塔里木山前构造复杂地质条件下的钻井液技术在大古一井的应用

塔里木盆地山前构造带是国内钻探难度较大,难题较集中的地区之一。该地区地质条件极为复杂,上部为高陡地层,下部为多套高压盐水层、复合盐层、漏失层、坍塌层及高压气层,地层压力系数高。由于地应力大,裂缝发育,采用高密度钻井液钻遇盐岩、盐膏层、易塌页岩、大倾角易破碎地层时,极易发生井漏和井下出盐水,造成漏、塌、斜、涌、卡钻等复杂情况,严重时解卡无效只能被迫采用侧钻,严重制约了钻井生产速度的提高。介绍了天山南构造带超深井大古一井钻井过程中,针对多套高压盐水层,采用乳化石蜡封堵防塌、非渗透成膜钻井液提高地层承压能力、膨胀型堵漏三道新工艺技术,成功地解决了井塌、井漏、钻井液污染等复杂问题,使山前构造带超深井钻井液技术迈上了一个新台阶。     

土库曼斯坦阿姆河右岸气田复杂深井超高密度钻井液技术

土库曼斯坦阿姆河右岸气田的上侏罗系基末利阶长段膏盐层(厚度为700~1000 m)是典型的异常高压地层,钻井过程中存在高压盐水侵的风险,钻井液密度高达2.48 kg/L,常规钻井液不能满足安全快速钻井需要。为此,在现有饱和盐水钻井液的基础上,优选了抗高温、抗膏盐层污染处理剂,并与其他处理剂复配,研制了超高密度饱和盐水钻井液。室内性能评价试验显示,该钻井液密度可达2.48 kg/L,具有高温稳定性强、润滑性好、页岩抑制能力强和抗污染能力强等特点。30多口井的现场应用表明,该钻井液能解决长段膏盐层钻进中的地层蠕变、钻井液易污染及高压盐水侵等技术难点,并能大大提高机械钻速,缩短钻井周期。      

乌兹别克斯坦费尔甘纳地区吉达4井钻井液技术

吉达4井位于乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地卡拉吉达构造,是中石油部署在该区块的第二口超深探井.该区块地质结构复杂,储层埋藏深度在5 700～6 500 m左右,井底温度超过160 ℃,钻井液密度高达2.38～2.43g/cm<'3>,属高温、高压、高含盐、高含硫深层低渗油藏.上部和深部井段均存在高压盐水层和大段盐膏层,钻井过程中极易发生盐水侵、盐结晶、石膏层蠕变缩径、卡钻等井下事故.针对地层复杂情况,该井从三开井段开始使用欠饱和盐水聚磺钻井液.现场应用结果表明,该套钻井液在井底温度超过160 ℃时性能稳定,抑制性好,抗盐钙污染能力强,满足了"四高一超"(高温、高压、高密度、高含硫、超深井)条件下的润滑防卡、井壁稳定、流变性控制等一系列技术难题,未发生任何井下事故,实现了钻探目的,满足了施工要求.     

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。      

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

土库曼斯坦尤拉屯气田15、16井盐膏层钻井液技术

土库曼斯坦尤拉屯地区15、16气探井盐膏层属上侏罗系克里米得氏组,埋深约为3 400～4 000 m,地层温度、压力都很高,且含高压盐水,天然气和H2S,钻井风险极大.研究应用了高密度(2.40 g/cm3)KC1/饱和盐水聚磺钻井液,该钻井液克服了高压盐水侵、天然气气侵溢流以及盐膏层蠕动而引起的多次井下复杂情况,如多次发生井漏失返、溢流、阻卡等,充分满足了该盐膏层井段地层特性和安全钻井对钻井液技术的要求;同时对尤拉屯气田盐膏层地质特性有了更进一步的认识,为顺利完成土库曼斯坦钻井项目提供了关键技术.     

聚硅醇钻井液在川东北复杂深井中的应用

川东北地区地质构造复杂，地层倾角大，有易坍塌的碳质泥岩层、多套煤层、石膏层和盐膏层等，为解决石膏、盐膏污染，H2S和高压天然气侵及井漏等难题，在川东北复杂深井钻井中使用了聚硅醇钻井液体系，应用效果表明，该钻井液体系防塌封堵性强，具有很强的抗盐钙、H2S污染的能力，而且使用处理剂种类少，易于维护，性能稳定，值得在川东北深井中推广使用。     

尤拉屯No.15井超高密度聚磺复合盐水钻井液技术

土库曼斯坦古诺尔塔&#183;尤拉屯气田No．15井完钻井深为4500m,四开地层岩性以石膏、盐岩为主,压力系数为1.98～2.31,地层流体活跃,盐膏层易蠕动,周围有12口报废井。研究出的超高密度聚磺复合盐水钻井液具有流动性好、滤失量低、润滑防塌能力强等特点。现场应用表明,全井最高钻井液密度为2．38g／cm3,压井浆最高密度为0.70g／cm3,没有因盐膏层的缩径、坍塌、塑性流动等而引起井下复杂或事故;该钻井液具有较强的抗盐抗温稳定性和抗各种污染的能力,流动性较好,在遭遇严重的盐水侵、石膏侵、气侵等污染时流变性变差,但经过及时的处理或维护后很快好转;通过控制CI含量不小于18&#215;10^4mg／L,同时使用盐重结晶抑制剂,有效地抑制了盐层溶解;维护处理工艺简单,性能稳定周期长;钻进、起下钻、电测、下套管顺利,为该地区高压盐膏层段钻井奠定了坚实的技术保障。     

库车山前盐水溢流衍生沉砂卡钻机理分析与预防对策

塔里木山前构造古近系发育复合盐膏层,盐间发育高压盐水层,压力系统复杂。为解决盐水溢流压井后发生的沉砂卡钻难题,通过室内实验评价了水基和油基钻井液抗盐水污染能力,建立了基于赫巴流体的环空固相沉降模型,分析不同因素对环空固相沉降的影响规律,并开展现场实例分析,制定了预防盐水溢流衍生沉砂卡钻技术对策。研究结果表明：水基钻井液被盐水污染后固相絮凝,几乎丧失悬浮能力,导致固相在环空沉降堆积引发沉砂卡钻;固相颗粒沉降速度、环空堆积高度和关井时间随固相粒径增大而快速增加;采用油基钻井液、储备井筒容积1～1.5倍以上的重浆、安装旋转控制头、上提活动钻具至安全井段、司钻法快速排出溢流等措施可预防盐水溢流衍生沉砂卡钻的发生。研究结果可为山前盐下油气资源的安全经济高效开发提供技术支撑。     

天山南库车凹陷复杂构造带钻井液技术

天山南库车凹陷复杂构造带上部吉迪克组地层高压盐水层极为发育、富含石膏,存在膏泥岩、膏盐层污染钻井液和缩径阻卡、高密度钻井液流变性控制困难、高压差卡钻、高密度下井漏、高温稳定性等系列难题,因此选用了钾基聚合物(聚磺、欠饱和盐水聚磺)钻井液.由于现场采用针对性的密度、流变性、膨润土含量和Cl-控制技术以及防止膏泥岩缩径阻卡、石膏侵预防和处理措施、润滑防卡控制技术,有效解决了大井眼携岩洗井、地层缩径阻卡、高密度钻井液流变性控制等技术难题,取得良好防塌抑制、抗污染效果,井径质量优质.现场应用表明,钾基聚合物(聚磺、聚磺欠饱和盐水)钻井液性能稳定,抗污染性强,多口井成功穿越了高压盐水层、高含石膏层、盐岩层和膏盐层;钻井液防塌抑制性强,井径规则;钻井液润滑防卡效果好,短程起下钻一次到底率为100%.在目的层采用乳化石蜡封堵、超低渗透成膜低伤害钻井液油气层保护技术,发现了良好的油气显示层.     

无黏土高温高密度油基钻井液

针对塔里木盆地山前构造带井深高温以及地层裂缝发育的特点,研发了油基钻井液关键处理剂,其包括主乳化剂HT-MUL、辅乳化剂HT-WET、提切剂ZNTQ-1。乳化剂通过抗高温的亲水亲油官能团,在油水界面形成具有很强黏弹性的界面膜来提高乳化能力;基于超分子原理,提切剂通过在油水界面的氢键作用提高乳状液的凝胶强度,达到替代有机土的效果。以乳化剂和提切剂为核心处理剂配制的无黏土高温高密度油基钻井液,抗温达220℃,密度达2.50 g/cm3,老化后乳化稳定性好,不出现分层现象,高温高压滤失量小于10.0 m L,具有极好的滤失性,可通过柴油配制得到。无黏土高温高密度油基钻井液克服了以往有机土油基钻井液高温易降解失效和高密度下流变性差的缺点;同时提切剂取代有机土,除了能进一步加快钻速外,还能降低储层损害程度,是目前油基钻井液技术的领先技术,具有极好的应用前景。     

新型无土相油基钻井液研究与现场试验

针对常规有土相油基钻井液因有机土及沥青降滤失剂等黏度效应较大、不利于流变性控制和低密度白油油基钻井液适用范围窄的问题,以自主研发的增黏提切剂、乳化剂和聚合物降滤失剂为基础,通室内试验考察了其配伍性并优选了其加量,形成了无土相油基钻井液。室内试验结果表明,无土相油基钻井液在油水比为70:30~100:0、温度为80~160℃、密度为0.9~2.2 kg/L时,塑性黏度可控制在55 mPa·s以内、破乳电压在450 V以上,API滤失量小于2 mL,抗钻屑污染达30%,抗水污染达20%,加重材料对润滑性能影响非常小。焦石坝区块4口页岩气水平井的现场试验表明,无土相油基钻井液原材料少,维护处理简单,流变性易于控制,固相含量低,具有良好的剪切稀释性,有利于降低循环压耗,提高机械钻速。      

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46 kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100 d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。      

低毒环保型油基钻井液体系室内研究

为了提高油基钻井液的环保性能,解决其生物毒性高、难于降解等问题,研制了低毒环保型油基钻井液。通过对普通原料油进行脱硫脱芳处理得到新型低毒油基钻井液用基础油,采用复合改性剂和新工艺处理有机土得到新型改性有机土,并对钻井液处理剂及加量进行优选,最终形成了低毒环保型油基钻井液体系。室内试验结果表明,该钻井液体系的高温高压滤失量为3.2~9.5 mL,沉降密度差最高0.06 g/cm3,破乳电压高达1 190 V以上,水侵和劣质土侵后乳化体系还可以保持稳定,二次岩屑回收率达到99.17%,线性膨胀率仅为1.92%,岩心渗透率恢复率达88.5%~94.6%。研究结果表明,低毒环保型油基钻井液体系的流变性、稳定性、抗污染性、润滑性、抑制性和储层保护性能良好,可满足复杂地层深井、超深井安全高效钻井的需求及环保要求。      

塔里木油田库车山前超高压盐水层精细控压钻井技术

塔里木油田库车山前巨厚盐膏层普遍发育超高压盐水,且盐膏层中夹杂破裂压力低的泥岩层,导致安全钻井密度窗口窄, 易发生井涌、井漏、井塌和卡钻等井下故障。通过精细描述钻井液循环系统流量变化特征,定量化钻井液出入口流量差与溢流量、漏失量及高密度钻井液弹性变形量间的相互关系,可以实时快速判断溢流和漏失,计算求取地层压力,并将自动控压排水与控压压回相结合,精确控制地层与井底的压力差,有效控制合适的盐水返出量,大幅降低溢流、井漏等井下风险,形成了超高压盐水层微流量精细控压钻井技术。该技术在克深A井和克深B井进行了现场试验,均安全快速钻穿超高压盐水层,大幅提高了机械钻速,缩短了钻井周期,降低了钻井成本。研究与应用表明,超高压盐水层微流量精细控压钻井技术可快速发现溢流和漏失,精确控制地层盐水返出或者钻井液漏入地层,实现可控微溢流或漏失,大幅减少了盐水排放时间,确保了井眼稳定,实现了安全快速钻穿超高压盐水层的目的,为超深井复杂地层高效钻进提供了新的技术手段。      

土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

在土库曼斯坦阿姆河右岸B区钻井史上,由于存在高压浅层次生气层、高压盐水层、高压高产气藏以及巨厚盐膏层的复杂地层,因而井喷、卡钻、高压盐水结晶导致井筒报废等事故频发,钻井成功率仅为64%,钻井安全风险极高,部分气田已禁止钻井施工。为此,针对性地开展了如下安全钻井技术试验与应用:(1)针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使进入井筒油气的量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性,同时在浅层气井区外围采用了钻大斜度井定向井强采方案;(2)针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和—饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全。相关配套技术已推广应用近百口井,钻井成功率达100%,井喷发生率为零,解放了"钻井禁区",较好地解决了该区域高风险天然气井安全钻井难题。     

抗高温高密度无土相柴油基钻井液室内研究

针对常规高密度油基钻井液不利于提高机械钻速且流变性难以控制的缺点,通过分子结构设计,合成了抗高温乳化剂HT-MUL和提切剂ZNTQ-I,并配制了抗高温高密度无土相柴油基钻井液。通过电稳定性试验和高温老化试验,评价了乳化剂、提切剂的单剂效果,并对研发的无土相油基钻井液进行了抗温性、稳定性、抗污染能力和抑制性试验。试验结果发现:HT-MUL乳化剂具有较高的破乳电压,抗温达220℃;提切剂加量为0.5%时提切效果显著;在150~220℃条件下,2.50 kg/L无土相油基钻井液破乳电压在2 000 V左右,可抗质量分数25%蒸馏水的污染和质量分数15% CaCl2溶液的污染。研究结果表明,抗高温高密度无土相柴油基钻井液的密度可达2.50 kg/L,抗温达220℃,具有良好的稳定性、悬浮性和抗污染能力,能够满足提高钻速和保护油气层的要求。      

深井井筒油基钻井液密度与液柱压力解析模型

高温高压深井在钻井和完井时,由于钻井液在井筒内受到温度和压力的双重作用,使得地面测量的钻井液密度与井筒内实际密度存在差异,导致井筒液柱压力难以准确计算。分析国内外有关油基钻井液密度的预测模型,前人的模型均为特定配方条件下少数实验数据回归的经验模型,不具有通用性,且计算精度难以满足深井（尤其是超深井）的需求。为此,采用数学解析法建立精确的钻井液密度和液柱压力预测模型。与多位学者的经验模型对比,认为多数经验模型为新建解析模型的简化,该解析模型能更全面准确地反映温度和压力对钻井液密度的影响。在实际应用时,将油基钻井液视为基础油、盐水及固体材料的混合物,通过室内实验数据确定基础油的密度函数,可实现多种配方及油水比的油基钻井液密度及井筒液柱压力的预测。