塔中油田西部区块目的层钻井液复杂处理工艺

塔中油田西部区块目的层奥陶系鹰山组、良里塔格组地层为缝洞型碳酸盐岩储层,裂缝、孔洞发育丰富,目的层钻进过程中钻井液常出现恶性井漏、高含H2S的天然气侵入、阴离子CO_(3)^(2-)/HCO_(3)^(-)污染、井口高套压四个棘手复杂问题。面对单个或多个交叉复杂问题,通过代储钻井液输血型补偿漏失井次、除硫剂+高pH值预防模式、高粘度抗温凝胶段塞封缝堵气技术、CaO+CaCl_(2)中和阴离子模式、井控专家24h驻井把关制度,全过程积极的井控理念均能有效解决现场实际生产问题,具有较强的指导和借鉴意义。     

高温下润滑剂致使钻井液起泡的原因研究

针对目前川庆钻井公司在其塔里木地区所用钻井液中添加润滑剂之后,钻井液出现严重起泡的问题,对川庆钻井公司在塔里木地区常用的三种钻井液润滑剂在高温下引发钻井液起泡的性能进行了评价,对润滑剂引发钻井液起泡的影响因素和原因进行了研究。研究结果表明,在140℃、pH值为10时,加有润滑剂YDL-1的钻井液起泡性最强;当pH值>10时,加有润滑剂RH-220的钻井液起泡性最强。钻井液的起泡性与润滑剂中所含酯类物质的水解皂化密切相关。增加钻井液pH值,会加剧酯类物质水解皂化,从而产生更多表面活性物质,增强钻井液的起泡性;相同pH值下,增加润滑剂的加量也会增加钻井液中表面活性物质的量,导致钻井液起泡性增强。     

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。     

FDM-1成膜封堵剂的实验评价及应用

哈得逊地区石炭系地层以泥岩为主,夹薄层砂岩、角砾岩。钻井过程中剥落掉块严重,造成挂卡,岩屑代表性差,影响地质录井;增斜段和水平段钻井托压严重,定向和钻井效率很低。为此,钻井液引入了成膜封堵技术,对FDM-1新型成膜封堵剂进行了室内评价实验,建立了溶液漏失量和滤膜透失量评价成膜效率的方法,并对其在土浆中的作用机理进行研究。实验评价和现场应用结果表明,FDM-1是一种纳米-微米级高分子聚合物乳液,可在多孔介质表面通过滤失形成致密的高分子膜,这种高分子膜具有非渗透、可变形的特征,在地层孔隙中形成致密的封堵层,降低滤失量,有效地稳定井壁,解决泥页岩掉块问题。同时,通过改善泥饼质量起到润滑减阻,有效地解决定向托压的问题。     

FDM-1成膜封堵剂的实验评价及应用

哈得逊地区石炭系地层以泥岩为主,夹薄层砂岩、角砾岩。钻井过程中剥落掉块严重,造成挂卡,岩屑代表性差,影响地质录井;增斜段和水平段钻井托压严重,定向和钻井效率很低。为此,钻井液引入了成膜封堵技术,对FDM-1新型成膜封堵剂进行了室内评价实验,建立了溶液漏失量和滤膜透失量评价成膜效率的方法,并对其在土浆中的作用机理进行研究。实验评价和现场应用结果表明,FDM-1是一种纳米-微米级高分子聚合物乳液,可在多孔介质表面通过滤失形成致密的高分子膜,这种高分子膜具有非渗透、可变形的特征,在地层孔隙中形成致密的封堵层,降低滤失量,有效地稳定井壁,解决泥页岩掉块问题。同时,通过改善泥饼质量起到润滑减阻,有效地解决定向托压的问题。      

原矿土钻井液室内评价与应用

塔里木盆地大北区块井眼尺寸大,上部地层普遍含砾石,钻井液存在携砂难、沉砂卡钻和压差卡钻风险。目前使用的OCMA膨润土虽然符合OCMA或者API标准,但加入到氯化钾聚合物钻井液中增黏效果有限,配制出的钻井液黏度、切力低,滤失量大,不适合大北区块山前井超大井眼的安全快速钻井。为此,提出了用原矿膨润土替代OCMA膨润土配制钻井液的方法。分析了OCMA膨润土增黏失效的原因,评价了原矿膨润土钻井液的流变性能,滤失造壁性能,配伍性能和抗盐水污染能力。研究了原矿膨润土的粒径分布和比表面积。现场应用表明,原矿膨润土钻井液比OCMA膨润土钻井液具有更好的增黏效果,滤失量更低,井下更安全,能满足大北区块超大井眼的携砂要求,井眼畅通,具有推广应用价值。      

重力置换解卡与低摩阻钻井液在ST2-4井的应用

ST2-4井是位于塔里木盆地桑塔木断垒带2号构造的一口侧钻井，其Φ152.4 mm井眼4350～4800 m井段井斜为0°～61.1°，中途完钻直推存储式测井过程中发生电测仪器被卡，井底50.95 m电测仪器无水眼通道，不能建立循环，第一次浸泡常规解卡液未解卡，第二次对常规解卡液配方改造升级为改进型解卡液，成功解卡，避免了超千万的电测仪器损失。改进型解卡液的改进措施包括：(1)将配制解卡液的清水替换浓度为10%的CaCl₂盐水；(2)将快速渗透剂快T的浓度提高至30%;(3)将解卡液密度提至高于井浆密度0.5 g/cm³，利用重力置换原理将解卡液置换至井底浸泡电测仪器。解卡后采用“低黏度切力轻浆+重稠浆段塞”携砂工艺保持井眼通畅，引入有机减阻剂YJJZ-1将常规KCl聚磺体系转换为低摩阻钻井液降低摩阻，通过提高HTHP泥饼质量、加强井浆防塌抑制性结合，完成了斜井段易黏卡井段电测、下套管作业。     

塔里木油田跃满西区块高温恒流变钻井液研究与现场试验

塔里木油田跃满西区块深部地层钻井液安全密度窗口窄,易出现井漏、井塌、卡钻和盐水侵等井下复杂情况,目前所用钻井液存在高温增稠、抗CO₃2–/HCO₃–和劣质土污染能力差等问题。为解决这些问题,研究了以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液,在试验分析主要试剂性能的基础上确定了基本配方。通过室内试验,评价了该钻井液的高温恒流变性、抗CO₃2–/HCO₃–污染性能和抗钠膨润土污染性能,试验发现,其100与180 ℃时的塑性黏度比值为1.3,动切力比值为1.5,初切力比值为1.7,终切力比值为1.2,随温度升高各流变参数的变化幅度明显低于常用钻井液,可抗2.0%的CO₃2–/HCO₃–复合污染、10.0%的钠膨润土污染。高温恒流变钻井液在跃满西区块2口井现场试验中,流变性能稳定,钻后井眼畅通,减少了井下复杂情况,取得了显著效果。      

哈拉哈塘区块标准井防阻卡钻井液技术

哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5 200 m,二开井段存在不同程度的阻卡复杂,严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例,分析了二开不同井段的阻卡原因,提出了相应的钻井液技术措施:白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡,采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术,同时配合大排量紊流携砂防止阻卡;侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡,进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系,并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡;定向井段采用传统的“固?液”润滑方法防止托压,效果不明显,加入0.3%~0.5%特制蛭石,通过改变钻具与井壁之间的接触方式,有效降低摩阻200~300 kN,解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明,针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井,未发生井下阻卡事故复杂。     

HT2井三开水基钻井液CO32-和HCO3-污染处理工艺

HT2井三开φ311.1 mm井眼4 513~5 785 m井段在钻进、中途完钻过程中，因和田河气田主产层东河砂岩段与非产层奥陶系灰岩、云岩碳酸盐地层持续释放阴离子，水基钻井液被CO₃2-和HCO₃-污染周期长达140 d，该阶段滤液Ca2+浓度始终为零；因地层破碎前期出现三次卡钻事故，需钻井液保持高黏度、切力（漏斗黏度为120~150 s、切力为（4~5）/（15~25） Pa/Pa），将地层掉块及时有效带出，在二者相结合的条件下，钻井液出现脱气困难、泥浆泵上水困难问题，流变性难以控制，后期深井高温段遭遇无任何资料介绍的钻井液呈低温果冻状形态。前期通过引入生石灰、氯化钙、有机盐和纳米乳液，后期在未使用稀释剂的前提下通过高浓度磺化胶液、碱液进行维护调整，较好地控制了钻井液的流变性，保证了工程安全钻井，实现了预期地质目标。