莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。     

南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术

为解决南海西部窄安全密度窗口地层钻井中易发生井漏、井涌甚至井喷等井下故障的问题,通过研究超高温高压复杂地层压力预测监测技术、钻井液随钻堵漏技术、井下当量循环密度预测与监测技术、抗高温钻井液、超高温高压固井技术,形成了适用于南海西部的窄安全密度窗口超高温高压钻井技术。该技术在乐东区域的7口超高温高压探井进行了应用,钻井成功率达到100%,井下故障率显著降低,与应用前的同类型井相比,钻井生产时效平均提高了21%。这表明,窄安全密度窗口超高温高压钻井技术可以解决南海西部安全密度窗口窄导致的问题,可为深水高温高压领域的勘探开发提供技术支持。      

提高裂缝性地层承压能力机理研究进展

地层承压能力是钻开井眼后地层不发生钻井液漏失时所能承受的井筒压力极限。由于天然裂缝发育，裂缝性地层通常表现出较低的承压能力，在固井和多压力系统钻井过程中频发井漏复杂。为了顺利完成固井和窄(负)安全密度窗口钻井施工，通常需要进行提高裂缝性地层承压能力作业，以扩大钻井液安全密度窗口上限。文章首先分析了不同地层的承压能力模型，然后从地层表观破裂压力、周向应力、裂缝闭合压力、裂缝延伸阻力和温度效应五个方面综述了提高地层承压能力的力学机理、适用条件和关键技术。现有提高地层承压能力技术得到了广泛的应用，但其背后的力学机理还尚存争议，应用成功率也有待提升。建议继续开展提高地层承压能力力学机理研究，研制更加符合力学机理要求的堵漏材料，进一步强化提高地层承压能力作业效果。     

化学固结承压堵漏技术在明1井的应用

明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的1口预探井,该井雷口坡组以上地层由于裂缝发育、断层多、地层破碎、胶结性差,加之钻井液密度窗口窄,多次发生失返性恶性漏失。采用桥堵、可控胶凝、水泥浆、凝胶等多种堵漏方式,均告失败,采用常规承压及雷特承压堵漏方法,但效果均不好。后采用化学固结浆封堵施工井段,采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层,防止憋挤时压漏上部薄弱地层,提高了地层承压能力,达到了施工要求,为顺利完成该井的施工任务提供了安全保障。化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料,具有微小膨胀功能,密度在1.05～1.90 g/cm3之间可调,抗温达180℃;交联成膜浆使用高强度桥接堵漏材料代替常规的桥接材料,并引入化学交联固结材料,抗返吐能力大于3 MPa,抗温大于180℃,抗压差大于20 MPa。该化学固结承压堵漏技术的成功应用,为在易漏地层提高地层承压能力提供了一种有效的堵漏方法。      

塔河油田顺西2井二叠系火成岩裂缝性地层堵漏技术

顺西2井是位于塔里木盆地顺托果勒区块南部断背斜构造的一口重点超深探井。顺西2井三开钻遇的二叠系火成岩厚度达316 m,纵向裂缝发育,地层破碎,钻进时多次发生井漏,先后使用桥接、低密度水泥浆等堵漏11次,堵漏效果不佳,重复漏失严重。针对该井建立了井壁纵向裂缝力学模型,通过定量分析得出,该井段封堵成功的关键在于在裂缝内形成致密坚硬的封堵墙,分隔井筒和裂缝内的流体压力。因此采用了高强度桥接颗粒、可变形桥接颗粒、高强度纤维材料,优化了粒径搭配,提高了堵漏材料在裂缝内的架桥效果;同时通过加入化学交联固结材料HDL-1,将憋挤嵌入裂缝的架桥材料胶结成为高强度的致密封堵墙,并将火成岩裂缝带的破碎岩体紧密胶结,防止发生剥落掉块导致的裂缝通道重新裸露问题,从而提高了裂缝带的承压能力和抗反吐能力。该井采用高强度交联成膜堵漏技术进行堵漏和承压作业后,地层的承压能力得到了提高,裸眼承压能力当量密度由不足1.15 g/cm3提高到了固井要求的1.55g/cm3,达到了井筒强化的目的。     

精细控压钻井技术在准噶尔盆地南缘高探1井的应用

准噶尔盆地南缘山前构造四棵树凹陷下组合吐谷鲁群组下部和头屯河组存在高压油气层,吐谷鲁群上部三开套管鞋处承压能力低,密度高于2.41 g/cm3井漏,低于2.37g/cm3气侵溢流,形成了窄密度窗口,严重的影响了钻井安全。本文通过对高探1井四开吐谷鲁群组下部和头屯河组地层钻井液安全密度窗口分析,及精细控压钻井应用情况进行分析,针对准噶尔盆地南缘山前构造下组合地层窄密度窗口的难题,精细控压钻井技术通过控制井底压力在安全窗口范围内,有效降低复杂,提高钻井时效。     

长裸眼井段承压堵漏工艺技术

通过评价不同浓度桥塞堵漏钻井液在不同挤注压力下、不同粒径砂粒配制砂床中的堵漏能力，对长裸眼井段承压堵漏工艺进行了研究，介绍了该工艺在T914和P4—2井的应用情况。应用结果表明，采用承压堵漏技术提高长裸眼井段钻井液安全密度窗口成败的重要因素为：对漏失层的准确判定与认识，对承压堵漏钻井液浓度的选择，对挤注压力的选择与控制等；如果不能准确确定漏失层段，需采用全裸眼井段封堵的承压方法，避免因多层漏失造成的漏失层位无法判断而需重复堵漏造成的损失。     

建南地区克服窄安全密度窗口的钻井技术

为解决江汉油田建南地区严重的井漏问题与提高钻井堵漏成功率,特别是深井加重钻井液＂窄＂安全密度窗口的堵漏成功率及地层承压能力技术水平,提出优化井身结构、利用测漏仪准确测定漏层、在多个漏失层井中采取钻一层堵一层、根据地层裂缝大小来选择合适的堵漏材料、堵漏工艺上采用桥浆＋水泥堵漏并适当蹩压、采用高密度随钻堵漏浆钻进压力高而承压能力低的地层、固井前采用非渗透抗压处理剂提高承压等堵漏技术措施,以克服＂窄＂安全密度窗口的堵漏难题。现场实践证明采用上述措施,堵漏效果较好。     

扩展安全密度窗口钻井液技术在吐哈油田的应用

介绍了吐哈油田使用的2种扩展安全密度窗口防漏堵漏钻井液技术。一种是针对丘陵区块高压调整井提高钻井液密度时引发的漏失问题，从提高钻井液的封堵造壁能力及改善高密度钻井液的润滑性和流变性入手，形成的一套防漏技术。另一种是针对吐哈钻井公司承钻的塔河油田盐下井提高钻井液密度时引发的漏失问题，形成的一套承压堵漏技术，该技术使用的堵漏剂由粗、中、细及软、硬堵漏材料按照合理匹配复配而成。介绍了2种防漏堵漏钻井液技术的现场施工工艺。推广应用结果表明，扩展安全密度窗口的防漏堵漏钻井液技术，能有效提高地层承压能力，减少井下漏失，缩短钻井周期。     

明1井交联成膜与化学固结承压堵漏技术

明1井二开1 894.00~2 514.00 m井段钻进过程中漏失频发,且地层承压能力低,为保证二开后续井段钻井安全,需要对该井上部井段进行承压堵漏作业,以提高其承压能力。在分析漏失情况和钻遇地层岩性的基础上,确定了易漏失层位。根据易漏失层位的岩性并借鉴前期堵漏经验,确定采用交联成膜与化学固结承压堵漏技术进行承压堵漏作业,即首先利用交联成膜堵漏浆初步提高地层的承压能力,再利用化学固结堵漏浆进一步提高地层的承压能力,以满足高压油气层安全钻进要求。明1井上部井段进行交联成膜与化学固结承压堵漏后,2 021.58 m以浅井段地层的承压能力提高到1.70 kg/L以上,2 021.58 m以深井段地层的承压能力高于1.60 kg/L,达到了承压要求,二开井段后续钻井过程中,承压堵漏井段未再发生漏失。实践表明,交联成膜与化学固结承压堵漏技术可大幅度提高易漏失地层的承压能力,为同类地层承压堵漏提供技术借鉴。      

井眼强化随钻防漏技术研究与应用

长段裸眼孔隙-裂缝发育带来的漏失问题,严重影响钻井提速,并造成相当大的经济损失。在孔隙-微裂缝地层或诱导性裂缝地层中作业,钻井液密度较低时会出现井壁不稳定现象,而钻井液密度较高时又出现井漏、安全密度窗口较窄等问题,文章研究了解决这一问题的井眼强化随钻防漏体系。体系中的微米级和纳米级高强度刚性颗粒随钻头破岩时迅速嵌入到井周孔隙和微裂缝中,产生沿井眼切线方向的挤压,微米级纤维材料快速充填,形成致密的网络封堵结构,在井壁形成“桶箍效应”,大大提高了井眼承压能力和井壁稳定性。室内评价实验表明,清水封堵体系承压 ５ＭＰａ以上,井浆封堵体系承压 ７ＭＰａ以上。在实际现场应用中,井眼强化随钻防漏体系在解决安全密度窗口较窄问题方面取得了满意的效果。     

南海莺琼盆地高温高压井堵漏技术

南海西部莺琼盆地地质条件复杂,井底温度和压力高,钻进目的层过程中井漏频发。为解决井漏问题,在分析发生井漏主要原因的基础上,提出了将耐高温刚性堵漏材料和耐高温弹性堵漏材料相结合的思路。在钻井液中添加耐高温刚性堵漏材料DXD和耐高温弹性石墨堵漏材料TXD配制成堵漏浆,DXD在诱导裂缝中架桥,TXD在压差作用下充填于诱导裂缝剩余孔隙中,防止诱导缝进一步开启扩大,封堵诱导裂缝,提高地层承压能力。室内性能评价表明,堵漏浆密度最高可达2.40 kg/L,抗温能力可达200 ℃。堵漏浆在莺琼盆地多口高温高压井进行了应用,堵漏效果较好,堵漏成功率由采用常规堵漏技术的30%左右提高到了80%以上。这表明,该堵漏浆可以封堵莺琼盆地目的层的诱导裂缝,提高地层的承压能力和堵漏成功率,解决井漏频发的问题。      

低密度膨胀型堵漏浆在湘页1井的应用

湘页1井在二开钻井过程中发生了裂缝性和溶洞型漏失,为提高漏失层承压能力,保证固井质量,采用低密度膨胀型堵漏浆技术对漏失层段进行了承压堵漏施工。由于该井具有漏失井段长、漏点多的特点,针对不同漏失类型,采用不同性能的低密度膨胀型堵漏浆分段进行了3次承压堵漏施工,将地层承压能力提高到1 MPa以上,后续钻进和下套管、固井作业时未发生漏失。湘页1井的应用表明,低密度膨胀型堵漏浆具有良好的流动性能及很强的封堵承压能力,在大型堵漏施工过程中,易于配制、调整,不需要特殊设备,施工工艺先进成熟,安全系数高,承压堵漏效果显著,为湘中坳陷石炭系地层承压堵漏提供了新的技术支撑。      

顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术

针对顺北油气田一区三开钻遇的志留系地层承压能力低、井漏严重,固井一次性封固段长、漏失率高的问题,研究了长封固段防漏固井技术。从地质因素和工程因素2方面进行了原因分析,明确了技术需求。优选高抗挤空心玻璃微珠作为减轻剂,利用颗粒级配原理研制了低密度水泥浆。采用在隔离液中加入不同尺寸纤维的方式,提高地层承压能力;基于对极易漏层的准确判断,开发了适合超深井长封固段尾管固井的“正注反挤”防漏固井工艺。室内试验结果显示:在100 MPa液柱压力下低密度水泥浆的密度增幅小于0.03 kg/L,水泥石抗压强度高于15 MPa,具有良好的承压能力和较高的抗压强度;堵漏型隔离液可将地层承压能力提高1.5 MPa。“正注反挤”固井工艺与低密度水泥浆、堵漏型隔离液结合形成的顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术,在该区10多口井?177.8 mm尾管固井中进行了应用,全部实现了水泥浆完全封固环空,没有漏封井段,较好地解决了固井漏失问题。研究与应用结果表明,顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术效果显著,可解决该区存在的固井难题。      

无安全压力窗口裂缝性地层五步压回法压井方法

采用常规压井方法处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵时存在一压即漏、漏完仍喷的问题,为解决该问题,基于安全控制井筒压力并重建安全压力窗口的指导思想,提出了五步压回法压井方法。介绍了五步压回法压井的基本原理和挤压转向、平稳压回、逐步刹车、吊灌稳压和堵漏承压5个步骤,给出了压井液排量、漏失压差、井口套压和安全压力窗口等关键参数的计算方法。五步压回法压井方法自2006年开始在塔里木油田推广应用以来,控制了1 138井次溢流和38次井控险情,大大提高了压井成功率。研究结果表明,五步压回法压井方法能有效控制井筒压力,实现喷漏同存裂缝性地层的安全钻进。      

四川盆地窄密度窗口超深井控压固井工艺

四川盆地地质构造复杂,以川西地区为例,井深7000 m以上,安全密度窗口仅0.05~0.08 g/cm3,固井漏失风险高,通常被迫反挤水泥浆补救,固井质量段长合格率仅39.6%。基于此,开展控压固井工艺研究,以川西地区为例,分析了井筒工作液密度、钻井液流变性、顶替排量、环空控压值对固井防漏和顶替效率的影响。研究表明,控压固井前钻井液等井筒工作液密度下调范围宜在0.05~0.08 g/cm3;钻井液动切力宜低于6 Pa;固井顶替排量应不低于22 L/s,即环空返速为0.9m/s,同时顶替后期应根据薄弱层位压力当量密度,采取变排量顶替技术;采用控压下套管工艺和分段憋压候凝技术解决常规下套管工艺和候凝工艺的不足。控压固井技术在四川盆地窄密度窗口超深井应用26井次,创造了多项应用指标记录,最大井深7793 m,最小密度窗口0.05 g/cm3,一次上返率为100%,固井合格率为100%,复杂易漏失井固井质量段长优质率由21.45%提高到44.58%,较好地解决了固井漏失低返问题。     

川深1井超高温高压尾管固井技术

针对川深1井四开井段超高温高压地层尾管固井长效密封的需求,通过增大硅粉加量和合理匹配硅粉粒径抑制水泥石强度衰退,优选高温苯丙胶乳、纳米液硅等改善水泥浆的防气窜能力、力学性能、稳定性等,设计了适用于超高温高压地层的高密度防气窜水泥浆。其性能为:密度2.05 kg/L,防气窜系数SPN值小于0.43,气窜模拟未见气窜现象发生;水泥石在180 ℃下养护14 d抗压强度达到了41 MPa,未见强度衰退现象;水泥石气测渗透率0.008 1 mD,单轴弹性模量为7.54 GPa。川深1井四开井段采用高密度防气窜水泥浆,并采取“替净”、“压稳”和“封严”等固井技术措施,有效封隔了高压气层,为后期作业提供了良好的井筒环境。这表明,超高温高压地层通过优选合适的水泥浆,并采取相应的技术措施,可以解决超高温高压地层的固井技术难点,提高固井质量。      

四川盆地窄密度窗口超深井控压固井工艺

四川盆地地质构造复杂,以川西地区为例,井深7000 m以上,安全密度窗口仅0.05~0.08 g/cm3,固井漏失风险高,通常被迫反挤水泥浆补救,固井质量段长合格率仅39.6%。基于此,开展控压固井工艺研究,以川西地区为例,分析了井筒工作液密度、钻井液流变性、顶替排量、环空控压值对固井防漏和顶替效率的影响。研究表明,控压固井前钻井液等井筒工作液密度下调范围宜在0.05~0.08 g/cm3;钻井液动切力宜低于6 Pa;固井顶替排量应不低于22 L/s,即环空返速为0.9m/s,同时顶替后期应根据薄弱层位压力当量密度,采取变排量顶替技术;采用控压下套管工艺和分段憋压候凝技术解决常规下套管工艺和候凝工艺的不足。控压固井技术在四川盆地窄密度窗口超深井应用26井次,创造了多项应用指标记录,最大井深7793 m,最小密度窗口0.05 g/cm3,一次上返率为100%,固井合格率为100%,复杂易漏失井固井质量段长优质率由21.45%提高到44.58%,较好地解决了固井漏失低返问题。      

北部湾盆地徐闻X3井抗高温承压堵漏技术

徐闻X3井是中石化在北部湾盆地部署的一口重点预探定向井,该井渐新统涠洲组下部地层裂缝孔隙较为发育、地层承压能力低、钻井液漏失严重且井下温度高达180 ℃,导致部分堵漏材料高温后失效,采用常规桥接堵漏和水泥浆堵漏效果不理想,需研发出抗高温承压堵漏技术。为此,通过实验室试验优选出抗高温架桥材料高强支撑剂GQJ、抗高温纤维材料SW,以SAN-2工程分布理论为指导,加入不同粒径的CaCO₃和云母作为片状填充材料,并配合高失水剂HH-1及无机盐CaO,形成了抗高温承压堵漏配方,室内模拟0.5～4 mm裂缝宽度承压能力高于12 MPa。现场采用分段逐级堵漏法注入配制好的堵漏浆进行承压堵漏作业,在地层复杂情况下将地层承压能力提升至4.5 MPa,徐闻X3井第三次开钻固井期间再未发生漏失。实践证明,所研发的抗高温承压堵漏技术能够满足该井的固井施工要求,取得了较好的应用效果。