胜科1井四开超高温高密度钻井液技术

胜科1井井深超过7000m,井底温度为235℃,压力超过100 MPa.该井地层情况复杂,存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液性能难以调控.该井四开(4155～7026 m)钻进使用了聚磺封堵防塌钻井液、高密度聚磺非渗透钻井液和超高温钻井液.应用结果表明,这3种钻井液的高温稳定性、润滑性和剪切稀释特性良好,在高固相情况下仍具有良好的流变性和低的高压滤失量,能经受住各种可溶性盐类及高价离子的污染,配制和维护处理方便,各种钻井液之间的转换非常顺利,没有出现任何井下复杂情况.该套钻井液技术有效地保证了胜科1井的安全、快速钻进.     

胜科1井钻井设计与施工

为了解胜利油田孔2段烃源岩发育情况和盐下构造含油气情况,评价生油气潜力,胜利油田设计施工了胜科1井。该井完钻井深7 026 m,是中国东部油区目前最深的一口井,井底温度高达235℃,地层压力当量密度最高达2.30 kg/L。该井钻井施工中主要存在盐膏层及软泥岩层的安全钻进、井身质量控制困难、存在多套压力层系、复合套管的下入与固井、超高温超高压对钻井液性能和水泥浆性能及固井工具的要求高、机械钻速低等问题,在对钻井设计进行充分论证,并对施工难点进行了充分分析的基础上,制定了相应对策,使该井顺利钻至设计井深完钻,并取得了10个方面的技术成果与突破。该井的顺利完成,为其它超深井钻井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与现场施工情况。     

胜科1井大井眼钻井液技术

胜科1井二开采用φ444.5 mm钻头开钻,钻深2 932 m,采用φ339.7 mm技术套管封固沙3段下部以上地层。因该井处于东营凹陷中央隆起带上,花瓣地层极为发育,且钻遇盐膏层,在大井眼条件下,井壁稳定及井眼净化难度大。针对不同的地层特点,选用了低固相聚合物钻井液体系和双聚磺防塌钻井液体系,利用沥青配合聚醚多元醇严格控制钻井液的滤失量,确保了井壁稳定;依靠高效的护胶剂配合表面活性剂和合理的粘土含量确保钻井液具有良好的抗盐膏性能;通过保持适当的钻井液返速、控制合理的流变参数、优选钻井液处理剂配合合理的钻井工程措施,保证了井眼的清洁。该井二开井段钻进施工顺利,完钻电测、下套管和固井作业均顺利完成。     

莫深1井抗高温高密度KDF水基钻井液室内研究

莫深1井是位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜上的一口超深预探井，设计井深为7380m，预测地层压力系数为2．12，预测井底温度为204℃。针对莫深1井高温高压并存问题，成功研制出抗高温高密度KDF水基钻井液。该体系主要由高温降滤失剂、防卡降滤失剂、抑制性降滤失剂、高温保护剂、高温封堵剂、高温增效剂、包被剂、润滑剂等组成。实验结果表明：密度为2．30g／cm^3的KDF水基钻井液体系在120～220℃范围内，滚动16h、48h及72h后均具有较好的热稳定性、沉降稳定性、流变性、失水造壁性、润滑性及抗污染性能，且配方的重复验证性较好。KDF水基钻井液配方应用范围广，可通过调整体系中处理剂的加量来满足莫深1井深井段不同温度条件下的钻井施工要求。     

胜科1井三开钻遇软泥岩钻井液技术

胜科1井是一口超深重点科学探井，目的为证实胜利油田渤海湾盆地深层生油的可能性。在该井三开（2931～4155m）钻进过程中，分别钻遇盐膏层、盐岩层、软泥岩、膏质泥岩、砂岩等多套层系并在3套盐膏层中钻遇软泥岩，使工程变得复杂，钻井液性能起伏较大。在现场施工中，围绕着解决如何提高钻井液在高密度下对土相的污染容限，以及如何在高固相情况下调整好钻井液的流态问题，成功地运用了多聚物复合盐欠饱和钻井液体系，很好地解决了多层系、多压力地层特点带来的钻井难题，顺利地钻穿沙四段，为盐下段的施工打下了良好的基础。介绍了软泥岩段的电测结果。对3000～4200m井段软泥岩的蠕变速率进行了研究，得出了不同井深处、不同钻井液密度下的井眼蠕变速率，以及保证不同井深处软泥岩地层蠕变速率小于0．8mm／h所需的钻井液密度。     

超深井水基钻井液高温高压流变性试验研究

钻井液性能对于确保超深井的安全、快速钻进具有十分重要的作用.使用M7500型高温高压流变仪,测定了超低渗透聚磺水基钻井液在高温高压下的流变性能.试验结果表明:温度对水基钻井液流变性的影响比压力大得多,高温下压力的影响一般可以忽略;温度升高,塑性黏度呈指数规律下降.能承受的极限温度在210℃左右.温度升高,流性指数增大,稠度系数减小;压力增大,流性指数减小,稠度系数增大.运用回归分析方法建立了预测井下高温高压条件下塑性黏度及流性指数"和稠度系数K的数学模型,该模型应用方便,适合在生产现场应用.计算结果表明,胜科1井超低渗透聚磺水基钻井液在高温高压时更适合宾汉模式.     

深井水基钻井液流变性调控机理研究

分析了深井水基钻井液流变性的影响因素,得出了温度、钻井液中固相含量是影响钻井液流变性的两个重要因素,提出了深井水基钻井液流变性的调控思路与方法。按照该技术思路,通过增强钻井液体系的抑制性,降低钻井液中固相颗粒的分散度,大幅度降低钻井液中的膨润土含量和总固相含量等几种方法结合实现对钻井液流变性的调控。最后提出了聚合物钻井液、水包油乳化钻井液、聚醚多元醇钻井液的流变性调控措施。     

莫深1井抗高温密度水基钻井液体系室内研究

针对莫深1井钻井施工中存在高温高压问题，开展了抗高温高密度水基钻井液系列研究实验，实验均采用国产材料，优选优配抗高温处理荆，通过室内大量配方实验，成功开发出能满足莫深1井深井段施工要求的水基钻井液体系，体系的热稳定性及高温下的性能均较好，抗温可达220℃，并且在高密度条件下具有良好的流变性。该体系的成功研究对莫深1井的顺利钻探意义重大。     

胜科1井Φ139.7mm尾管及回接固井工艺技术

胜科1井是目前中国东部油区最深的一口重点科学探索井,钻井目的是进一步研究和评价东营凹陷孔2段烃源岩发育情况、盐下层构造含油气情况,并为下一步勘探部署提供依据。该井完钻井深7 026 m,井底温度达235℃,钻井液密度1.75 kg/L。针对该井四开井段井眼不规则、封固段长、存在多套压力层系、井底温度高、上下温差大和井下情况复杂等技术难点,采用了尾管悬挂及回接固井工艺,并研制开发了性能稳定的超高温水泥浆体系、抗高温尾管悬挂器及固井附件,确保了该井尾管固井及回接固井施工的顺利进行,固井质量优良。     

胜科1井大井眼及盐膏层钻井技术

胜科1井是中国石化在胜利油田部署的一口重点科学探索井,完钻井深7 026 m，φ339.7 mm技术套管下深2 922.78 m,φ311.1 mm大井眼井段深达4 155 m,采用了阶梯式大井眼结构设计与钻头优选技术,提高了大井眼钻井速度。为解决盐膏层蠕变挤毁套管问题,裸眼段全部使用φ250.8 mm厚壁（壁厚15.88 mm）VM140HCVA进口高抗挤套管,并采用尾管固井技术。针对胜科1井钻井过程中钻遇的大段复合盐膏层、软泥岩、膏泥岩和极易水化膨胀的红泥岩,分析了其蠕变规律,发现胜科1井盐膏层间软泥岩的蠕变速度对钻井液密度具有很强的敏感特性,从而确定对易蠕变缩径的地层采用先释放后平衡地层应力的技术,保证了电测和下套管需要的安全时间。试验表明,钻井液密度提至2.27-2.30 kg/L时,获得了50 h套管安全下入时间,成功完成了下套管和固井作业。     

胜科1井钻井事故的预防与处理

胜科1井设计井深7 000 m,完钻井深7 026 m。在该井钻井过程中,针对上部大尺寸钻头破岩效率低、大井眼井壁稳定性差、大段盐膏层、膏岩层的塑性蠕变和塑性流动造成井眼复杂、超深井高温高压给钻井液性能的控制和水泥浆调控等带来的一系列技术难题,制定了一整套预防井下事故和复杂情况的技术措施,从而确保了该井的钻探成功。该井在钻井过程发生了2次断钻具事故和1次卡钻事故,根据超深井的特点,采取了较为稳妥的处理措施,同时,有针对性地研制了高效铣环和PDC钻头专用打捞器,3次事故处理均获得了成功,共耗时38.5 d。详细介绍了该井所采取的预防和处理钻井事故的技术措施,可为其他超深井的钻井施工提供一定的借鉴。     

胜科1井超高温水泥浆体系的设计与应用

针对胜科1井井深、井底温度高,而且底部有盐水层的实际情况,合成了新型超高温缓凝剂、抗盐降失水剂,室内试验表明两者具有较好的抗高温耐盐性能及良好的配伍性能。针对水泥石出现的分层现象,通过添加热稳定剂提高了其热稳定性和抗压强度;通过超高温水泥浆体系试验,设计出了胜科1井尾管固井水泥浆,试验表明该水泥浆性能稳定,稠化时间可调,失水量、游离液、抗压强度等指标完全达到设计要求,并成功进行了胜科1井尾管固井作业。胜科1井的现场应用证明,该超高温水泥浆体系能满足超深井固井需要,可在胜利油田及其他地区的深井、超深井固井作业中推广应用。     

英深1井钻井液技术

英深1井位于塔里木盆地西南坳陷齐姆根凸起英吉沙构造,是1口五开超深预探井直井,完钻井深为7258m。该井钻遇大段巨厚泥岩、膏泥岩、盐膏层,地层倾角大,裂缝发育,高压盐水层发育,钻井过程中遇到了很多困难。研究出了高密度抗盐膏钻井液配方及维护处理方案,并针对五开后钻井液密度高、压力高和温度高的问题,研制出了高密度磺化有机盐抗高温钻井液,同时,对四开固井中水泥浆发生闪凝,造成井漏、盐水溢流的问题,配出了密度为2.60和2.80g/cm3的压井液,成功地压住了盐水层。现场应用表明,高密度抗盐膏钻井液成功地克服了巨厚盐膏层、高压盐水层等难点;高密度磺化有机盐抗高温钻井液抑制性好,具有较低的粘度、切力和高温高压滤失量,在220℃,138MPa下仍有良好的流变性,满足了深井段钻井的需要;密度高达2.80g/cm3的压井液具有良好的流变性,成功地解决了高密度压井的技术难题。     

孤平1井超长水平段水平井钻井技术

孤平1井是胜利油田第一口水平段超千米的预探水平井，通过优化工程设计、采取相应的工程技术措施，克服了超长水平段井眼轨迹控制难度大、中靶要求高、地层易漏失、扭矩和摩阻大、大井斜段及水平段取心困难等技术难题，顺利钻至设计井深，并圆满完成了地质任务。孤平1井实钻水平段长1054．15m，创全国陆上水平井水平段最长的纪录。在分析该井施工难点的基础上，详细介绍了该井工程设计、井眼轨迹控制及钻井液技术，并总结分析了钻井过程中采取的一些成功作法，例如防卡技术、井眼净化技术、合理使用PDC钻头、大井斜段及水平段取心技术等。     

饱和盐水钻井液体系在王平1井的应用

江汉油田王平 1井在钻进车档断层盐间非砂岩储层时采用了饱和盐水钻井液体系 ,现场施工表明 ,该体系不仅满足了常规钻井施工需要 ,也满足了欠平衡压力钻井的需要。该井的顺利完钻 ,为饱和盐水钻井液在水平井欠平衡压力钻进中的应用积累了经验。     

科钻一井主孔取心钻进钻井液技术

针对科钻一井主孔取心钻进的要求，研制开发了LBM-SD复合钻井液材料。室内试验表明，该材料具有较好的抗盐、抗钙镁和抗海水的能力，用其配制的钻井液具有低粘、低切、低滤失和低固相特点，而且与润滑剂GLUB具有良好的配伍性。采用以离心机为主的固相控制系统有效地清除了金刚石钻头钻进时产生的横．细岩粉，保障了钻井液体系性能的长期稳定，而GLUB的应用，保证了井底钻具工作稳定，减少了钻具磨损，提高了岩心收获率及取心质量。