南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4000~5600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000~5 600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系

设计并研制了3种聚合物类水基钻井液抗高温处理剂,即弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂、柔性聚合物微球纳米封堵剂和梳型聚合物润滑剂,构建了能够满足深部地层钻井的抗超高温高密度聚合物饱和盐水钻井液体系。研究表明：弱交联结构两性离子聚合物降滤失剂具有良好的反聚电解质效应,200℃、饱和盐环境老化后API滤失量小于8 mL;柔性聚合物微球纳米封堵剂通过改善泥饼质量降低体系的滤失量,对纳米级孔缝具有良好的封堵效果;梳型聚合物润滑剂重均相对分子质量为4 804,具有多个极性吸附位点,高温高盐条件下润滑性能优异。构建的密度为2.0 g/cm³的钻井液体系流变性能良好,200℃的高温高压滤失量小于15 mL,高温静置5 d沉降因子小于0.52,对易水化岩屑的滚动回收率与油基钻井液接近,具有良好的封堵性能和润滑性能。     

抗260℃超高温水基钻井液体系

通过引入抗高温降滤失剂MP488、高温流型调节剂CGW-6,使超高温钻井液流变性得到控制,通过采用抗盐高温高压降滤失剂HTASP-C,使超高温钻井液高温高压滤失量得到有效控制,形成了抗温达260℃、密度为2.35g/cm3的淡水钻井液配方,并对其进行了抗温机理分析和性能评价。结果表明,该淡水钻井液抗Na Cl污染可达饱和,页岩滚动回收率达94.1%,抗钻屑、膨润土污染能力强,具有良好的沉降稳定性,在密度为2.0~2.5 g/cm3时表现出较好的适应性,能够满足钻井液抗温260℃性能要求。     

超高温高密度钻井液体系的研究与应用

针对大多数采用重晶石加重的高密度钻井液在高温下存在的流变性能调控难、高温高压滤失量大、重晶石沉降等技术难题,从抗温、降滤失、控制黏度和切力、提高沉降稳定性能等方面提出了钻井液体系的设计思路,通过研发超高温封堵降滤失剂SMPFL-UP、超高温高密度分散剂SMS-H等核心处理剂,优选抗高温封堵防塌剂SMNA-1、高温稳定剂GWW、高效润滑剂SMJH-1等关键配套处理剂,经过配方优化及评价,研发出了一套超高温高密度钻井液体系（SMUTHD）,抗温达220℃。SMUTHD密度不超过2.40 g/cm3时,经220℃老化后流变性能稳定,高温高压滤失量小于12 mL,极压润滑系数为0.178,在220℃下静置7 d沉降系数（SF）小于0.54,表现出良好流变性能、滤失性能和高温沉降稳定性能。SMUTHD在顺南蓬1井五开进行了成功应用,累计进尺581 m,井底温度为207.4℃,实钻钻井液密度为1.75～1.80 g/cm3,不同施工阶段井浆的SF均小于0.52,施工期间钻井液性能稳定,井下安全,取心顺利。SMUTHD的成功研发及现场应用,有力保障了深部油气层的勘探发现、增储建产和低成本高效开发,提高了我国超高温高密度钻井液技术的自主化水平。      

超高温水基钻井液技术在超深井泌深1井的应用

针对超深井钻井中存在的高温稳定性以及流变性、滤失性控制等钻井液技术难题,通过进行分子结构设计、单体优选和制备条件优化,研制出了抗高温抗盐聚合物降滤失剂和降黏剂,对比评价结果表明,研制出的降滤失剂的抗高温、抗盐抗钙和降滤失性能均优于国内外同类产品;研制出的降黏剂在各种钻井液基浆中的高温降黏效果明显优于国外的降黏剂.结合河南油田泌深1井深层钻井,对钻井液高温稳定性和防塌技术的需求,研制出了抗温达245℃的超高温水基钻井液,其具有高温稳定性强、润滑性好以及页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强等优点.应用结果表明,应用井段起钻无挂卡,下钻能顺利到底,没有发生长段划眼情况;在井底241℃超高温条件下钻井液性能稳定;钻井周期短,钻井液成本较低.     

超高温高密度油基钻井液研究与性能评价

深层超深层油气钻探中面临着超高温高压、高压盐水、巨厚盐膏层和泥页岩层等复杂地质条件,导致油基钻井液的乳化稳定性、流变、滤失损耗等性能极难调控。合成了不饱和酸酐接枝妥尔油脂肪烃基的咪唑啉酰胺类主乳化剂和辅乳化剂,选用抗高温增黏剂、流型调节剂、润湿剂和降滤失剂,采用API重晶石和超细硫酸钡复合加重,构建了超高温高密度油基钻井液配方。性能评价结果表明,该超高温高密度油基钻井液抗温达220 ℃,复合加重后流变性显著改善,密度最高可达2.8 g/cm3,可抗40%淡水、40%复合盐水、5%～10%泥页岩岩屑和5%～10%石膏污染;在65 ℃/常压～220 ℃/172.5 MPa下具有良好的流变稳定性和悬浮稳定性。该超高温高密度油基钻井液为深层超深层油气资源的安全高效钻探提供了技术支撑。      

多功能抗高温防塌剂研究及应用

针对复杂井的井壁稳定问题,开发出一种多功能抗高温防塌剂YFF。通过封堵实验、页岩滚动回收实验、抑制性实验,考察了多功能抗高温防塌剂YFF的性能,并进行了现场应用。实验结果表明,多功能抗高温防塌剂YFF带有正电荷,具有良好的抑制作用和封堵能力,加入2%YFF后,岩屑回收率从35.3%(空白)增至92.5%,1%膨润土的膨胀容由92 mL降至71 mL;抗高温(200℃)降滤失效果好,对钻井液流变性能影响小;加入3%YFF的聚合物钻井液(配方为4%膨润土浆+0.2%Na2CO3+0.2%KPAM絮凝剂+2%降滤失剂SPC+0.5%降滤失剂LV-CMC+3%降滤失剂SMP-1+2%封堵剂FT-1+1%降滤失剂SYP-1)对岩心封堵率达95%以上,且反排后的渗透率恢复率达95%以上。现场应用结果表明,YFF与钻井液具有良好的配伍性,对钻井液的黏度、切力影响不大,能有效稳定井壁及保护储层。     

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。     

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。      

HL-FFQH环保型水基钻井液体系的构建及应用

针对目前环保型钻井液体系应用效果不理想、成本高等问题,采用前期合成的5种无毒、易降解、金属含量达标的处理剂,优化出一套HL-FFQH环保型钻井液体系,配方为:4%膨润土浆+0.3%包被剂HLBE-2+2%降滤失剂HLJ-1+3%固壁剂HLGB-3+1%封堵剂HLFD-1+2%润滑剂HLR-2+重晶石。室内评价结果表明,该环保型钻井液体系流变性良好;8 h泥页岩膨胀量仅为2.5 mm,具有很强的抑制性;用7%钻屑污染后流变性能稳定,滤失量变化小于0.4 mL,具有优良的抗钻屑污染能力;经150℃、16 h老化后的钻井液润滑系数及泥饼摩阻系数分别为0.10和0.08,润滑性良好;生物毒性、生物降解性及金属含量等均符合环保指标;废弃的钻井液颜色较浅,滤饼和滤液不影响动植物的生长和生存。HL-FFQH环保钻井液体系在华北油田的4口井中获得成功应用。现场应用表明,该钻井液体系性能稳定、抑制防塌性强;具有良好的储层保护和环境保护能力;机械钻速较邻井提高了85.5%,无井下复杂事故发生。HL-FFQH环保型钻井液体系从前期配方和后期废弃物均符合环境保护要求。      

裂缝性气藏成膜堵气钻井液体系室内评价研究

顺南区块气藏微裂缝发育，钻井时存在气侵严重、溢漏频发等问题，为此，进行了物理+化学成膜封堵技术研究。制备了0.01、0.05、0.1 mm裂缝开度的人造裂缝岩心，通过砂床实验、静态承压实验优选出了成膜剂CY-1、纳米碳酸钙、纳米二氧化硅等关键封堵材料并确定了其最优加量，形成了密度1.68 g/cm3的成膜封堵钻井液体系:膨润土浆+0.4%KAPM+3%SPNH +3%SMP+2%FT-1+1%PAC-LV+2%CY-1+1 %纳米二氧化硅+2%纳米碳酸钙+重晶石，并对其性能进行了评价。结果表明:该钻井液体系抗温200 ℃，中压失水6.8 mL、高温高压失水8.8 mL，滤饼酸溶率24.9 %。该物理+化学成膜封堵钻井液体系可有效解决顺南区块钻井过程中气侵问题。     

基于疏水改性纳米碳酸钙的钻井完井液

基于前期提出的自解堵屏蔽暂堵理论,研制出了性能优良的疏水改性纳米碳酸钙,并在此基础上形成了疏水暂堵钻井液。室内评价结果表明,在屏蔽暂堵钻井液中加入1.5%疏水碳酸钙后,滤失量由2.6降为1.2 m L,泥饼厚度由0.4变为0.28 mm,证明疏水暂堵钻井液能够快速形成外泥饼,降低瞬时滤失量。该钻井液在温度低于140℃时滤失性能比较稳定;抗Ca Cl2能力为2.5%,抗一价盐浓度为9.0%,抗黏土含量为14.0%;抑制性能好,能在易坍塌地层使用;润滑效果好,极压膜强度超过190 MPa;形成的泥饼在长期油相浸泡下会产生大量裂纹,后期泥饼自行剥落,从而达到自解堵目的,初始渗透率为50×10-3~1 000×10-3μm2的岩心,其渗透率恢复值均大于90%;体系的毒性都很低,均达到了排放标准。     

文昌气田抗170℃无固相钻井液技术

珠江口盆地文昌9-2/9-3/10-3气田珠海组水平储层段高温至165℃,且为低孔低渗透的储层。室内在对中海油常规油气田使用的无固相PRD钻井液研究的基础上,通过对抗温降滤失剂、抗温增黏剂、抗温淀粉以及防水锁剂的优选复配,并加入超细碳酸钙、聚胺抑制剂以及高温稳定剂等,开发了新型无固相钻井液体系。该体系有可抗温170℃,高温稳定性强,在150℃的页岩滚动回收率达95.3%,经系列流体污染后其渗透率恢复值大于90%,同时其形成的滤饼易破胶降解,储层保护效果及环境保护性能好,所优选的防水锁剂起泡能力低,加入2%时钻井液滤液的气-液表面张力降低到30.0 m N/m左右,油液界面张力降到5 m N/m以下,储层防水锁效果显著。现场应用表明,该钻井液能控制珠海组低孔低渗和高温层段钻遇的储层保护问题,可作为海洋低渗储层高温水平段的钻井完井液使用。     

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。      

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。     

纳米材料钻井液在大港油田的应用

针对纳米材料在钻井液中团聚的问题,通过分子设计,改进纳米材料的表面性能,以改性纳米二氧化硅为核,通过接枝柔性聚合物,合成了一种纳米封堵降滤失剂。通过引入强的吸附基团和疏水基团,聚合物分子的亲疏水、氢键等协同作用形成空间的网架结构,使合成的纳米封堵降滤失剂能够以纳米级尺度分散在钻井液中,其在钻井液中纳米级粒度的含量高达59.3%,其不仅具有优异的降滤失性能,同时具有柔性可变形性,还能够吸附在岩石表面,提高纳米材料对微裂缝和小孔隙的封堵能力。以合成的纳米降滤失剂为核心处理剂,并优选出配套的纳米润滑剂、纳米抑制剂,形成纳米钻井液体系。该体系的抗温达150℃,API滤失量在2.4 mL以下、高温高压滤失量在9.8 mL以下、润滑系数不大于0.04,渗透率恢复值不小于91%、目的层井段岩屑回收率≥ 90.5%。该体系在大港油田枣1510井的应用中表现出良好的润滑性和保护油气层效果。