顺北5-8井志留系破裂性地层提高承压能力技术

新疆顺北区块古生界志留系地层由于地质构造运动强烈,断裂带附近缝网发育,且深层存在高压盐水层,钻井液安全密度窗口窄,井漏严重且高发。针对志留系防漏堵漏技术难点,深入分析了志留系破裂性地层漏失特性,通过地质、测井、岩屑等资料分析漏层岩性及孔渗特征,根据实钻数据、测井和水力学等方法分析漏层通道的大小和连通情况,对地层承压能力影响因素进行了细致分析,针对主要裂缝地层开发了抗高温致密承压堵漏配方,并根据不同的漏失类型制定了"随钻封堵、逐步强化、分段承压、稳步推进"的防漏堵漏技术思路,在顺北5-8井进行防漏堵漏作业13次,均获成功,有效提高了地层承压能力,井漏复杂处理时间同比大幅度减少60%。      

莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。     

南海莺琼盆地高温高压井堵漏技术

南海西部莺琼盆地地质条件复杂,井底温度和压力高,钻进目的层过程中井漏频发。为解决井漏问题,在分析发生井漏主要原因的基础上,提出了将耐高温刚性堵漏材料和耐高温弹性堵漏材料相结合的思路。在钻井液中添加耐高温刚性堵漏材料DXD和耐高温弹性石墨堵漏材料TXD配制成堵漏浆,DXD在诱导裂缝中架桥,TXD在压差作用下充填于诱导裂缝剩余孔隙中,防止诱导缝进一步开启扩大,封堵诱导裂缝,提高地层承压能力。室内性能评价表明,堵漏浆密度最高可达2.40 kg/L,抗温能力可达200 ℃。堵漏浆在莺琼盆地多口高温高压井进行了应用,堵漏效果较好,堵漏成功率由采用常规堵漏技术的30%左右提高到了80%以上。这表明,该堵漏浆可以封堵莺琼盆地目的层的诱导裂缝,提高地层的承压能力和堵漏成功率,解决井漏频发的问题。      

国外Y区S25井堵漏技术

国外Y区HOS区域南部边缘Pabdeh地层灰岩裂缝性发育,岩性为低强度白云岩,钻进施工过程中易发生漏失,漏层分布没有规律,漏失层位多且具有连续漏失特点,在漏速对密度敏感的井段难以堵漏,且裂缝性漏失地层的承压堵漏施工困难。针对上述难点,应用DL-A高温高压堵漏实验仪器,以2 mm圆孔模板,对不同配方桥堵剂进行了模拟堵漏实验,优选出了适合2 mm孔隙和裂缝性地层的桥堵剂,提出了该地区上部地层漏失以防为主,防堵结合的技术措施;中部地层采用低密度钻井液钻穿漏层,中下部地层采用随钻堵漏与承压堵漏相结合的钻井液技术,并优化堵漏浆配方以提高地层承压能力,该项技术在S25井应用中获得了良好的堵漏效果。     

化学固结承压堵漏技术在明1井的应用

明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的1口预探井,该井雷口坡组以上地层由于裂缝发育、断层多、地层破碎、胶结性差,加之钻井液密度窗口窄,多次发生失返性恶性漏失。采用桥堵、可控胶凝、水泥浆、凝胶等多种堵漏方式,均告失败,采用常规承压及雷特承压堵漏方法,但效果均不好。后采用化学固结浆封堵施工井段,采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层,防止憋挤时压漏上部薄弱地层,提高了地层承压能力,达到了施工要求,为顺利完成该井的施工任务提供了安全保障。化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料,具有微小膨胀功能,密度在1.05～1.90 g/cm3之间可调,抗温达180℃;交联成膜浆使用高强度桥接堵漏材料代替常规的桥接材料,并引入化学交联固结材料,抗返吐能力大于3 MPa,抗温大于180℃,抗压差大于20 MPa。该化学固结承压堵漏技术的成功应用,为在易漏地层提高地层承压能力提供了一种有效的堵漏方法。      

提高裂缝性地层承压能力机理研究进展

地层承压能力是钻开井眼后地层不发生钻井液漏失时所能承受的井筒压力极限。由于天然裂缝发育，裂缝性地层通常表现出较低的承压能力，在固井和多压力系统钻井过程中频发井漏复杂。为了顺利完成固井和窄(负)安全密度窗口钻井施工，通常需要进行提高裂缝性地层承压能力作业，以扩大钻井液安全密度窗口上限。文章首先分析了不同地层的承压能力模型，然后从地层表观破裂压力、周向应力、裂缝闭合压力、裂缝延伸阻力和温度效应五个方面综述了提高地层承压能力的力学机理、适用条件和关键技术。现有提高地层承压能力技术得到了广泛的应用，但其背后的力学机理还尚存争议，应用成功率也有待提升。建议继续开展提高地层承压能力力学机理研究，研制更加符合力学机理要求的堵漏材料，进一步强化提高地层承压能力作业效果。     

莺歌海盆地超高温高压井挤水泥承压堵漏技术

南海西部莺歌海盆地X构造具有超高温高压地质特征,最高地层温度204 ℃,最大地层压力系数2.19,但地层承压能力低,安全密度窗口窄,钻井过程中极易发生井漏等复杂情况,严重影响钻井安全。为提高地层承压能力,保证超高温高压井段钻井安全,设计了“前置液+抗高温水泥浆”注挤水泥浆体系,通过优化堵漏水泥浆配方,提高了堵漏水泥浆的耐温性能,增强了其封固性能;采用“试挤清洗液+注挤水泥浆”间歇式注挤水泥浆工艺,并利用Drillbench软件模拟分析了井筒温度场,根据井筒温度场精准控制注挤水泥时的水泥浆用量及胶凝时间,提高了堵漏效果。现场应用结果表明,X构造应用挤水泥承压堵漏技术,提高了地层承压能力,扩大了安全密度窗口,为后续超高温高压井段安全顺利钻进提供了重要条件。超高温高压井挤水泥承压堵漏技术可以满足莺歌海盆地X构造安全钻井的需求,并可为类似超高温高压井钻井提供借鉴。      

塔河油田T913井承压堵漏技术研究及应用

塔河油田T913井在石炭系5285-5412m发育127m的盐膏层。钻井液密度在1．63-1．68g／cm^3才能满足盐膏层正常钻进要求，但上部井段承压能力低，容易压漏地层。因此，在分析上部地层特性的基础上，制订出适合不同地层的堵漏浆配方及施工技术工艺。采用承压堵漏技术对上部地层进行先期堵漏，以保证钻盐层过程中上部地层的稳定。施工过程共替堵漏浆494．5m^3，挤入地层204．7m^3，上部地层承压能力由1．24g／cm^3量密度提高到1．74g/cm^3当量密度，应用取得了良好的效果，满足了深层盐膏层钻进的要求，为深层盐膏层钻进要求．     

高强度堵漏技术在KES1103井的应用

KES1103井盐层及盐下地层均采用高密度油基钻井液体系,实钻过程中主要复杂为井漏,共计发生井漏30次,累计漏失油基钻井液5 028 m³。该井井漏基本涵盖了山前地区常见的井漏类型：卡盐底井漏、裂缝发育地层井漏、套管鞋井漏等,且同一开次包含两套或多套地层压力系统,漏点不易确定,堵漏难度极大。该井采用高酸溶沉降隔离、油基钻井液桥浆堵漏、水基钻井液桥浆堵漏、高失水快强箍堵漏、雷特桥堵堵漏等多种堵漏技术,有效提高地层承压压力,达到快速治漏的目的,为复杂地质条件下深井“安全、高效、经济”钻完井和加快勘探开发进程提供强有力的技术支撑。     

明1井交联成膜与化学固结承压堵漏技术

明1井二开1 894.00~2 514.00 m井段钻进过程中漏失频发,且地层承压能力低,为保证二开后续井段钻井安全,需要对该井上部井段进行承压堵漏作业,以提高其承压能力。在分析漏失情况和钻遇地层岩性的基础上,确定了易漏失层位。根据易漏失层位的岩性并借鉴前期堵漏经验,确定采用交联成膜与化学固结承压堵漏技术进行承压堵漏作业,即首先利用交联成膜堵漏浆初步提高地层的承压能力,再利用化学固结堵漏浆进一步提高地层的承压能力,以满足高压油气层安全钻进要求。明1井上部井段进行交联成膜与化学固结承压堵漏后,2 021.58 m以浅井段地层的承压能力提高到1.70 kg/L以上,2 021.58 m以深井段地层的承压能力高于1.60 kg/L,达到了承压要求,二开井段后续钻井过程中,承压堵漏井段未再发生漏失。实践表明,交联成膜与化学固结承压堵漏技术可大幅度提高易漏失地层的承压能力,为同类地层承压堵漏提供技术借鉴。