盐水钻井液在伊拉克东巴地区取芯井的应用

东巴格达油田位于美索不达米亚盆地,探明储量在15×10^8t左右。该区块地质情况较为复杂,二开井段泥岩和盐膏层发育,易发生坍塌和缩径;三开和四开井段岩性胶结质量差,易发生剥落掉块等事故。从前期施工情况看,该区块在钻井过程中主要风险是由剥落掉块造成的坍塌卡钻及地层裂缝造成的井下漏失。为了进一步摸清储层的地质情况,进行了取芯作业,通过钻井液密度控制、提高体系抑制性等技术措施顺利完成取芯作业,获得了较高的岩芯收获率。     

华北JX井Ф215.9mm井眼“一趟钻”钻井关键技术

针对华北油田JX井二开Ф215.9mm井眼钻井轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、井眼清洁困难、地层岩性变化大、易垮塌、漏失等难题,在使用Landmark软件计算井下岩屑床分布、不同钻具组合形式下钻头侧向力的基础上,通过开展水力振荡器、井眼清洁工具应用,进行钻头优选,优化钻具组合、钻井参数,以及聚合物钻井液配合新型防塌、防漏、润滑剂等技术,实现一趟钻钻进馆陶组、东营组、沙河街组地层,进尺1883m,机械钻速达20.25m/h,事故复杂率为零,多项技术指标明显优于区块同类型井。JX井二开"一趟钻"钻井技术的成功实施,为华北油田束鹿凹陷提质高效开发提供借鉴意义,为复杂井眼轨迹、多组地层井段实施"一趟钻"钻井技术提供了经验。     

玉北7井钻井液技术

玉北7井位于塔里木盆地麦盖提斜坡玛南4号构造上,是西北油田分公司部署在玉北地区的一口超深探井,该地区地质构造复杂,上部地层泥岩造浆严重,中部含有膏盐层和盐水层,易发生蠕变缩径造成起下钻遏阻卡,需要提高钻井液密度至1.70g/cm3以上来保证井下安全,极大地增加了钻井液处理和维护的难度.二叠系的开派兹雷克组垮塌严重引起起下钻遏阻卡、划眼困难和卡钻等井下复杂情况,针对这些复杂情况,现场使用了KCl-阳离子乳液聚磺钻井液体系,现场应用表明该钻井液体系具有抑制性强、流变性易于控制和良好的防塌性,满足了钻井施工的要求.玉北7井是目前玉北地区唯一没有发生任何事故的井.     

米泉1井钻井技术难点分析和对策

米泉1井位于新疆维吾尔自治区米泉市白杨河乡,是一口区域探井,属于准噶尔盆地南缘博格达山前七道弯背斜构造带,设计井深3600m.准噶尔盆地南缘自晚古生代以来,经历了复杂的裂陷、洋盆发育、板块对接、拆离、俯冲、碰撞和基底楔冲作用,地层应力高,地层易斜,井壁坍塌、缩径严重,地层地质情况复杂,钻井施工难度大.实钻中,地层岩性灰色泥岩、深灰色岩、灰黑色碳质泥段长达2361m,并夹有厚煤层,属于典型的山前高陡构造;侏罗系及以下地层倾角70°左右,井身易斜,大井眼()406.4mm、()311.2mm防斜、纠斜困难,直井井眼轨迹变化较大,增加钻进、起下钻、下套管摩阻;钻井过程中曾因为地层坍塌、缩径发生多起井下复杂和事故[1].简要介绍井下复杂和事故过程,分析处理复杂事故原因、钻井技术难点和对策.     

英卖力地区深井钻井认识

塔里木油田英卖力地区具有地层压力跳跃性大的特点.上部地层易缩径,并含有浅气层;中部地层含有高压盐水层;下部地层成岩性好可钻性差,膏泥岩段和纯盐层厚;储层为高压凝析气藏,储层厚.英卖力地区地质岩层较为复杂,夹层较多,岩石可钻性变化频繁,极易造成钻头损伤,在该区块钻井易发生井漏、溢流、缩径卡钻、沉砂卡钻等事故,根据已钻井资料显示,英卖力区块曾发生多起井下事故,为了适应该地区深井钻井要求,减少或避免井下复杂和事故,提高机械钻速,结合该地区的地质特点与深井钻井特点,经实钻经验的总结,制定了一套技术措施,以指导钻井施工,并在实践中完善.     

丰卤1井堵漏及盐膏层钻井液技术

丰卤1井是位于邛崃市道佐乡万福村4社的一口非油气重点勘探井,该井设计井深5300m,完钻井深5345m,主要钻探目的是探明三叠系雷口坡组层位卤水实际含量。丰卤1井钻遇地层复杂,蓬莱镇组至遂宁组井段软泥岩地层易缩径、钻头易泥包、起下钻易遇阻,自流井组至须家河须一段同一裸眼段钻遇多套压力系统地层、且地层裂缝发育承压能力低,多次发生孔隙渗透性漏失甚至洞穴裂缝型大型漏失,防漏堵漏难度大,目的层存在高压盐水层和不同厚度的盐层、盐膏层,极易发生盐岩溶解、吸水膨胀垮塌、蠕变缩径,造成坍塌掉块和卡钻等事故,钻井液维护处理困难。丰卤1井二开采用空气泡沫钻井液转化为聚合物钻井液体系,三开井段采用聚磺钻井液体系,四开井段采用聚磺钻井液体系转化为NaCl盐水聚磺钻井液体系。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故,不断优化钻井液性能,并采取相应的工程技术措施,确保了丰卤1井顺利钻达目的层。     

鲁页参1井钻井液技术

鲁页参1井钻遇地层复杂,水敏地层造浆严重,二叠系地层坍塌掉块,出现卡钻事故,导致钻井施工进度慢,风险大。针对钻井施工中存在的技术难题,开展了一系列的技术攻关,确定了一开和二开以及取心段的钻井液体系,形成了一整套钻井液技术和工程技术措施。实践表明,该套钻井液体系解决了鲁页参1井钻井中出现的坍塌、掉块等难题,减少了井下故障的发生,提高了钻进速度,建井周期明显缩短,为以后的钻井施工提供了技术支持。     

鲁迈拉油田钻井液及防漏堵漏技术研究

鲁迈拉油田属于阿拉伯美索不达米亚前缘盆地,构造以北西—南东向简单平缓的大型长轴背斜为主。地层岩性以碳酸盐岩和页岩为主,存在不等厚的盐膏层。该油田地质条件较为复杂,一开易发生坍塌、卡钻,二开易发生严重漏失、硫水侵及泥页岩缩径,三开易发生油气侵、泥页岩剥落,钻井作业十分困难。概述了该区块的地质情况,分析了施工难点,介绍了应用于该区块的钻井液及防漏堵漏工艺技术。钻井液体系和防漏堵漏技术共应用21口井,R511、R-512两次打破当地钻井记录,该项技术整体达到了国际先进水平。     

AD401-7定向井卡钻复杂事故的处理及分析

AD401-7井属于吐哈盆地鲁克沁油田AD-I块构造。该区块在勘探开发初期极少出现因井下坍塌而发生的卡钻事故,AD401-7井在井身结构设计时,参考的是前期地质勘探资料和邻井数据资料,未考虑到钻井过程中出现薄煤层夹层的情况,原有设计在该井段易导致井壁不稳,所以实际钻井过程中发生了卡钻事故。本文通过对AD401-7井卡钻事故的研究,从地质因素、物理化学因素、工艺因素等几方面,深入分析了该井发生坍塌卡钻可能存在的原因及机理,并对这些原因导致的卡钻事故提出了针对性的预防措施和处理方法。     

湘新页1井钻井技术难点及对策

湘新页1井为一口页岩气参数井,自二开以来频繁出现泥岩地层坍塌掉块的问题,尤其是到了三开以后,坍塌掉块更加频繁、掉块尺寸3～5cm。由于井径扩大,出现“葫芦井眼”,测井时易阻卡,固井时泥浆顶替效果不好,影响固井质量。为保证钻探顺利进行,结合钻遇地层的特点,分析了该井技术难点,并采取了针对性技术措施,安全钻穿了井壁垮塌井段。湘新页1井在易垮塌地层的钻井实践为今后在严重破碎带地层安全钻井积累了经验。     

旋转导向钻井技术在HJ203H井的应用

HJ203H井是中国石化西南油气分公司在川东北地区部署的第一口水平井.川东北地区地层存在地层倾角大、地层压力高、可钻性差、易井漏、硫化氢含量高等特点,钻井施工难度较大.介绍了旋转导向钻井技术及其在HJ203H井的现场应用.旋转导向技术在该井的成功应用,为钻转导向技术在该区块的进一步推广奠定了良好的基础;同时,为在该区块进行高难度、大位移水平井施工提供一条技术思路,为川东北地区超深气藏的开发提供借鉴.应用钻转导向技术钻出的井眼轨迹圆滑,增加了水平段的延伸能力,提高了水平井的单井产量,旋转导向技术在该井的成功应用创造了良好的经济效益和社会效益.     

海拉尔油田贝中区块钻井实践与认识

针对海拉尔油田贝中区块上部地层伊敏组大段泥岩,极易水化膨胀,造成缩径,起下钻容易造成井壁剥落坍塌,下部地层倾角变化大,断层多、岩性可钻性差,增加了井眼轨迹控制难度,并且钻井过程中若岩屑返出不充分,部分岩屑吸附在上部井壁,形成虚泥饼,容易造成卡钻的特点,通过现场实践,制定适合贝中区块钻井技术措施。     

新疆塔东区块古城15井钻井液技术

古城15井是大庆油田在新疆塔东区块施工的一口深层预探井,目的是落实中下奥陶统鹰山组中下部白云岩储层含气情况。该井目的层埋藏深,地温梯度较高,地质条件复杂,钻进过程中主要面临以下技术难点:一开钻遇高渗易漏流砂层,易坍塌、漏失,损坏井架基础,且低返速与井眼清洁间矛盾较为突出;二开大段泥岩与复合盐膏层发育,地层造浆性强,井壁失稳现象严重,对钻井液抑制性和抗污染能力要求较高;三开地层坚硬致密,可钻性差,层理裂隙发育,易发生剥落掉块、坍塌,低返速条件下要求钻井液具有较强的悬浮和携带能力;四开地层含有硫化氢气体,安全钻进难度较大,且局部发育有高压盐水层,施工存在塌、漏、涌等风险。针对上述技术难点,通过室内研究确定了三套钻井液体系,现场应用中钻井液性能稳定,抑制能力突出,润滑防卡和封堵防塌能力强,满足了该井施工需要,与同区块邻井相比,机械钻速提高30%以上,效果显著。     

塔河油田TK233X斜直井钻井技术

TK233X井是塔河油田一口施工难度较大的“S”型长裸眼斜直井，二开φ241．3mm裸眼井段长达4346m，裸眼段长，钻遇地层复杂，地层压力存在较大差异，井身结构与井眼轨迹特殊，在井深4966m以下，定向钻进。该井的关键技术是控制好井眼轨迹，提高钻井液的防缩径阻卡、稳定井壁能力和润滑性，通过合理的钻具组合及MWD的随钻监测来调整钻井参数，根据实钻情况，基本实现了井眼畅通，携岩能力强，井眼稳定无阻卡现象，定向造斜顺利，测井下套管一次到位，确保了安全、快速、优质施工。被甲方评为了优质井。     

义286井钻井液技术

义286井位于渤南地区.该区块由于地层水敏性强,易发生粘卡、掉块、井塌、气侵、井漏等复杂情况,引起划眼、卡钻等事故.根据渤南地区地层特点研制了具有强抑制性及良好封堵能力的双聚—铝基抑制性钻井液体系,并进行了现场试验.应用结果证明,该钻井液体系有较好的悬浮携带、护壁防塌、润滑防卡能力,具有极强的抑制性,流变性易控制,抗高温、抗污染能力强,储层渗透率恢复值高于其它水基钻井液体系,可满足渤南地区强水敏性储层钻井施工要求.     

塔里木盆地顺北区块二叠系井漏复杂的分析及对策

顺北区块钻井项目施工中,二叠系的井漏复杂情况较多,漏失量大,易发生再次或多次漏失,严重时导致井壁垮塌掉块卡钻,致使井下复杂情况高发,给钻井工程带来损失,影响了该区块的勘探开发速度。二叠系火成岩发育,地层裂缝发育,地层破裂,钻井时井下复杂主要表现为漏失。针对此问题开展了顺北地区二叠系井漏复杂分析,结合顺北区块施工项目的实际情况以及二叠系地层特点,分析了该区块的二叠系钻进难点,总结了随钻堵漏技术具体的施工措施和不同漏速下的堵漏方案.经过实践验证,该综合防漏堵漏对策能有效减少井漏复杂,提高堵漏效率。     

英卖力地区深并钻井认识

塔里木油田英卖力地区具有地层压力跳跃性大的特点。上部地层易缩径,并含有浅气层;中部地层含有高压盐水层;下部地层成岩性好可钻性差,膏泥岩段和纯盐层厚;储层为高压凝析气藏,储层厚。英卖力地区地质岩层较为复杂,夹层较多,岩石可钻性变化频繁,极易造成钻头损伤,在该区块钻井易发生井漏、溢流、缩径卡钻、沉砂卡钻等事故,根据已钻井资料显示,英卖力区块曾发生多起井下事故,为了适应该地区深井钻井要求,减少或避免并下复杂和事故,提高机械钻速,结合该地区的地质特点与深井钻井特点,经实钻经验的总结,制定了一套技术措施,以指导钻井施工,并在实践中完善。     

永1-平1高密度超深水平井钻井液技术

永1-平1井是永进油田继探井后设计的第一口超深水平井,也是开发永进油田的先导试验井。设计井深7349.0m,完钻井深6172.48m。上部地层井眼大,裸眼段长,井眼净化和井壁稳定是关键。清水河组泥岩易掉块,掉块不易破碎,极易卡钻。西山窑组砂泥岩互层易垮塌;砂岩地层压力低,易发生压差卡钻。无实钻资料可借鉴,定向过程中轨迹不圆滑;四开使用2°螺杆强力增斜形成"S"形井眼。斜井段易形成岩屑床,导致定向传压不畅。高密度钻井液体系流变性和高温稳定性调整困难。这些因素严重制约永进油田的勘探开发。通过使用多套钻井液体系,施工中优化钻井液性能参数,采用径向支撑、物化结合防塌技术,悬浮携带净化井眼技术、润滑防卡和流变性调节技术,配合工程施工,顺利钻至6172.48m,为本区块勘探开发提供了详实的工艺参数。     

大水平位移五段制斜直井的施工难点与重点

TH10314X井是塔河油田十区块的施工难度较大的一口五段制斜直井。三开215.9mm裸眼井段长达2082m,钻遇地层较复杂,尤其是出244.5mm的套管40m白垩系砂岩地层开始定向造斜,进入二叠系前吊直(二叠系顶部为5093m),水平位移达417.93m。该井的关键技术是控制好井眼轨迹和克服二叠系的漏失和掉块现象,提高钻井液的防阻卡、防掉块,稳定井壁和润滑性,通过合理的钻具组合、钻井参数及MWD的随钻监测来调整钻井参数,根据实钻情况,基本实现了井眼畅通,下套管一次到位,确保本井的施工顺利完钻。     

鸭西小井眼定向井钻井液技术

随着玉门油田勘探开发的深入,小井眼开窗侧钻井成为老井复苏的重要技术手段,鉴于小井眼开窗侧钻井井斜大、井眼小,一旦井下发生事故复杂,其处理难度大,因此对钻井液防塌、润滑、携岩等技术环节提出了更高的要求。依据小井眼定向井钻井的要求和玉门油田鸭西区块的地层特点,通过优选方案,解决了井壁失稳、润滑防卡、岩屑携带等一系列技术难题,较好地满足了钻井施工的各项要求。