延长油田陆相页岩气复杂地层水基钻井液优化及应用

为实现鄂尔多斯盆地延长油田陆相页岩气安全优快钻井,针对现有有土甲酸钾水基钻井液体系难以保障复杂地层安全钻井、加重成本高和高密度加重困难的难题,在前期广泛调研评价多种封堵剂和加重剂的基础上,优选乳化沥青FT-R、单封DF-A和随钻封堵剂SD-Ⅰ对体系封堵性能进行了优化,优选重晶石粉和钛铁矿粉对体系加重成本进行了优化。认识如下：1)陆相页岩气常规地层钻井液低成本加重方式为现有有土甲酸钾水基钻井液体系+重晶石粉(密度为1.18～1.30 g/cm³)/钛铁矿粉(密度为1.18～1.35 g/cm³);2)陆相页岩气复杂地层钻井液体系为现有有土甲酸钾水基钻井液体系+2.0%乳化沥青FT-R+2.0%单封DF-A+1.0%随钻封堵剂SD-Ⅰ+重晶石粉/钛铁矿粉(密度为1.18～1.40 g/cm³);3)该体系流变性、滤失造壁性、润滑性、抑制性和抗污染性良好,有效保障了YYP-9井三开陆相泥页岩复杂地层安全钻井。该研究成果对鄂尔多斯盆地陆相、海陆过渡相页岩气钻井具有一定的借鉴价值。     

加重材料对抗高温高密度合成基钻井液性能的影响

微锰具有更小的粒径、更高的密度以及可酸溶性，因此具有优异的沉降稳定性和储层保护性能，适用于抗高温高密度钻井完井液。以中海油田服务股份有限公司的密度为2.04 g/cm³的MODRILL合成基钻井液体系为基础，研究了重晶石(4.3 g/cm³)、重晶石(4.4 g/cm³)和微锰(4.8 g/cm³)加量配比分别为10∶0∶0、0∶10∶0、5∶0∶5、6∶0∶4、7∶0∶3、8∶0∶2、5∶5∶0条件下，加重材料对合成基钻井液性能的影响。结果发现，不同加重材料对合成基钻井液的流变性能、电稳定性和高温高压滤失量都有较大的影响；微锰加量的增加会降低合成基钻井液的表观黏度和塑性黏度，增加动切力和φ6读数，会降低体系的破乳电压，但整体上可以满足作业要求，还会大幅度增加体系的高温高压滤失量；重晶石(4.3 g/cm³)∶微锰(4.8 g/cm³)的配比为5∶5时，体系综合性能最佳，缺点为成本相对较高，对于储层保护要求较低的现场，可以用超细重晶石(4.4g/cm     

复合无机盐加重压裂液研究

筛选了两种无机盐复配作为压裂液加重剂,研究了复配比例对性能的影响,确定最佳复配比。优选适用于加重压裂液的添加剂,并对所形成的压裂液体系性能进行研究。该压裂液密度可达1.349g/cm3,耐温135℃以上,具有很好的携砂性和稳定性,高温下顺利破胶,可应用于深井压裂中。     

NaCl、NaBr对HPG压裂液性能的影响

随着国内外深井、高压井、高应力井储层的压裂改造,压裂液加重已成为降低压裂施工压力的必要措施,常用的加重剂为NaCl、NaBr等无机盐。室内研究了NaCl、NaBr对压裂液性能的影响。结果表明,加重之后压裂液黏度升高,并呈指数上升趋势;压裂液耐温耐剪切能力提高,14%NaCl、14%NaBr加重压裂液在130℃、170 s^-1连续剪切120 min后的黏度分别约为200 mPa·s和300 mPa·s,而非加重压裂液剪切70 min后的黏度在100 mPa·s以下;加重压裂液高温滤失降低,黏弹性略有降低。加重后,压裂液破胶相对困难,所需破胶剂量增大。125℃时,30%NaBr压裂液需0.3%APS以上剂量才能达到非加重压裂液加入0.05%APS的效果。低剪切速率下,加重后压裂液的摩擦压降相对偏高;但随剪切速率增大,摩擦压降有低于非加重压裂液的趋势。     

高含硫气田废水回注黄龙3井数据传输方案

压裂液加重是解决高温深井酸化压裂施工压力高、压开难度大的重要手段之一,实验优化形成了能够满足不同加重要求的加重压裂液配方,并对其性能进行了系统的室内评价。结果表明,研制的加重压裂液溶胀性能良好,压裂液密度与盐含量呈线性关系,压裂液密度最高可达1.43g/cm3;随着盐含量增加,压裂液冻胶黏度将大幅下降,稳定性也随之降低,但通过增加交联剂用量可提高加重压裂液在高温下的稳定性;其延迟交联性能能够较好地降低施工管路摩阻,4.0m3/min排量下降阻率达39.9%;在高温(>90℃)环境下能实现快速破胶,破胶液表面张力低(28mN/m);支撑裂缝导流能力伤害率为7%～21%。结合现场一口井对加重压裂液密度优化思路进行了详细的阐述。     

超高压裂缝型气藏分层压裂技术及应用

塔里木油田A气藏埋藏深、压力高、应力大、天然裂缝发育\,储层厚度大,是典型的超高压裂缝型气藏。储层笼统压裂效果差,采用分层压裂改造技术,取得较好的效果。针对超高压深井裂缝型气藏分层压裂难度大的特点,优选完井封隔器+压裂封隔器+滑套作为分层压裂工具;采用测井地应力解释和优化射孔模拟方法,进行分层优化;密度为1.32g/cm³的加重压裂液体系能降低井口施工压力;使用高压施工设备,能满足地面高施工压力的要求。针对超高压深井裂缝型气藏分层改造技术的研究和认识,对类似气藏改造有借鉴和推广作用。     

高温高密度压裂液在大古2井的应用

大古2井目的层井深为6433～6441m,地层温度为174.5℃,破裂压力梯度超过0.0259 MPa/m.受完井及地面设备的耐压限制,常规压裂液由于密度低、耐温性差,无法满足施工作业的要求.为此,通过室内实验,优选出了密度达1.46g/cm3、抗温可达180℃的低摩阻、易返排的高温加重压裂液,该压裂液用NaBr作加重剂,选择水不溶物含量较低、抗温抗盐性能较好的GRJ-4作稠化剂,选用有机硼与过渡金属交联剂的复合物作交联剂,该压裂在180℃高温剪切120min后黏度仍保持在150mPa·s以上,具有良好耐温耐剪切性能.用该压裂液成功买施了加砂压裂作业,井口施工压力高达125.3 MPa,为超高温高压储层压裂改造提供了宝贵经验.     

低成本加重瓜胶压裂液的性能与应用

为了降低高密度加重压裂液成本,室内试验筛选了一种无机盐加重剂,使得压裂液的密度达到1.32 g/cm3,比氯化钾加重压裂液最大加重密度（1.15 g/cm3）大幅提高,与溴化钠加重压裂液相比,相同密度压裂液可节约加重剂成本3000元/m3左右。介绍了无机盐加重瓜胶压裂液的性能,现场实施5井8层,施工成功率100%,有效率100%,压裂试油产量均增加2倍以上,其中2口井天然气产量突破百万方,改造效果显著,可满足塔里木油田库车前陆冲断储层压裂地质特征和压裂工艺的要求,为该区块通过压裂改造大幅提高单井产能实现效益开发提供了有力的技术支撑。     

一种抗高温高密度饱和盐水钻井液的研制

中亚地区天然气藏埋藏深、产层压力大、井底温度高且存在巨厚盐膏层（深度超过4 000 m）,要求钻井液的密度介于2.20～2.60 g/cm³,井底温度超过200 ℃。为此,针对目前钻井液抗高温能力不足、抗污染性能差的问题,以抗高温降滤失剂KJL为核心处理剂,采用优选的复合盐配方来提高液相密度,研制出了一种抗高温的高密度饱和盐水钻井液：抗高温220 ℃,抗钙镁污染、密度2.60 g/cm³,流变性良好,满足了土库曼斯坦、乌兹别克斯坦的3个合同区块天然气钻井作业要求。     

中高温清洁压裂液在卫11-53井应用研究

对适用井温80~120 ℃的中高温清洁压裂液体系进行了室内实验研究和现场施工技术研究，并成功地进行了现场施工。该体系在80~120 ℃温度区间具有较高的黏度，其流变性仅受温度的影响，对剪切历程不敏感。与水或油接触可自动破胶，不需要额外的破胶剂。该体系在卫11-53井应用获得成功，是国内第１口中高温清洁压裂液现场施工井。卫11-53井成功施工说明中高温清洁压裂液已达现场应用的水平。对实验井采用合压的施工方式，用120 m³清洁压裂液加0.09~0.25 mm陶粒3 m³、0.45~0.90 mm陶粒9.4 m³，平均砂比21%。在排量为4.71 m³/min时，施工摩阻仅3.6 MPa/km。压裂施工顺利，压后效果较好，说明该体系摩阻低，携砂能力强，对地层伤害小。     

深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

为了在钻前阶段对待钻井的风险概率进行定量评估,以南海西部莺琼盆地某高温高压气田古近系黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本,基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数,进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率。研究结果表明:①该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态,地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm³的概率约为85%,破裂压力当量密度低于2.30 g/cm³的概率约为15%;②对于直井而言,采用常规钻井手段维持井底压力当量密度为2.25～2.35 g/cm³、波动幅度为0.1 g/cm³,有60%的概率能够实现安全钻井,若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm³以内,则有85%的概率能够实现安全钻井;③对于井斜角为45°的开发井,维持井底压力当量密度为2.23～2.33 g/cm³、波动幅度为0.1 g/cm³,则有45%的概率能够实现安全...     

河探1井超高密度钻井液技术

河探1井是中油股份公司在华北油田河套盆地临河坳陷部署的一口重点风险探井,完钻井深为6460.44 m,钻探目的为探索兴隆构造带光明背斜古近系、新近系生储盖特征及其含油气性。该井三开钻遇四套不同压力系数复杂地层,钻井液密度窗口窄,现场顺利实施了提密度压井、堵漏,控压钻进等作业,四开钻遇异常高压流体层,应用超高密度钻井液体系一次性将钻井液密度从1.80 g/cm³提高至2.55 g/cm³,并安全实施完井作业,储备压井高密度钻井液(ρ=2.60g/cm³),达到国内应用水基钻井液采用重晶石粉加重的极限。在钻井施工过程中先后出现井塌、膏泥岩层蠕变缩径卡钻、高压盐水侵以及井漏等事故复杂,采用超高密度抗高温复合盐钻井液,现场应用随钻封堵提高地层承压能力工艺,分段完成七次承压堵漏,同时强化一级固控有效使用,应用高目筛布、优化钻井液体系配方、优选加重材料、调节膨润土含量及合理控制低密度固相含量等手段,成功解决了窄密度窗口和超高密度水基钻井液高温、高固相流变性能调整困难等技术难题,确保了压井和试油作业期间高温条件下超高密度钻井液体系具有...     

早强低密度水泥浆体系提高低压易漏井固井质量

川西南部地区储层段地层压力系数低,采用常规密度水泥浆固井作业时易产生漏失,造成储层伤害,降低油气井产能,且固井质量难以保证,影响后期井筒完整性。为此,采用颗粒级配技术,利用不同密度不同粒径微硅（2.16 g/cm³、0.1 μm）、漂珠（0.7 g/cm³、45～300 μm）等外掺剂与水泥进行复配,研制了一套密度介于1.25～1.40 g/cm³的早强低密度漂珠水泥浆体系。该水泥浆体沉降稳定性良好,上、下密度差小于0.03 g/cm³,稠化时间可调,稠化过渡时间最长15 min,最短5 min,失水小于50 mL,48 h抗压强度大于10 MPa,有效地保障了低压气井的平衡压力固井作业,加入复合纤维的早强低密度漂珠水泥浆增加了水泥石的塑性,从而提高了低压易漏失产层段的固井质量。     

钻井液加重材料比表面积测试及吸附特性实验研究

深井超深井钻井过程中,为了平衡地层压力,需要在钻井液中加入加重材料。加重材料对钻井液中水分子和处理剂的吸附作用,会影响甚至恶化钻井液的性能。为了探究加重材料在钻井液中的存在形式及吸附特性,基于低场核磁共振,建立了液相条件下加重材料比表面积的测量方法。通过低场核磁共振法和粒度推算法,分析了密度为1.1～2.4 g/cm³的水基钻井液中加重材料液相与干粉状态的比表面积及其变化规律。通过有机碳吸附和流变性测试实验,探讨了不同密度下加重材料的吸附能力。结果表明,不同密度下加重材料对不同处理剂的吸附能力不同。在密度为1.2、1.8和2.4 g/cm³的500 mL钻井液中对磺化褐煤的吸附量分别为10.83、13.06和17.69 g,实验结果与低场核磁共振所得到的比表面积具有相关性。     

基于热增黏共聚物的高密度水泥浆高温稳定剂

针对水泥浆高温沉降失稳问题,设计开发了一种基于热增黏共聚物的高温高密度水泥浆稳定剂。首先,合成了一种热增黏共聚物,共聚物中引入新型疏水单体,测试了热增黏共聚物溶液不同温度下的流变性能,探索了其热增黏机理。热增黏共聚物溶液表观黏度随着温度的升高逐渐增加,115～125℃时达到最大值,温度持续升高,表观黏度略有降低,但150℃表观黏度仍可维持在初始表观黏度的2～4倍,表现出良好的热增黏效果。基于合成的热增黏共聚物,与助剂复配,制备了高温高密度水泥浆悬浮稳定剂,评价了稳定剂对高密度水泥浆沉降稳定性的影响,和加有稳定剂的高密度水泥浆流变性能、失水量、游离液、稠化性能和抗压强度等综合性能。实验结果显示,2.50 g/cm³高密度水泥浆中加入1%稳定剂后,150℃水泥浆密度差由0.58 g/cm³降低至0.07 g/cm³,水泥石密度差降到0.08 g/cm³以下,水泥浆高温变稀现象得到抑制,稳定性显著改善。加入稳定剂后,高密度水泥浆失水量及游离液降低,对水泥浆稠化时间、流变性能及抗压强度影响小,综合性能能够满...     

甲酸盐加重瓜胶压裂液体系

为解决深层破裂压力高、常规压裂液难以压开的难题,开展了加重压裂液体系研究。由于压裂液需要进入到储层深部,因此要求加重剂具有良好的水溶性,而瓜胶压裂液需要在弱碱性环境中交联,因此强酸弱碱盐类加重剂,如氯化钙、氯化锌等不适用,溴酸盐（溴化钾、溴化钙等）虽可用但成本较高,难以应用,因此选择甲酸盐,该加重压裂液密度在1.0~1.5g/cm3范围内可调。受电性、分子量和分散性的影响,助排剂和黏土稳定剂可能与甲酸盐发生化学反应或物理作用,出现絮凝、析出或沉淀现象,通过实验优选出ME-1微乳助排剂和FP-2黏土稳定剂,结合流变性、滤失和破胶等实验,优选了与其配伍的有机硼交联剂等相关助剂,形成综合性能良好的加重压裂液体系。董8井压裂层段5 353.70~5 364.45 m,地层温度为120℃,优化加重压裂液（密度为1.2 g/cm3）现场配制工艺,成功地进行了现场应用;压后破胶液黏度小于5 mPa·s,返排率达100%。该加重压裂液技术为下一步的高闭合应力油藏的压裂改造提供了经验。      

低压浅层油藏重复压裂改造压裂液体系研究与试验

万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层,优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%（交联比）交联剂（BA1-21A、BA1-21B质量比10:1）组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明:该体系在70℃、170 s^-1下剪切2h后的压裂液黏度约120 mPa·s,抗剪切性较好;破胶剂（NH₄）₂S₂O₈加量在500mg/L时,压裂液在2h内彻底破胶,破胶液黏度为3mPa·s,破胶性能良好;压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm,伤害率为28%,对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验,施工平均砂比29.3%,排量4.5⁵.0 m³/min;重复压裂效果理想,压后稳定日产液6.5t,日产油5.1t。     

缅甸伊洛瓦底盆地探井压裂优化设计技术与应用

T-1井是缅甸D区块Thingadon圈闭的第一口探井,目的层段测井解释物性较好,但受高密度钻井液伤害,测试为低产层。为释放该井油气产能,探明区域地质储量规模,对该井实施压裂增产措施。鉴于该区为新探区块,对目的层岩石力学参数和地应力进行了详细研究。优选和评价压裂液体系、支撑剂和酸液配方,优选出的
压裂液体系配方在170s^-1、80℃条件下,剪切120min,具有较好的表观黏;'酸液配方对岩石溶蚀率达28.18%~32.61%。优化设计裂缝长度&导流能力、施工排量、前置液比和平均砂比等施工参数。根据优化出的施工参数进行了压裂效果预测!压裂后初产11.4×10⁴m³/d,一年累计产量接近1950.0×10⁴m³/d。     

高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用

针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题,室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂,研发了高密度压裂液体系。研究结果表明,该压裂液体系的密度1.20~1.55 g/cm3可调,160 ℃、170 s?1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用,与普通压裂液相比,施工排量提高了1.0~1.5 m3/min,砂比提高了5~16个百分点,井口压力降低了7~15 MPa,压裂效果较同区块邻井显著提高。     

大田1井溢流与井漏同存尾管固井技术

大田1井是一口预探井（斜井），Φ177.8 mm尾管固井时整个裸眼段井斜度为29.5°～22°的长斜井段，井漏与溢流同存，密度大于1.65 g/cm³会井漏，密度小于1.64 g/cm³会溢流，钻井液密度为1.64～1.65 g/cm³基本达到压力平衡。由于井筒溢流、井漏同存，对钻井液密度敏感，给Φ177.8 mm尾管固井造成相当大的难度。为此，采用平衡压力固井、在钻井液中加入无渗透堵漏剂和2%左右桥堵剂材料、优化管串结构与水泥浆配方等技术措施，采用一次性正注方式，保证了Φ177.8 mm尾管固井质量，无窜、井漏发生，固井质量良好，特别是3793 m以下多次堵漏的易漏失井段和气层段优质率达94.6%，成功地解决了大田1井喷漏同存的复杂固井问题。