双保型油田水无固相钻井液体系

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层开发过程中,常规聚磺钻井液体系含不酸溶固相漏失后污染储层,磺化类处理剂不符合绿色开发理念等技术难题,因地制宜地引入油田水配制无固相钻井液,避免了固相对储层的损害,并优选出了抗高温抗钙增黏剂、流型调节剂、抗高温抗钙聚合物降滤失剂等关键处理剂,开发出了双保型油田水无固相钻井液体系。室内评价数据显示,该钻井液抗温可达150℃,动塑比高达0.68～0.76 Pa/mPa·s,生物毒性指标EC₅₀高达28 600 mg/L,生物降解指标BOD₅/COD_Cr高达21.35%,为无毒易降解钻井液体系,动态渗透率恢复值高达91.8%,具有良好的储层保护性能。研发的双保型油田水无固相钻井液体系成功在10多口深侧钻井应用,应用效果显著。     

深水恒流变无固相储层钻井液的制备与性能评价

在深水油气田钻井过程中,由于海底泥线附近的温度较低,易导致钻井液出现增稠、糊塞和跑浆等问题。针对该问题,以丙烯酰胺、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯、烯丙基磺酸钠等为原料制备温敏增稠共聚物（ASSN）,再与香豆胶复配制得具有低温恒流变特性的流型调节剂。将流型调节剂与其他处理剂混合制得深水恒流变无固相储层钻井液。评价了ASSN、流型调节剂和钻井液的性能。结果表明,ASSN溶液的临界缔合温度为27℃。以0.5%ASSN和0.3%香豆胶作为流型调节剂,其水溶液的黏度在4～60℃较为稳定。流型调节剂对钻井液在低温下的流变性起到了良好的调控作用。加重剂对钻井液低温调控能力的影响较小。流型调节剂与钻井液其他处理剂的配伍性良好。钻井液具有良好的抗侵污性能、抑制性能、润滑性能和储层保护性能,满足现场钻井需求。     

旅大特稠油钻开液体系的制备与性能评价

旅大某油田储层岩石胶结疏松、孔隙发育,且黏度、密度、胶质沥青质和凝固点高,钻井过程中由于钻开液的滤失导致储层水敏损害、不配伍等储层伤害。为改善以上问题并降低施工成本,在现有钻开液体系基础上,通过优化防膨剂、降滤失剂、流型调节剂等添加剂的加量制得适合旅大某特稠油的新型无固相钻开液体系,研究了钻开液的配伍性、抑制性、降解性和储层保护性。结果表明,在现有钻开液中加入有机防膨剂CFP、1%降黏剂、1.0%数1.5%降滤失剂改性淀粉、0.3%数0.4%流型调节剂改性胍胶制得的钻开液体系防膨性较好,与地层流体的配伍性良好,抑制钻屑分散能力较强,无沉淀、无乳化堵塞损害,260℃高温降解后对岩心的渗透率恢复值大于85%,具有良好的储层保护效果。该钻开液体系降低了作业成本,适用于特稠油油田的热采开发。表6参12     

一种保护碳酸盐储层的可液化钻开液的研发 与性能评价

针对伊拉克Missan油田储层的特点以及水平井裸眼完井的需要,设计了一种无需破胶的可液化钻开液体系,通过考察流型调节剂VIS-B、降失水剂STARFLO、润滑剂Lube加量对钻开液性能的影响,确定了非破胶可液化钻开液体系的基本配方,评价了该钻开液体系的抗温性能、抗地层水污染能力、抑制性能以及完井液对钻开液体系泥饼的破胶能力和储层保护效果。研究结果表明,配方为淡水+0.2%NaOH+0.2%Na_2CO_3+16%NaCl+3%KCl+1.0%VIS-B+3%STARFLO+0.5%碱度调节剂DUALSEAL+5%酸溶性暂堵剂JQWY+1.5%Lube+40%HCOONa(1.28 g/cm~3)的钻开液体系,抗温可达130℃,滚动回收率达到了95.34%,并具有较好的抗高矿化度地层水侵污能力;体系形成的滤饼在酸性条件下可溶解,不需要破胶处理。储层保护效果评价表明,该体系侵污的岩心经配套的完井液处理后,渗透率恢复值可达97.58%。该钻开液体系无需破胶处理,能减少作业程序,降低作业成本,提高生产效率。表4参12     

渤中19-6深部潜山高温气层保护钻井液技术

针对渤中19-6深部潜山高温气层特点,通过岩心分析和敏感性评价实验,分析了渤中19-6储层主要损害机理,并优化出了一套综合性能较好的抗高温水基钻井液配方。实验表明,该气层基质为典型的低孔低渗储层,黏土矿物含量较少,微裂缝较发育,具有强速敏性、中等偏弱应力敏感性,水敏性、盐敏性和碱敏性较弱,无酸敏性损害等。储层微裂缝发育易导致外来固相侵入损害,微裂缝内颗粒胶结疏松可促进速敏性损害,也存在水锁损害。优化钻井液的岩心渗透率恢复值达85.95%,水锁损害率为13.21%,其储层保护性能优异;可抗温210℃,也可抗10% NaCl、1% CaCl₂和8%劣质土的污染,满足渤中19-6区块深部潜山气层钻井工程及储层保护技术要求。      

抗高温水包油钻井液体系评价及应用

针对潜山储层的特点,室内采用具有抗温性和强乳化能力的表面活性剂作为乳化剂,配套抗高温增黏剂及流型调节剂,研制出了抗220℃高温水包油钻井液体系,并对其性能进行了评价。实验结果表明,该钻井液具有乳化稳定性强、抗温稳定性好、储层保护效果好等特点,适合于奥陶系潜山储层深井钻探。该体系在某A1井水平段进行了现场应用,表现出良好的高温稳定性及易维护等特点,满足了本区块潜山高温储层开发,欠平衡钻井技术的要求。     

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。     

一种新型MEG钻井液体系的研究与应用

为满足海上油气田开发在储层保护及环境保护等方面的特殊要求,研制出了一种新型MEG(甲基葡萄糖苷)钻井液体系。该钻井液体系是一种无环境污染的油基泥浆替代体系,主要由MEG、流型调节剂、降滤失剂、pH值调节剂等组成。室内研究及现场应用结果表明,所研制的MEG钻井液体系具有良好的抑制、润滑性能及突出的储层保护和环境保护特性。     

无固相抗高温钻井完井液在渤深 6 区块的应用

渤深6潜山为二台阶潜山，压力系数为1．18，地层温度高达180℃，属于孔隙一裂缝性油藏，潜在储层损害因素主要为应力敏感性和固相侵入。推荐选用欠平衡钻井工艺，而且钻井液要有好的抑制性和抗高温稳定性。针对该储层特征，在现场调研和处理剂配伍性实验研究的基础上，通过评价配方的油层保护性能，优选出了用自行研制的抗高温聚合物TV-1作增黏剂的无固相抗高温复合盐水钻井液，并在渤深6—1及渤深6-4井进行了应用。结果表明，该钻井液具有良好的抗温性及油层保护效果，且性能稳定，现场应用简单，易于维护，且携岩性能好，井眼净化能力强，完全满足渤深6区块低压高温油层对钻井液的要求。     

东海抗高温低自由水钻井液体系构建与应用

东海天然气藏埋藏深、压力高,井底最高温度达180℃以上,易使钻井液重晶石和岩屑沉降造成起下钻遇阻、卡钻事故,严重影响钻井作业效率。由长链磺酸、疏水单体和交联剂等共聚反应,通过室内实验研发了一种抗高温流型调节剂HTV-8,并以该调节剂构建了东海抗高温低自由水钻井液体系。实验结果表明:HTV-8在无黏土或低固相钻井液中的提切能力强,抗温能力达200℃,可使钻井液具有优良的高温流变性;所构建的抗高温低自由水钻井液体系具有较好的抗岩屑污染能力、抗盐污染能力、抑制性和储层保护等性能。目前该抗高温低自由水钻井液体系已在东海气田取得成功应用,钻井液携砂性能好、钻进过程中返砂顺利,长时间避台后重晶石无沉降,为东海深层天然气藏安全高效开发奠定了良好基础。     

渤中凹陷西南环深层探井钻井难点与技术对策

渤海油田渤中凹陷西南环深层含油气构造储量丰富,开发潜力巨大.但该区块存在地质条件复杂、目的层高温高压、压力系统复杂、深部地层可钻性差等难点,给钻探作业带来诸多挑战.针对渤中凹陷西南环深层探井作业的技术难点,创新采用"非标井眼+随钻扩眼+非标套管"的井身结构设计方法,保证封隔各层位的必封点,可以满足地层评价要求;针对不同...     

宝力格油田保护油层钻井液技术

钻井液作为与油层首先接触的外来流体极易对油层造成损害,做好钻井液保护油层工作在整个油层保护系统工程中非常重要.针对华北油田宝力格油田的储层物性,室内从岩心的敏感性评价入手,开展了钻井液保护油层技术的研究.通过对油层封堵技术的研究,研制出了适合于该油田储层特征的油层保护剂,结合现场钻井液施工的特点,制定了便于现场操作的保护油层施工措施.该技术自2002年开始,在二连地区宝力格油田共实施162口井.采取油层保护措施的井,完善井为86%,说明该钻井液技术在宝力格油田应用效果较好.     

抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液研究及现场试验

针对现有无固相钻井液抗温能力弱、无法满足高温水平井钻井需要的问题,以两性离子型疏水缔合聚合物PL-5为主剂配制了抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液。对该钻井液的流变性、滤失性、悬浮稳定性、抑制性和储层保护性能进行了室内试验评价,并应用原子力显微镜（AFM）和环境扫描电镜（ESEM）对构建该钻井液液相的聚合物的微观结构进行了观测。室内试验结果表明:该钻井液在160℃下老化后,仍可保持良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性;上部地层钻屑的一次滚动回收率达60.1%,下部地层钻屑的一次滚动回收率达87.2%,抑制泥页岩水化分散效果显著;油层岩心的渗透率恢复率可达82.0%以上。抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液在DF1-1气田3口井的水平段钻井中进行了现场试验,结果表明,该钻井液不仅具有良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性,而且具有良好的储层保护效果,提速效果显著,能够满足高温水平井钻井需要。      

超高温钻井液在杨税务潜山深井中的应用

华北油田杨税务区块奥陶系储层埋深普遍较深,一般在6000 m以上,地层岩性主要为灰岩、泥岩,井底最高温度预计在210～230℃。继低固相超高温钻井液技术在安探4X井成功应用后,由于该技术所用材料多为国外进口,室内再次研选抗高温处理剂、高温保护剂等关键处理剂,以国产材料替代进口材料,构建了抗230℃的低固相钻井液配方,同时高温滚动实验和高温流变性测试表明:体系具有良好的抗超高温性能,高温条件下的流变性能仍能有效满足携岩要求。目前该套钻井液体系在杨税务区块已经成功开展了7口井现场应用,保障了钻井施工的顺利进行,形成一套满足华北油田冀中区块深潜山地层的超高温钻井液技术。      

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。     

浅海定向钻井中的聚合物海水钻井液工艺

在胜利油田已完成的126口浅海定向井中有近100口井是用聚合物海水钻井液体系钻成功的。聚合物海水钻井液体系以聚合物PAC141、KPHP、SK-2为主剂,使体系具有较强的抑制地层造浆能力,实现了体系的不分散低固相;采取以液体白油润滑剂为主,以固体润滑剂HZN-102为辅的联合方式,使体系具有很强的防粘卡能力;用无荧光防塌剂MHP和抗高温降滤失剂SMP提高体系的防塌能力。该体系对油层和海洋环境无污染,性能稳定,维护简单,携岩能力强,起下钻正常,复杂情况少,在所钻定向井中共发生6次卡钻,万米卡钻率为25％。     

胜利浅海地区低渗透油层保护技术研究与应用

针对胜利浅海地区埕岛东部斜坡带东营组低渗透油层,从储层及流体特征分析入手,通过实验分析评价了研究区内储层敏感性,总结了低渗透储层在钻井过程中潜在损害因素,在此基础上优化了钻井完井液体系,研制了优质无污染海水钻井液体系。结合该钻井液体系与目前使用的其它钻井液体系进行基本性能对比情况、抗污染性能评价以及动态滤失效果分析,该钻井液体系油层保护效果较好,岩心渗透率恢复率超过90%。现场推广应用19口井,有6口井进行过测试,其中表皮系数均小于零的完善井5口,轻微损害井1口,测试井的完善率达83.3%,表明应用该钻井液体系取得了良好的保护油层效果。     

南海西部高温高压井堵漏技术

南海西部莺歌海盆地高温高压井储层段黄流组温度达到200 ℃,地层压力系数达到2.27,钻井过程中频繁出现井漏,其中高温高压井堵漏作业还存在着抗高温堵漏材料少、高温高压井控风险高、高密度堵漏浆流变性难以调控、堵漏作业经验少等诸多问题。在分析高温高压井前期堵漏经验及漏失原因的基础上,利用高温高压动态堵漏仪优选抗高温高压堵漏材料及堵漏配方,承压能力达到20 MPa。现场结合随钻堵漏以及承压堵漏,并使用抗高温弹性堵漏剂FLEX 配合刚性堵漏剂BLN 及承压堵漏剂STRH,成功实施高温高压井堵漏作业。