SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。      

顺北蓬1井444.5 mm长裸眼井筒强化钻井液技术

针对顺北蓬1井二开444.5 mm长裸眼井段钻遇的三叠系泥岩地层易水化膨胀和井眼失稳,二叠系巨厚火成岩地层裂缝孔隙发育、易发生掉块垮塌和井漏等问题,研究了井筒强化钻井液技术。在分析三叠系地层井眼失稳机理及二叠系地层井漏原因的基础上,制定了防塌防漏技术对策,优选了抑制剂SMJA-1、防塌剂SMNA-1和封堵剂SMGF-1等关键处理剂,构建了强抑制强封堵钻井液体系。现场应用显示,二开钻进期间,钻井液性能稳定,泥岩钻屑棱角分明、完整度高;裸眼段井眼稳定,起下钻顺畅;钻井时间逾90 d,平均井径扩大率仅4.7%。应用效果表明,以强抑制强封堵钻井液及配套施工工艺为核心的井筒强化钻井液技术,能有效解决顺北蓬1井三叠系地层井眼失稳与二叠系地层井漏的问题,并可为后续顺北区块类似井的钻井提供借鉴。      

龙凤山气田强抑制封堵型防塌钻井液技术

龙凤山气田泉头组及以上地层水敏性泥页岩发育,在钻井过程中经常发生垮塌、卡钻、扩径和泥包钻头等复杂情况,营城组地层裂缝发育,易发生井漏。针对该地区的地质特征与钻井要求,通过水化膨胀实验和抑制膨润土造浆实验,优选胺钾复合抑制剂NK-1作为钻井液抑制剂;通过失水造壁性能评价实验和岩心渗透率测试实验,优选了降滤失剂KFT-Ⅱ和封堵防塌剂ZX-8作为钻井液封堵防塌剂,在此基础上研制了强抑制封堵型防塌钻井液体系,并对其性能进行了综合评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性、失水造壁性、抑制性和封堵防塌性。在北209井的现场应用中,钻井液性能稳定,封堵性和防塌性能突出,解决了全井的井壁失稳问题,起下钻、电测和下套管作业无遇阻,满足了现场钻井施工和储层保护的需要。      

强封堵防塌剂XZ-OSD在准噶尔盆地南缘山前构造带的现场应用

为解决准噶尔盆地南缘山前构造带钻井过程中出现的井壁失稳及井漏问题,通过对目标地区的岩样和掉块进行实验分析,明确了目标地区的井壁失稳机理。根据实验结果知道,主要是地层破碎性、油相损害和强水敏性导致目的地区的井壁失稳。针对井壁失稳机理,采用油基钻井液避免地层强水敏性引起的井壁失稳,并研选了一种油基钻井液强封堵防塌剂XZ-OSD,XZ-OSD粒子通过封堵不同尺寸孔缝,胶结破碎性地层,在岩石表面形成疏油吸附层,避免地层破碎性、油相损害引起的井壁失稳。现场试验表明, 对比邻井,XZ-OSD降低GHW001三、四开阶段井径扩大率46%～49%;对比四开阶段,XZ-OSD降低呼探1井五开井段井径扩大率83.3%。解决了准噶尔盆地南缘地区井壁失稳难题,为该区域优质钻井提供了钻井液技术支撑。      

顺北区块深层井壁稳定钻井液技术

顺北区块位于顺托果勒低隆北部,储层埋深7300 m.石炭系及以下深部地层其地质结构复杂,钻井施工中井壁失稳严重,钻井液井壁稳定技术难度大.为保证顺北区块勘探开发顺利,提高超深井钻完井成功率,针对该区块深部地层岩性特点及钻井液技术难点,优选了聚胺强封堵润滑防塌钻井液体系.评价实验表明,聚胺强封堵润滑防塌钻井液体系抗温性好...     

东胜气田锦58井区井塌原因分析及钻井液认识

针对锦58井区钻井施工中的井壁失稳问题,从地层岩性、黏土矿物组分进行分析,阐述了影响井壁失稳的主要原因。根据施工难点,强化钻井液节点控制,优化钻井液性能指标,提出了预防井漏、井塌的钻井液对策,形成了一套比较完整的钻井液工艺技术,钻井液密度是防塌的关键,配剂的强抑制性和强封堵性钻井液有利于井眼稳定。JPH–438井现场应用表明,该井钻井液性能稳定,润滑性好,井眼规则,井径扩大率大幅下降,可有效预防井漏、井塌,达到了高效钻井的目的,取得了良好的应用效果。     

大牛地气田新型防塌钻井液研究及应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田石千峰组和石盒子组地层在钻进过程中易出现井壁垮塌,并引起其他井下复杂情况,经常造成钻井无法顺利进行。为此,在该气田原来钻井液配方的基础上,将研制的新型防塌封堵剂PAS-5与阳离子沥青粉YK-H复配作为封堵剂,引入凝胶型携岩剂,并增大了抗高温降滤失剂的加量,配制了新型防塌钻井液。室内试验表明,该钻井液性能优良,流变性、抗温性和抑制性均较好,滚动回收率均大于96.0%,封堵率可达91.3%。新型防塌钻井液在大牛地气田4口井进行了现场应用,钻井过程中均未出现井下复杂情况,井径扩大率均小于6.00%,目的层平均机械钻速明显提高,实现了安全、优质及快速钻井。应用结果表明,新型防塌钻井液能够有效解决大牛地气田石千峰组和石盒子组地层井壁失稳问题。      

英2井井壁稳定钻井液技术

针对英2井不同井段地层岩性特征,优选铝胺封堵防塌钻井液体系,采用合理密度支撑-多元协同抑制-双重封堵防塌技术,配合相应的现场施工工艺,解决了泥页岩水敏性强、长裸眼段井壁失稳、煤层坍塌及石炭系塌漏并存的难题。该井钻探施工顺利。     

阿根廷圣豪尔赫湾油田复杂地层防塌钻井液技术

阿根廷圣豪尔赫湾油田二开钻遇地层以泥岩和凝灰岩为主,地层破碎且微裂缝发育,岩石中蒙脱石和石英含量高,水敏性强,在应用BIOCAT钻井液钻进二开井段时井塌频繁,井径扩大率超过100%,每年有2~4口井因井塌而报废。为此,优选防塌抑制性能强的SRIPE-inhibitor系列抑制剂代替BIOCAT抑制剂,并添加非渗透剂SMT3、弹性石墨和碳酸钙等封堵材料,形成了非渗透强抑制防塌钻井液。室内抑制性能评价结果表明,非渗透强抑制防塌钻井液比BIOCAT钻井液具有更强的防塌抑制性能,膨胀率降低10百分点以上,回收率提高60~70百分点,坍塌周期延长1倍。阿根廷圣豪尔赫湾油田24口井应用了非渗透强抑制防塌钻井液,与应用BIOCAT钻井液的邻井相比,井塌明显减少,二开井段井径扩大率由100%降至10%,钻井周期缩短15%,钻井成本降低10%。这表明,非渗透强抑制防塌钻井液可解决阿根廷圣豪尔赫湾油田二开井段井壁失稳的问题。      

胺基硅醇强抑制封堵防塌钻井液体系研究与应用

济阳坳陷沾化凹陷桩西古潜山披覆构造带南部桩64-平1井的斜井段、水平段位于上第三系东营组底部和下第三系渐新统沙河街组一段,该地层为泥页岩、油泥岩、灰色泥岩夹层,极易发生坍塌掉块、井壁失稳等井下复杂情况。针对这一难点,结合室内实验研究,选择了胺基硅醇强抑制封堵防塌钻井液体系,利用胺基硅醇的强抑制性抑制泥页岩、油泥岩水化膨胀,利用强抑制钻井液体系的高膨润土容量限,提高体系的优质黏土含量,并复配封堵防塌材料对地层微裂缝进行封堵,有效地避免了钻进易坍塌地层出现掉块、井壁失稳等井下复杂情况。     

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

针对高温深部复杂地层的钻探需求,通过分子设计研发出一种抗温达200℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140~200℃广谱温度范围内,能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼,同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜,束缚自由水,增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量,提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1,优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂,构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得,分子量较低,且分子量分布具有多分散性,饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL,该剂还具有良好的解絮凝作用,耐温达210℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求,研发的一种降滤失剂,其能够部分改变加重材料表面性质,提高加重材料的分散性,降低水化膜厚度,4% SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL,且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1,极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m,施工顺利,未出现任何复杂情况,试验井段平均井径扩大率仅6.88%,井身质量好,取得了良好的应用效果。      

川西南部沙湾组-峨眉山玄武岩井段井壁失稳机理分析及应对措施

针对川西南部地区沙湾组、峨眉山玄武岩存在严重井壁失稳、垮塌卡钻复杂频繁的难题,结合岩石失稳机理分析及现场工况分析,优选出一套适用于该井段的强抑制、强封堵型钻井液体系。该体系的滚动回收率达99.98%,FL_HTHP为3.6mL,FL'_HTHP为4.8 mL,FL_砂床为4.4 mL。并设计了专项封堵段塞,制定了封堵段塞施工工艺。钻井液配方为:（0.5%~2.0%）土+（0.5%~1.5%）PAC-LV+（5%~6%）SMP-3+（2%~3%）JNJS-220+（0.3%~1.5%）NaOH+（1%~3%）FT+（0.1%~0.3%）聚合醇+（0.4%~1%）CQ-SIA+（6%~8%）WND+（5%~10%）有机盐+3%超细碳酸钙+重晶石。认为应提高随钻堵漏能力、增强泥饼井壁吸附性及黏弹性、在井壁上形成一层具有防渗透和防冲刷能力的封堵层,减缓井下机械碰撞、钻井液冲刷、应力激动对岩层的二次破坏。      

微纳米封堵技术研究及应用

KL3-2油田开发井中东营组下段和沙河街组泥页岩易剥落掉块,导致严重的井下复杂情况。通过X射线衍射、扫描电镜、孔径分布测试、理化性能分析、岩样浸泡实验、岩样自吸水实验等,分析了该地层井壁失稳机理。结果表明:该地层脆性矿物含量高达60%以上,膨胀性黏土矿物含量低,基质微孔隙、微裂缝、层理发育,属于典型的硬脆性泥页岩。钻井液滤液在毛细管力和压差作用下沿微裂缝侵入地层内部,微裂缝、微裂隙的延伸、扩展是泥页岩地层井壁失稳的主要原因。钻井液技术对策为加强微孔、微裂缝的封堵,加强抑制,研选了微纳米封堵剂HSM和页岩抑制剂胺基硅醇HAS,构建了防塌钻井液体系。评价表明,该体系能够有效地封堵泥页岩微孔、微裂缝,阻缓压力传递。现场应用表明,微纳米封堵钻井液能显著改善滤饼质量,降低滤失量,大大减少了钻井液滤液由于压差作用侵入地层,防止由其引起微裂缝、微裂隙延伸、扩展而导致井壁不稳定和各种井下复杂情况的发生。      

疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用

针对龙马溪组页岩气水平井钻井井壁失稳问题,研制出一种疏水抑制剂CQ-SIA和一种液体润滑剂CQ-LSA,并形成一套疏水抑制水基钻井液体系。CQ-SIA具有双亲特性,能使亲水的岩石表面发生润湿反转,在岩石表面形成一层疏水膜,具有强化抑制与包被的作用,实验测得岩屑在1% CQ-SIA中的滚动回收率为83.72%,明显高于KPAM、AP-1以及KCl。CQ-LSA具有特定的基团与结构,能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜,降低摩阻,实验测得加有1% CQ-LSA的5%膨润土浆黏附系数为0.050 7,低于加有RH-220和BARALUBE的膨润土浆。该疏水抑制水基钻井液的抑制性和润滑性能与油基钻井液相当,具有良好的流变性能和抗污染性能,加有1%~3%防塌封堵剂、1%~2%聚合醇和0.8%~1.6%纳米封堵剂,封堵能力强。该体系在长宁H25-8井进行了首次现场试验,在1 500 m水平井段的钻井过程中,该体系各项性能稳定,配制维护工艺简单,井下未出现任何复杂,起下钻、电测、下套管、固井作业顺利,表明该体系能满足长宁页岩气水平井的钻井需要。      

辽东湾探井用改性天然高分子钻井液技术

DS4井是一口位于渤海北部辽东湾海域的区域探井。针对DS4井裸眼段长、地质条件复杂、钻遇油气层位多的情况,在对钻井液抑制性、封堵性、保护油气层作用机理进行分析的基础上,对改性天然高分子钻井液进行了配方优选。实验结果表明,在改性天然高分子钻井液中引入强抑制剂AP-1和封堵剂DLP后,钻井液具有良好的抑制性和封堵性,防止了DS4井上部明化镇组、馆陶组高渗透地层的漏失,在较低的密度下确保了下部东营组泥岩地层的井壁稳定,实现了安全快速钻井;具有优良的润滑能力,在DS4井二开裸眼段长3131 m、位移大（1060 m）、最大井斜达到34.5°的情况下,成功地实现了电测一次成功率100%;钻井液具有低荧光特性,能够及时地发现油气层;具有优良的油层保护效果,DS4井在东营组发现了良好的油气显示,并在试油阶段获得了高产的工业油流。      

页岩气井钻井液井眼强化技术

页岩气地层有着易表面水化剥落掉块、微裂缝发育、脆性好而裂缝易压裂等理化特性,目前,页岩气开发中常用的油基和合成基钻井液体系,起到了很好的防塌防卡效果。但随着开发的深入和地层特性的变化,如钻遇破碎带、裂缝异常发育的地层,采用油基体系仍然会出现大量掉块和严重井塌。为了解决易破碎性地层又垮又漏的复杂情况,需要及时有效地强化已形成的井眼。在钻井液中引入井眼强化剂YH11和BT100,室内实验对加入2种处理剂的钻井液进行了评价,研究出了一套适用于页岩气钻井液的井眼强化技术。该钻井液密度可调范围大,现场可控制在低密度范围1.14~1.50 g·cm-3,该体系抑制能力强,在防漏方面实现了低密度钻进,并且该钻井液体系具有良好的成膜封堵效果,解决了井壁稳定和承压能力低的矛盾,减少了井下复杂情况,确保了井下安全,进一步促进了机械钻速的提高。室内实验和现场应用都表明,井眼强化剂能及时胶结破碎性地带和封堵微裂缝而使井壁变得更致密,大大降低井壁的孔隙度和渗透性,有效阻止液柱压力向井壁孔隙的传递和阻止滤液的深度侵入,减少井壁支撑力的损失,获得防塌和防漏的双重效果。      

鄂尔多斯盆地富县区块强抑制强封堵防塌钻井液技术

针对鄂尔多斯盆地富县区块井壁失稳技术难题,从复杂地层的矿物组成、微观结构和理化性能角度,揭示了富县区块刘家沟组、石千峰组和石盒子组井壁失稳机理。泥岩中黏土含量较高,地层孔隙、裂缝发育,为泥页岩水化提供了空间。结合“多元协同”井壁稳定理论,提出“物化封堵/固结井壁阻缓压力传递—加强抑制黏土水化性能—合理密度支撑井壁”的防塌钻井液技术对策。通过单剂优选和配方优化,构建了适用于富县区块的强抑制强封堵防塌钻井液体系,该钻井液体系流变性良好,高温高压滤失量仅为8.4 mL,抑制防塌、封堵能力强,滚动回收率大于90%,400 μm裂缝承压能力达到6 MPa,储层保护性能良好。现场应用表明,新研制的强抑制强封堵钻井液体系能有效控制刘家沟组、石千峰组和石盒子组等地层的缩径、坍塌,显著降低了井径扩大率,提高了机械钻速,无井下复杂事故发生,为保证富县区块“安全、高效”的钻井施工提供了钻井液技术保障。      

川深1井钻井液关键技术

川深1井是中石化部署在川东北地区的一口超深预探井,完钻井深为8420.00 m。该井面临着井温高、地层条件复杂、地质资料少及井壁易失稳等诸多技术难点。针对高密度钻井液技术难点,通过室内实验优选出抗高温处理剂:2% SPNH、2% SMP-3、0.5% SMPFL（DSP-1）、3% SMT（SMS-H）、3% RHJ-3、1% HPA、3%纳米SiO₂。通过钻井液体系正交实验得出了流变性好、抑制性强、抗温性强、沉降稳定性好、抗污染能力强的高密度聚磺钻井液,并在该井四开井段取得了成功应用。最后,对现场应用过程中的钻井液关键技术进行了系统的阐述,如气液转换技术、特殊地层处理方法、钻井液的现场维护技术措施及保护油气层技术等,主要取得以下认识:①加重时循环混入低黏度切力的高密度钻井液,逐步降低膨润土含量;②通过固控设备严格控制固相含量;③钻遇盐膏层时可提高钻井液密度,并严格控制滤失量,保证钻井液pH值不低于10;④酸性地层可适量提高Cl-含量对钻井液进行预处理提高其抗盐性能;⑤破碎地层须提高钻井液密度并加入相应处理剂,从力化耦合角度防止井壁失稳;⑥易漏地层应严格控制钻井液密度,适当减少排量及提高黏度和切力,可加入不同粒径可酸化的封堵材料,进行屏蔽暂堵。