彭页2HF井油基钻井液技术

彭页2HF井是部署在彭水区块的一口重点页岩气勘探水平井。该区页岩微裂隙发育、伊蒙混层含量较高,滤液进入地层后,与黏土矿物、微裂缝发生综合作用,井壁极易失稳;同时由于页岩微裂隙发育,极易发生井漏,且地层承压能力低;该井水平段长达1 650 m,对井眼清洁要求高。因此,井壁失稳、井漏频发和井眼清洁要求高是本井施工主要技术难点。笔者在分析彭水区块页岩矿物成分和裂缝分布的基础上,制定了相应的技术措施,进行了油基钻井液现场应用,取得了显著效果,创造了国内陆上页岩气水平井水平段和水平位移长度新纪录。该井的成功实施,对于国内其他地区页岩气水平井油基钻井液技术施工具有指导和借鉴作用。     

高密度油基钻井液在长宁——威远区块页岩气水平井中的应用

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组黑色页岩层具有较强的层理结构,微裂缝和裂缝发育。钻进过程中钻井液沿微裂缝和裂缝侵入地层,使井壁易发生层间剥落,造成井壁失稳。针对该区龙马溪组页岩层的地质特点,分析使用油基钻井液钻井的技术难点,提出了相应的技术对策。在自主研发出三合一乳化剂CQMO的基础上,通过实验优选出高密度油基钻井液配方,并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,该高密度油基钻井液体系具有好的高温沉降稳定性、抑制性、封堵性和抗污染性。该高密度油基钻井液体系已成功应用于长宁—威远国家级页岩气示范区36口水平井钻井,解决了钻进页岩气水平井摩阻大、井眼净化难和井壁失稳等难题,能满足页岩气水平井技术需要;钻进过程中,钻井液性能稳定,井壁稳定,携砂良好,井下安全。该高密度油基钻井液可在其他页岩气区块推广应用。     

页岩水平井用高性能油基钻井液研究与应用

国内页岩油气水平井用油基钻井液(OBM)存在切力低、流变性能差等问题,难以完全满足页岩油气长水平井钻井施工井壁稳定与井眼清洁的技术要求。针对上述问题,在借鉴国外先进技术的基础上,开展了页岩油气水平井用OBM体系构建,在研发核心处理剂的基础上,形成了一套高性能油基钻井液体系,对其综合性能进行了系统研究,该钻井液体系整体性能指标达到国外同类钻井液体系水平。该油基钻井液在彭页2HF井水平段钻进中进行了成功应用,并创造了国内陆上页岩气水平井水平段和水平位移最长的新纪录。高性能油基钻井液技术的成功研究与应用,提高了我国高性能油基钻井液技术的自主化水平。      

适用于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系

威远地区M井区页岩气水平井钻井过程中易出现井壁失稳、坍塌等问题,而采用油基钻井液时钻屑含油量高、难处理,并且环保压力大。因此,以新型阳离子复合抑制剂DY-Ⅱ为主要处理剂,结合优选的封堵剂、润滑剂,形成一套适合于页岩气井的强抑制防塌高性能水基钻井液体系,并对体系性能进行了评价。室内实验结果表明:钻井液体系具有优良的抑制性和润滑性,页岩滚动回收率达99.2%,极压润滑系数和泥饼黏附系数与油基钻井液体系相当;体系在140℃下老化后流变性能稳定,具有良好的抗温性;采用高效铝基微纳米聚合物封堵剂,能够较好地封堵地层微裂缝,提高井壁稳定性;加入20%钻屑后,体系性能稳定,抗污染能力较强。现场试验结果表明,该体系性能稳定,具有较强的抑制防塌能力,施工过程中未发生井下复杂情况,作业顺利,说明该高性能水基钻井液体系能够满足威远地区M井区页岩气井的钻井需要。     

油基钻井液封堵技术在页岩水平井中的应用

根据页岩水平井水平段页岩裂缝发育、井壁坍塌问题,对油基钻井液的封堵性进行了优化,使用了多种刚性、柔性以及成膜的油基封堵材料进行了评价实验形成了强封堵的油基钻井液体系。泌页ＨＦ１页岩油气水平井现场应用表明,该油基钻井液体系封堵防塌能力强、滤失量低、破乳电压高,具有较强的携带能力,避免了水平井段井壁垮塌问题,中石化河南油田泌页ＨＦ１井三开水平段长１０４４ｍ,钻进、电测、下套管顺利。     

油基钻井液在页岩油气水平井的研究与应用

针对页岩油气水平井的特点,室内着重研究了油基钻井液体系的携砂能力及封堵能力,构建了适合于页岩油气水平井的强封堵油基钻井液体系。通过现场4口页岩油气水平井的应用表明,油基钻井液具有良好的流变性能,没有岩屑床形成,且防塌能力强,滤失量低,井壁稳定,电测一次成功,下套管顺利到底。     

考虑三向应力作用的渤南泥页岩地层坍塌压力

渤南区块罗家地区沙三储层以泥页岩为主,泥页岩厚度大、分布广,有机碳含量高,富含油气。但是该组地层微裂缝发育,岩石强度各向异性明显,加上水化作用影响,水平井钻井过程中井壁稳定问题突出,使用传统坍塌压力预测模型不能有效计算泥页岩储层的坍塌压力,普通考虑弱面的分析模型通常忽略了中间主应力对岩石强度的影响,预测结果也不如意。在对罗家地区泥页岩矿物成分和微裂缝分布情况分析的基础上,基于弱面强度理论,综合考虑三向应力的影响,建立了更精确的坍塌压力预测模型。实例分析表明,对于该区域的泥页岩钻井,一味地增大钻井液密度并不能保证井壁稳定,该区块岩石碳酸盐矿物含量较多,原始强度较高,且地层孔隙度低,如果使用控压钻井,使井底压力略低于地层压力,可增加岩石强度,增大井壁稳定性,并降低钻井成本,增加钻速。      

页岩油藏油基钻井液技术

胜利油田罗家区块和乔庄地区沙三段泥页岩裂缝发育,在该区块钻井具有一定风险性。对该区块泥页岩水化稳定性进行了分析研究,进一步明确了该区块泥页岩水化分散机理。对钻井液体系进行了评价,同时对其应用效果进行了总结。通过在渤页平1井、渤页平2井及梁页1 HF井的现场应用,说明油基钻井液体系完全满足该区块钻井要求,具有良好的页岩抑制性和井眼清洁能力。最后指出了现场应用中存在的问题,并探讨了相关对策。该研究对提高页岩油藏井壁稳定性、保障井下安全具有指导意义。     

渤南区块页岩油地层油基钻井液技术

渤南区块沙三储层以泥页岩为主,层理和微裂缝发育,采用常规水基钻井液水平钻进时,维持井壁稳定的难度很大。室内研究形成了柴油基钻井液和低芳烃油基钻井液配方,考察了其基本性能、封堵性能和抗原油污染性能。研制的柴油基钻井液在渤页平1井进行了现场应用,低芳烃油基钻井液在渤页平2井进行了现场应用。现场应用中未出现因钻井液导致的井下故障,起下钻通畅,无掉块,电测井段井径扩大率均小于3%。室内评价试验和现场应用表明,强封堵油基钻井液具有性能稳定、抑制性强、井壁稳定性好、润滑性强等特点,适用于泥页岩水平井钻井施工。      

龙马溪页岩井壁失稳机理及高性能水基钻井液技术

目前长水平井段井壁失稳问题仍是制约国内外页岩气资源钻探开发的重大工程技术难题。为解决龙马溪组页岩长水平井段的井壁失稳问题,采用X射线衍射分析、氦气孔隙体积测试、高压压汞测试、高分辨率场发射扫描电镜、CT扫描、岩石连续刻划强度等实验,分析了龙马溪组页岩微观组构特征及理化特性,探讨了微观组构特征、理化特性对龙马溪组页岩井壁稳定的影响。研究表明:龙马溪页岩富含脆性矿物,黏土矿物以伊蒙混层为主,微纳米孔隙发育,微裂隙呈缝状、近平行分布,敏感性矿物的存在及其层理、微裂缝发育是导致页岩井壁失稳的主要内在因素。为此,针对性地提出了多元协同稳定井壁水基钻井液防塌技术对策,即"强化封堵-适度抑制-合理密度-高效润滑"。应用该技术对策构建了高性能水基钻井液优化配方,评价表明,该体系有较好的封堵性和抑制裂缝扩展的能力。该体系在黄金坝区块2口井三开进行了现场试验。现场试验结果表明,该体系较好地解决了页岩长水平井段的井壁失稳和水平段摩阻较大的问题,为中国采用水基钻井液技术高效钻探开发页岩气资源提供了新的思路及经验。      

油基钻井液应用中存在的问题分析及对策

胜利油田罗家区块和乔庄地区沙三段油、泥页岩裂缝发育,在该区块钻井具有一定的风险性,使用油基钻井液可以很好地解决此问题。目前,油基钻井液已在多口井进行了应用。在对油基钻井液性能进行介绍的同时,对在渤页平1井、渤页平2井及梁页1井的现场应用中存在的一些问题进行了归纳分析和探讨,并提出了相应的对策。     

涪陵页岩气水平井油基钻井液技术

涪陵焦石坝区块采用水平井开发方式,水平段长1 500 m以上,水平井段为龙马溪组下泥岩段,页岩黏土矿物含量高,脆性强、微裂缝发育,易发生垮塌掉块造成井下事故;井底垂深大于3 500 m,深层页岩气开发,面临着井温升高、携岩带砂要求越来越高、部分井发生垮塌掉块、起下钻遇阻卡的问题,部分井发生失返性漏失,消耗了大量的人力、物力。对柴油基钻井液体系进行了研究,结果表明该体系具有良好的抗温性、在低油水比（70:30）下仍然具有稳定的性能,随钻堵漏材料（粒径级配的高纯超细碳酸钙+有机胶凝漏失控制材料）能够封堵2 mm的裂缝,承压强度达7 MPa,纳米封堵剂（纳米石墨粉和超细海泡石纤维组成的混合物）能够封堵0.1 mm裂缝,承压达到20 MPa。现场应用结果表明,该体系具有良好的井壁稳定能力,井径扩大率低,平均小于3%,润滑性好,起下钻摩阻低,钻井液性能稳定,易于维护处理,能够解决井漏、井垮等复杂情况。柴油基钻井液完全适用于涪陵区块的页岩气水平井钻井施工。      

鄂尔多斯盆地西部页岩油水平井井壁稳定技术

页岩油水平井储层段的井壁稳定至关重要,应用电镜扫描、X衍射、膨胀分散性实验及岩石力学测试等方法,对储层段泥岩矿物组构和理化性能进行了研究。结果表明,研究样品发育微裂隙,黏土含量高达62.24%,以伊利石为主,不含蒙脱石;呈现弱膨胀、弱分散、强亲油弱亲水的特征,在水基钻井液浸泡36 h后,抗压强度下降24.8%。基于以上研究,优化水基硅酸盐钻井液性能及配套措施,形成了页岩油水平井井壁稳定技术。东平1井水平段长625m,一趟钻顺利完钻。     

页岩气油基钻井液体系性能评估及对策

油基钻井液已成为开发页岩气水平井的关键技术之一,具有稳定井壁和保持井眼清洁的功能。通过评价中石油川渝地区油基钻井液体系的流变性、封堵性、固相含量和稳定性等性能,并结合这些井的井下复杂情况原因分析,得出封堵性是保持井壁稳定的关键,提高钻井液φ₆值和排量可以改善井眼清洁,有害低密度固相含量的增加是导致钻井液性能恶化的主要原因。针对井壁失稳、井眼清洁和性能维护等问题,建立了纳-微米封堵评价方法,确定了有害低密度固相含量计算方法,并形成了页岩气油基钻井液技术规范,有望为页岩气水平井的开发提供技术支持。      

长宁区块页岩气水平井无土相油基钻井液技术

针对四川长宁区块页岩气水平井应用的有土相油基钻井液存在的流变性差、易诱发井漏等技术难题,开展了无土相油基钻井液技术研究。为提高油基钻井液的电稳定性和悬浮性,研制了复合型乳化剂G326和油溶性聚合物增黏剂G336,并确定了无土相油基钻井液配方。室内试验结果表明,与有土相油基钻井液相比,无土相油基钻井液具有更强的电稳定性和更低的终切力,有利于预防高密度条件下油基钻井液的稠化和复杂地层漏失问题。无土相油基钻井液在长宁区块某平台4口页岩气水平井进行了现场应用,这4口井井壁稳定,无缩径无掉块,起下钻畅通,井眼始终处于良好净化状态,平均机械钻速提高37.8%。研究结果表明,无土相油基钻井液解决了传统高密度油基钻井液因结构强度大而易诱发井漏的问题,满足了长宁区块页岩气水平井安全快速钻井的需要。      

正电胶聚合醇钻井液在临盘地区的应用

胜利油田在临盘油田发现了夏50等主力油区。该区块油层多厚度大。目的层为沙河街组沙三段油层。沙河街组泥岩厚度大于500m，泥岩中伊利石含量较高（68％），亚甲基蓝容量高，地层分散性和膨胀性较强，造成井壁坍塌、卡钻等复杂事故。开发出了MMH正电胶多元醇钻井液。该体系保持了MMH正电胶钻井液的优良特性，改善了润滑性能，解决了高温高压滤失问题。经现场应用表明，聚合醇与正电胶的协同作用，增强了对粘土的水化抑制能力和防塌性能，利于井壁稳定和油气层保护；该钻井液具有很强的抑制性、润滑防卡性、井壁稳定性，携带和悬浮固相颗粒能力强，并无毒、污染小，荧光灯直照无荧光显示，能满足探井和特殊井的施工要求。     

罗家地区页岩油气测井评价方法

页岩油气已成为中国能源新的增长领域。为了建立针对页岩油气的测井评价方法,以胜利油区罗家地区重点探井罗69井为例,系统研究了泥页岩的岩相、储集空间类型、物性、含油性及测井响应特征。研究结果表明,该类地层孔隙性越好,含油性越好。在此基础上,构建了泥页岩中钙质、石英、粘土等矿物组分含量及孔隙度、含水饱和度、总有机碳含量等评价参数的定量计算模型;进一步根据不同层段的含油气品质,将泥页岩地层划分为4类,其中Ⅰ类层含油气性最高,主要为纹层状泥质灰岩相。该测井评价方法有效地辅助了胜利油区罗家地区泥页岩水平井渤页平1、渤页平2、渤页平3井的部署,目的层良好的油气显示也进一步验证了该评价方法的实用性。