基于地层性质与环空状态的钻井液流变参数优选

钻井液流变参数优化设计对安全、优质高效钻井有着十分重要的意义,目前国内外还没有系统、科学、定量的优化理论与方法。笔者论述了钻井液流变参数既要适应所钻地层,又要保持良好的环空状态的优选与设计原则。提出了针对不同钻井液体系选择的流变模式,用井壁冲蚀系数、环空岩屑输送比与环空动压系数来表征环空状态的理论,研究建立了基于地层与环空状态的钻井液流变参数优选的理论与方法,为钻井液流变参数定量优选设计及现场优化控制提供了一种新的理论与工艺技术。      

无机聚合物钻井液在冷43块的应用

辽河油田冷４３块因含大颗粒矽砾岩，地层成岩性差，胶结松散，过去采用聚合物不分散泥浆施工，馆陶组以上地层井径扩大严重，不规则，且易渗漏。采用触变性能好、剪切稀释性好、携屑能力强的无机聚合物钻井液，并与钻井工程相配合，优化井身结构设计，控制合理的排量（２９Ｌ／ｓ左右），保持较低环空返速（小于１ｍ／ｓ）以减少钻井液对井壁的冲刷作用，有效地防止了井径扩大、地层渗漏，提高了井身质量和固井质量。     

钻井液排量可行区间的确定

本文论述了确定钻井液排量可行区间的理论和方法，指出钻井液排量的可行区间应满足眼清洁，钻头润滑及井壁合理冲刷所需的四个排量中的最大值来下降，以防冲套与压漏地层及玷井所限的三种排量的最小值为上限，文中给出了排量可行区间的计算实例。     

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随着钻井技术的不断进步,井眼尺寸越来越小,井深不断增加,井径扩大的预测显得尤为重要。针对以往预测模型的不足,根据对钻井液引起井径扩大的原因的讨论,认为钻井液自身流体切应力引起井眼冲蚀的可能性并不大,而引起井径扩大的真正原因是钻井液中的固相颗粒对井壁的碰撞,因此提出了固相冲蚀井径扩大理论。文章建立了固相颗粒冲击井壁的物理数学模型,对模型进行求解,分析了影响冲击效果的因素。研究表明,钻井液中固相颗粒对井壁岩石的冲蚀作用具有选择性,固相颗粒对强度较大和颗粒较粗的井壁岩石冲击作用很弱,但对颗粒较小的砂岩和泥岩具有较强的冲蚀能力,并且冲击作用对颗粒大小非常敏感,随着井壁岩石颗粒直径的减小,冲击作用力将呈指数增加。这些结论对指导现场施工中的固控、泵排量标准等具有实际指导意义。     

超低渗透钻井液在花3-8井的应用

海南福山凹陷花场构造的流二段地层含有易垮塌的硬脆性泥岩，裸眼段较长，存在多套地层压力系统，在钻井施工中经常发生大段划眼、井漏等复杂情况。针对该区块的地层情况，在花3—8井流二段采用超低渗透钻井液。该钻井液能在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵薄层，有效封堵不同渗透性地层和地层层理裂缝，阻止钻井液及其滤液进入地层中，有效防止了地层水化膨胀，防止井壁垮塌。现场应用表明，超低渗透钻井液性能稳定，井壁稳定能力强，钻井及完井施工顺利，使该井流二段的井径扩大率比邻井下降了55％，钻井液密度比邻井降低0．08～0．10g／cm^2。     

顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层防塌钻井液技术

为了解决顺北油气田奥陶系碳酸盐岩破碎性地层易发生井壁坍塌的问题,从地质构造特征、地层裂缝发育及充填程度和井壁岩块受力等方面分析了井壁坍塌的原因,发现造成井壁坍塌掉块的主要原因是强挤压段应力集中、地层微裂缝发育和定向井段受重力影响。虽然地层破碎、应力集中无法改变,但可以提高钻井液的封堵性能,通过有效充填、封堵微裂缝阻止压力传递,同时钻井液保持较高的密度支撑井壁,从而解决井壁坍塌问题。为此,综合考虑强化钻井液封堵能力、控制钻井液高温高压滤失量和优化钻井液动塑比等,优选了防塌钻井液配方,并保持较高的钻井液密度以支撑井壁,形成了防塌钻井液技术。该技术在顺北X井进行了现场试验,钻进中扭矩稳定,机械钻速较高,井径扩大率较小,防塌效果良好,可为其他油气田破碎性地层的高效、安全钻井提供借鉴。     

烷基糖苷衍生物钻井液研究及在长宁H26-4井的应用

针对川南页岩气地层特点,长水平井的钻井要求,研发了一种新型的水基钻井液体系-烷基糖苷衍生物(ZYAPD)钻井液体系,并通过室内评价了其基本性能、井壁稳定能力、润滑性。结果表明,该钻井液体系具有良好的流变性能,高密度条件下高温高压失水小于5 mL;90℃条件下对露头页岩岩心连续浸泡,ZY-APD钻井液在50 d内与油基钻井液井壁稳定能力相当;润滑系数小于0.1。该钻井液在长宁H26-4井的应用过程中,井壁稳定、携砂效果及润滑性能良好。该体系较好满足了页岩气水平井钻井施工技术要求。     

水基成膜钻井液在神北6井的应用

吐哈油田神北地区第三系及白垩系富含盐膏,侏罗系含有易坍塌的硬脆性泥页岩和大段煤层,裸眼段较长,在钻井施工过程中经常发生大段划眼或卡钻等复杂情况。针对神北区块的地层情况,在神北6井侏罗系以下井段采用水基成膜钻井液。该钻井液具有半透膜性能,抑制能力强,在井壁上能形成一层(多层)隔离膜,在井壁外围形成保护层,阻止水及钻井液进入地层,有效地防止地层水化膨胀,封堵地层层理裂隙,防止地层内粘土颗粒的运移,防止井壁坍塌,保护油气层。现场应用表明,水基成膜钻井液性能稳定,井壁稳定能力强,顺利完成了吐哈油田裸眼井段(3751m)最长的钻井施工,并电测、下套管和固井顺利。神北6井平均井径扩大率和油层井径扩大率比邻井分别降低50%和65%,复杂事故次数平均减少了57%,复杂损失率平均降低了42%。     

胺基钻井液在新疆油田莫116井区的应用

针对新疆油田莫116井区上部地层膏质泥岩易缩径及下部地层井壁垮塌难题,设计优化出了胺基钻井液的配方,并在MB6001、MB6293、MB6136等井中进行了成功应用.现场应用表明,胺基钻井液抑制性能优良、井壁稳定、井径规则,平均井径扩大率小于6％,能解决莫116井区钻井过程中常出现的井壁失稳、膏质泥岩造浆严重、钻头易泥包、缩径卡钻、钻速慢等技术难题,为莫116井区的高效开发提供了技术支撑与储备.     

缅甸C2区块凝灰岩地层钻井液技术

缅甸C2区块凝灰岩地层在钻井施工过程中存在严重井壁失稳问题。基于缅甸C2区块凝灰岩地层地质组构特征和矿物组分分析结果,对缅甸C2区块已钻井现场使用的钻井液体系进行室内研究优化,研究了一种强抑制强封堵的钻井液体系。现场应用表明,该体系有效减少了缅甸C2区块井壁坍塌等井下复杂情况,起下钻速度明显提高,井径规则程度大为改善,钻井周期大幅缩短。强抑制强封堵钻井液体系能够解决凝灰岩地层井壁失稳问题,为该区块优快钻井提供了技术支持。      

塔参—1井钻井液高温流变性研究与应用

通过阐述钻井液流变性与钻井工作密不可分的特点 ,引出钻井液高温流变性的重要性。重点介绍在塔参 - 1井运用测得的高温流变参数及回归方程 ,调整钻井液流变性 ,改善钻井液携砂能力 ,提高滤饼致密度 ,防止钻井液对井壁的冲蚀 ,以减少易坍塌井段由井塌引起的蹩钻、阻卡、下钻不到底、划眼频繁、甚至卡钻等的复杂局面 ,成功地为塔参 - 1井提供了技术支持。     

基于多孔介质热弹性理论的井壁诱导缝成因

常规纯弹性理论通常把钻井过程中直井井壁诱导缝的形成归结为钻井液密度过高或者水平主应力差值过大,然而该理论却并不能完全合理地解释深井井壁诱导缝的成因。为揭示井壁诱导拉伸缝形成机理,考虑钻井液循环期间低温钻井液与高温井壁围岩的热交换,基于多孔介质热弹性力学理论,建立了适于深部地层的井壁稳定分析模型,研究了流固热耦合作用下的井周周向有效应力、孔隙压力与温度分布计算模型。计算结果表明:(1)在最大水平地应力方位,井眼钻开初期多孔弹性作用居于主导,孔隙压力在近井壁地带出现谷值,对诱导缝的形成起到了抑制作用;(2)然而随着钻井液与地层热交换的进行,钻井液的冷却作用愈加重要,井周周向有效应力由挤压状态逐渐转变为拉伸状态,从而导致近井壁地带诱导缝的形成。结论认为,为避免诱导缝的形成,在工程上一方面需加强钻井液的封堵性,控制液柱压力向井周的扩散;另一方面也可以通过调整优化钻井液密度与流变性能,控制井底钻井液当量密度(ECD)。     

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。      

页岩气储层井周孔隙压力传递数值分析方法

由于页岩基质致密、层理和裂隙发育、富含黏土矿物,使得页岩具有超低渗透、各向异性和水敏等特性,钻井液与页岩接触产生的水化作用引起自由水在页岩中传输,从而导致井周孔隙压力不断变化,但现有方法并未考虑页岩物性特征的影响。为此,基于非平衡热动力学理论,建立了各向异性页岩的井周压力传递数学模型及有限差分求解方法,分析了井周压力分布特征、传递规律及影响因素。结果表明,各向异性页岩井周压力分布与井周角有关,并以主方向呈对称分布;钻井液化学作用对井周压力传递的影响显著,低浓度钻井液情况下井壁附近孔隙压力显著增加,而高浓度钻井液情况下却显著降低,井周压力传递集中在1倍井径范围内;井周孔隙压力的增加不利于井壁稳定,而孔隙压力的降低有利于井壁稳定;溶质扩散系数越小、膜效率系数越大、水力扩散系数越小,则井壁附近孔隙压力变化幅度越大;反之,孔隙压力变化幅度越小。该方法比常规方法更符合实际,且更加实用。     

超深水平井钻井水力参数优选

基于传热学理论和井筒流动特性,通过建立超深水平井的井筒物理模型和温度场模型,考虑螺杆钻具的工作特性,以钻头和螺杆钻具组合的最大水力能量作为优选目标,建立了水力参数优选模型,分析了温度、压力对最小携岩排量的影响,并计算了最优排量和其他水力参数。结果表明:与不考虑温度、压力影响时相比,考虑温度、压力影响时的最小携岩排量增加了1倍;最小携岩排量随着钻井液密度和塑性黏度的降低而增大,塑性黏度是其主要影响因素;不同时刻的最小携岩排量存在一临界点,在临界点上、下井段确定最小携岩排量时,应采用不同时刻对应的最小携岩排量。因此,在超深水平井复合钻井时,应充分考虑温度、压力对水力参数优选的影响,以保证井眼清洁,提高钻井效率。     

阜康凹陷井壁失稳机理与封堵防塌油基钻井液体系

针对阜康凹陷区块钻井遭遇的井壁失稳难题,通过全岩矿物分析、黏土矿物分析、岩石微观结构特征分析研究了区块不同层位岩石的特性,发现以高岭土为主的易水化分散矿物含量高和岩石存在大量孔缝微结构是导致井壁失稳的主要原因。以F49井油基钻井液为典型,基于井壁失稳机理提出了钻井液性能优化方向;合成了双亲性聚丙烯酸树脂颗粒作为油基钻井液胶结型封堵剂FD-FK、多聚脂肪酸作为油基钻井液提切剂TQ-FK,经FD-FK与TQ-FK优化后,钻井液的低剪切速率下黏度与动塑比大幅提高,可封堵的孔隙直径范围从2～90 μm扩大至2～380 μm,承压达8 MPa,封堵防塌性能优良。在阜47井三开井段现场应用优化后的防塌封堵油基钻井液,复杂井段的平均井径扩大率仅为3.35%,应用效果优良,为阜康凹陷油气“安全、高效”钻井提供了一项有力技术支撑。      

固井注水泥浆顶替效率评估的新模型

提高固井注水泥浆顶替效率是保障水泥环密封性能的前提,已有的理论和实验室方法多集中于两相流(钻井液/隔离液、隔离液/水泥浆、钻井液/水泥浆)顶替模拟,而与实际工况下钻井液与隔离液先掺混、再被水泥浆顶替的动态过程特征相距甚远。为此,基于流体顶替过程中掺混与扩散机理,建立流体动态顶替过程数学模型,借助流动仿真软件探讨隔离液性能变化对顶替钻井液和被水泥浆顶替的内在演变机理,结合仿真数据,建立了水泥浆顶替效率评估的新计算模型。研究结果表明:①在顶替初期,低黏度、低密度隔离液体系与钻井液混浆严重,但有利于降低壁面钻井液黏滞力,清除滞留钻井液,进而改善水泥浆顶替效率;②高密度、低黏度隔离液虽然能快速清洗井筒钻井液,但也容易产生指进现象,进而导致水泥浆提前返出井口,容易被误认为顶替效率较好;③隔离液密度处于钻井液和水泥浆之间时,低黏度隔离液有助于清除壁面钻井液和被水泥浆顶替;④隔离液排量高于临界值时,顶替效果改善明显;⑤所建立的注水泥浆顶替效率评价新模型与数值仿真结果吻合度高,误差仅为4.6%。结论认为,该新模型有助于更好地认识与解释复杂流动机理,为改善注水泥井筒浆柱结构、浆体性能及提高顶替效率奠定了理论基础。     

松辽盆地陆相致密油井壁失稳机理及钻井液对策

大庆油田松辽盆地北部为陆相致密油资源,在勘探开发中存在井壁失稳难题,制约着致密油的高效开发。因此,采用扫描电镜和X-衍射分析对地层岩心的微观结构和黏土矿物成分进行分析,并对其水化特性进行研究,从而分析了大庆油田致密泥岩油地层井壁失稳机理。通过研究钻井液抑制性、封堵能力、理化参数和泥饼质量对井壁稳定性的影响,最终研发了一套氯化钾低聚胺基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液体系的抗温达120 ℃,极压润滑性系数小于0.12,滚动回收率大于96%,能抗10%膨润土侵,在大庆油田致密油区块现场应用20口井,井壁稳定效果良好,水平段平均井径扩大率小于6%,固井优质率大于90%,起下钻、下套管作业顺利。研究成果表明,氯化钾低聚胺基钻井液体系能够有效提高松辽盆地陆相致密油地层井壁稳定性,为提高大庆油田致密油开发效率、降低井下复杂事故提供了技术支撑。