行现场试验,施工顺利,井下无复杂事故发生,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大庆油田页岩油勘探开发中具有应用前景。      

长庆致密气超长水平段水基钻井液技术

2020年长庆气田在致密气井区先后完成了3口超长水平段水平井,水平段长度分别为3321、4118和4466 m,均使用水基钻井液完成施工,不断刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段给降摩减阻、钻屑清洁、泥岩防塌等工作带来极大难度,针对这些难点并结合地层岩石结构特点进行了针对性的技术攻关,形成了超长水平段井眼净化、井眼稳定等技术和CQSP-RH水基钻井液体系,现场应用效果良好,水平段井壁保持稳定,完钻钻具下放摩阻控制在500 kN左右、套管摩阻控制在350 kN以内,顺利完井。随着长庆油气田开发力度的加大,为了动用水源保护区、林区并提高单井产量,长水平段井的开发成为必然,这些井的顺利完成,为油气田的后续开发带来了极大的示范作用