盐膏层有机盐钻井液技术研究与应用

在盐膏层等复杂地层钻探过程中,常规钻井液易受到盐、膏等的污染,导致钻井液性能恶化,维护处理复杂,甚至引发钻井事故.针对此类地层,研制了抗盐、抗钙能力强的高密度有机盐钻井液.通过大量的试验,优选与有机盐相配伍的处理剂,优化处理剂加量,确定了有机盐钻井液配方为:水 0.5%Na2CO3 (3%～4%)抗盐粘土 (0.15%～0.2%)XC (1.5%～2.5%)降滤失剂 (50%～130%)复合有机盐 2%无荧光防塌剂 1.0%聚合醇 加重剂.并对该钻井液体系的流变性、抑制性、抗温性、抗盐、抗钙能力、固相容量等进行了评价.结果表明,该钻井液体系性能稳定,抑制性、抗污染能力强,固相容量限高.2003年该高密度有机盐钻井液在家59井现场应用中,钻井液性能稳定,携砂能力强,维护处理简单,解决了盐膏层钻进中的钻井液技术难题,避免了复杂及事故的发生,安全顺利钻穿了该井沙二段341 m的复杂盐膏层.     

塔河油田TK1110X井盐膏层钻井液技术

TK1110X井盐膏层顶界面井深5 197 m,下φ244.5 mm套管封住盐上井段,盐膏层段采取专封专打.该井在钻进盐膏层井段时,选用了抗温、抗盐性强,润滑、防塌能力好的欠饱和盐水聚磺钻井液体系,有效抑制了盐膏层的蠕变和坍塌,在钻井过程中未发生井下复杂情况,安全钻穿厚200 m的盐膏层,经过2次扩孔、2次电测,顺利下入夺206.4 mm套管,在固井过程中未发生漏失等复杂情况,固井质量优.整个盐膏层井段施工周期比设计施工周期缩短了12.2 d.详细介绍了该井钻井液体系的优选、体系转换及现场维护处理措施.     

河坝1井钻井液技术

河坝1井钻遇地层复杂．下部有含硫化氢的超高压天然气层、塑性盐膏层、漏失地层等，易出现井漏、喷漏同存、卡钻等井下复杂情况和事故。钻井液维护处理存在防漏堵漏难度大、地层易垮塌、盐膏层易污染钻井液、高密度抗高温钻井液性能调整困难等技术难题。该井三开井段应用了聚磺抗钙防塌钻井液体系，四开、五开井段应用了聚硅醇抗钙防塌钻井液体系．并采取了相应的维护处理措施。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故，不断优化钻井液性能．并采取相应的工程技术措施．从而确保了该井顺利钻至设计井深。     

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。     

丰深5井钻井液技术

丰深5井是位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带的1口预探井,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,井壁稳定难度大.针对丰深5井地层特点,采用了双聚封堵防塌钻井液、欠饱和盐水双聚磺防塌钻井液.现场应用表明,应用的钻井液具有良好的流变性能和较强的携岩能力,稳定井璧效果好,抗盐膏及油气污染能力强,高温稳定性突出,满足了钻井的施工需要,保证了安全、优快钻进.     

克拉2号气田盐膏层高压气层钻井液技术

克拉2号气田为国家“西气东输”主力气田之一,位于塔里木盆地南天山造山带南侧库车坳陷北部克拉苏构造上。克拉2号气田下第三系存在大段盐膏层,下第三系和白垩系存在多套压力高、安全密度窗口小的气层,这些地层易缩径、垮塌,易漏易喷。塔里木油田钻井液技术工作者总结克拉苏地区钻探经验,在对克拉苏2号构造带地质情况进一步认识的基础上,引进多元醇等材料,优选出强抑制、强封堵、流变性好、泥饼质量好、滤失量较低的高密度多元醇饱和盐水稀硅酸盐KCl聚磺钻井液配方。经过现场调配,该套钻井液技术在克拉203井和克拉204井应用成功,解决了膏盐层、盐岩层的缩径、垮塌问题,易漏性砂岩地层的防漏问题,同时使用配套工程措施,较好完成了钻井任务,缩短了钻井周期,提高了综合经济效益。     

金河1井有机盐氯化钾高密度钻井液技术

金河1井是位于准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜沙湾组断鼻构造上的一口探井.完钻井深为2 225 m.由于该构造地层压力系数高、地层倾角大、成岩性差、破碎严重,黏土矿物中蒙脱石含量最高达70%以上,钻进过程中频繁出现卡钻、垮塌、井漏等复杂事故.采用有机盐KCl钻井液,在高密度下兼顾钻井液抑制性、流变性、封堵防塌性,实现了钻井作业零事故.经现场应用表明,有机盐KCl高密度钻井液顺利钻穿金河1井高陡山前构造安集海河组700m厚地层,钻井作业中井壁稳定、井眼畅通;全井流变性能优良易控,钻进中扭矩平稳,砂样代表性好,钻屑基本呈原生片状且棱角分明,电测井径规则,钻井液封堵能力强,在完井液中不添加堵漏剂的情况下承压能力达到4MPa,电测一次成功率为100%,下套管固井一次成功,钻井周期仅为110d.     

BH-ATH“三高”钻井液的研究与应用

针对传统的抗高温、高密度、高盐膏(简称三高)钻井液存在流变性控制难、添加剂种类多、用量大且维护困难、储层保护和环境保护性能不好等问题,研究出了一种BH-ATH三高钻井液体系,其主要由高水溶性的BZ-WYJ复合盐、抗盐强包被抑制剂BZ-BYJ-Ⅰ、抗盐提切剂BZ-VIS、抗盐降滤失剂BZ-Redul-Ⅰ、高效抑制防塌剂BZ-YFT、高效抑制润滑剂BZ-YRH组成,配方简单。该钻井液具有抑制性强、抗温达220℃、配浆密度可达2.50 g/cm3、抗盐达饱和、抗石膏污染能力较强、储层保护和环境保护性能好的特性。在塔里木群古1井、埕海二区张海26-26大位移井和印尼马都拉项目2口井的钻井施工中,使用该体系顺利钻穿了多层膏质泥岩,有效解决了地层坍塌、缩径等难题,应用井段起下钻畅通无阻、电测顺利,有利地保证了钻井提速,显示了该钻井液良好的抑制、封堵、润滑、携带悬浮岩屑、保护油气层等性能。     

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。     

碱探1井超高温水基钻井液技术

碱探1井是位于柴达木盆地中央鼻隆带碱山构造的一口重点风险探井,钻探的主要目的是探索碱山构造基岩含气性,该井完钻井深为6343 m,实测井底最高温度达到235℃,为目前国内陆上钻井井底温度最高记录之一。该区块地层存在裂缝发育、长段膏泥岩层、高压盐水层、高浓度CO₂、高地温梯度,施工过程中井塌、井漏、溢流、膏泥岩层蠕变缩径等复杂因素相互交织。室内通过开展超高温稳定性能、流变性能以及超高温下的滤失性控制等方面的技术攻关,在有机盐钻井液的基础上,通过对国内外超高温降滤失剂、封堵防塌剂、润滑剂、热稳定剂等的筛选及优化,形成碱探1井抗240℃超高温有机盐水基钻井液的最终配方。该配方钻井液在老化72 h后,高温高压滤失量保持在10 mL以内、润滑系数小于0.1、砂床侵入深度小于12 cm。另外,该井四开、五开钻遇微裂缝及基岩风化壳,裂缝多次发生漏失,优选耐温性能良好的刚性、柔性及胶质封堵材料,形成了碱探1井超高温堵漏技术配方,漏失井段承压能力逐步提高,为超深井段的井壁失稳和井漏的预防治理发挥了关键作用,顺利完成了柴达木盆地第一超高温井碱探1井的钻探保障任务。      

利用油管弹性伸缩实现井下定量掺液方法探讨

在泵下增设一个新装置，使抽油泵上下运动时，油管产生弹性伸缩。利用该伸缩引起的上下腔空压力变化，便可将化学溶剂或稀油定量掺入稠油井或高含蜡井泵下，并随井液进入泵中，从而实现了稠油井或高含蜡油井定量掺液的目的。     

东濮凹陷文古2井天然气地球化学特征及成因研究

在对天然气地球化学特征研究的基础上,对文古2井天然气碳同位素、氦同位素、氩同位素与华北地区煤成气、油型气的这些同位素进行了类比,并结合地质背景综合分析了天然气的成因。指出天然气组成以烃类气体为主,非烃含量低,其中,烃类气体甲烷含量高达93.36%,非烃以CO2为主,含量0.84%;组分中富含重碳同位素,其中甲烷-29.6‰、乙烷-24.3‰、丙烷-21.4‰、丁烷-25.7‰;稀有气体氩同位素比值为1 411.8。通过气源对比认为,文古2井天然气属煤成气,是上古生界煤系源岩在高成熟-过成熟阶段的产物,气藏类型为“自生自储”型。     

油管加热采油工艺技术

方法 利用油管和套管作为发热体直接加热油管的原油，目的 提高井筒内原油的温度，增加原油的流动性，结果 该项工艺在胜利油区高凝油井及高含蜡井应用后，要明显提高井筒原油温度，增加原油流动性，在不采取其它工艺条件下可保证油井的正常生产，结论 油管加热采油技术工艺简单，现场施工方便，造价低廉，加热效果明显，是开采中低粘度稠油油藏，高凝油油藏及高含蜡油藏的一种为较理想和经济的方法。     

利用测井信息计算页岩有机质丰度 ——以川南长宁地区龙马溪组为例

充足的有机质是油气生成的物质基础,有机质丰度决定了烃源岩的生烃潜力,因此获取页岩有机质丰度对指导页岩气的勘探开发具有重要作用。在选取川南长宁地区龙马溪组下段泥、页岩作为研究对象的同时,利用总有机碳含量作为有机质丰度评价指标,对泥、页岩样品化验得出的有机碳含量和对应深度的测井数据进行拟合,得出总有机碳含量的计算公式,并依据不同测井响应参数的选取,总结出 3 种测井计算方法,相应地回归出 3 个计算公式,在研究区对计算结果进行验证和误差分析。结果表明：Δ lg R-密度法和密度-铀多元回归法得出的有机碳含量与样品实测的有机碳含量符合程度较高;单井纵向上表现出龙马溪组有机碳含量在下段底部附近较高,具有由底部向上逐渐降低的趋势;密度-铀多元回归公式计算的误差最小,表现出较强的适用性,可在长宁地区推广应用。     

川东南地区官9井侏罗系原油地球化学特征

2004年钻探的官9井首次在川东南地区的中侏罗统下沙溪庙组获得工业性轻质油流。该原油含蜡量高，姥姣烷／植烷比值较低（Pr/Ph=1.56），族组成中饱和烃含量在90%以上，原油轻烃的正庚烷与甲基环己烷的比值高达1.83，并且庚烷值和异庚烷值具有高成熟湖相原油的特点。根据原油饱和烃与轻烃气相色谱以及碳同位素等资料，综合分析结果认为：官9井侏罗系原油为高成熟腐泥型母质成因，主要来源于侏罗系湖相烃源岩。     

澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化

以澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气为例,依据渗透率和含气量,将储集层划分为4类,建立井组模型,提出相应的中煤阶煤层气水平井开发策略。针对Ⅰ类和Ⅱ类煤储集层渗透率较高,优化单井控制面积,采用与面割理垂直的单分支SIS水平井开发,后期加密,大幅减少钻井进尺、地面井口数;针对Ⅲ类煤储集层,考虑先期投产井对该区域压力的影响,适当增加单井控制面积,优化水平分支长度和夹角;Ⅳ类煤储集层渗透率较低,单井控制面积小,SIS水平井和MBL井开发效果均较差,建议暂不开发。     

松辽盆地梨树断陷苏家屯地区页岩气储层特征及含气性评价

页岩油气资源评价过程中除需对页岩作为烃源岩的特征进行评价外,更重要的是对其储层特征进行评价,尤其是可压裂性和含气性评价,直接涉及到资源的可动性。基于松辽盆地梨树断陷苏家屯地区苏2井营一段泥页岩系统取心和分析测试结果,开展了泥页岩生烃潜力评价、可压裂性及含气性评价。结果显示该区营一段泥页岩具备较好的页岩气生成条件。泥页岩脆性矿物含量高、杨氏模量高、泊松比低,压裂条件有利;孔隙度和渗透率普遍较低,但发育大量的天然裂缝和微裂缝,且压裂过程中容易产生形态较为单一的垂直裂缝,镜下还见到大量的微—纳米孔隙,主要以微孔和中孔为主,为页岩气提供了有利的运移通道和储集空间。该区多口探井在钻、测、录井的过程中均在营一段见到了良好的油气显示,并试获了高产气流,现场解吸显示泥页岩平均含气量达2.5 m³/t,显示出良好的资源规模及勘探开发前景。     

�޼�կ������ɹ������ظ߲�����������

罗家寨气田飞仙关组气藏属于高含硫气藏，其有效储层厚度大、孔渗条件好、单井测试产量大，但是由于气藏高含硫化氢、中含二氧化碳的特征，使得其开采难度高，开发投资大，因此提高气藏开发效益、降低开发井投资的关键，就在于进一步提高气井单井产能、培育单井产能在100×１０４m３以上的高产气井。文章利用圈闭评价、气藏描述、储量计算、现代试井等技术对气藏沉积相、储层特征及纵横向分布情况、储量情况和单井测试情况等方面进行了综合分析认为，罗家寨气田飞仙关组气藏储层发育、储量大，具备了高产井培育的地质条件。并进一步利用数值模拟技术对部署的开发井罗家16H井的研究和论证后认为，通过水平井等工艺技术可以大幅提高单井产能，达到罗家寨气田飞仙关组气藏培育100×１０４m3以上高产井的目的。     

克拉玛依油田七东_1区砾岩油藏泥质含量测井解释方法

以克拉玛依油田七东1区克下组砾岩油藏为研究对象,结合密闭取心数据和测井曲线资料,分析了不同测井曲线对泥质的响应特征,明确了泥质含量计算的曲线组合,优选密度和中子2条曲线作为泥质含量计算的敏感参数,研究发现砾岩油藏泥质含量与2条曲线的径向幅度差相关性比较好,相对于声波和电法测井,其受岩性及非均质性的影响相对较小,对泥质含量的指示作用更强。为消除2条曲线的物理意义,对其进行归一化处理,重构泥质含量拟合参数(Nsh),即归一化后的幅度差,分3个区域分别建立泥质含量的计算模型。该方法在实际测井解释中精度达到90%以上,取得了较好的应用效果。考虑到泥质对储层孔隙结构及渗透性的影响,建立了泥质含量约束下的渗透率模型,相对于只考虑有效孔隙度影响的单因素线性回归模型,其计算精度大幅提高,为聚驱方案的顺利实施提供了技术支撑。     

贵州省织纳煤田煤层特征及煤层气资源潜力

贵州省中西部织纳煤田煤层气资源丰富,但煤层气的系统评价工作比较薄弱,为全面分析、评价该区煤层气资源状况、赋存条件,以煤田地质钻孔、煤层气参数井获取的原始资料为基础,对织纳煤田煤层气地质条件,特别是储层含气特征及煤层渗透性等方面进行了研究,并采用体积法对煤层气资源进行了计算和评价。结果表明：①该区煤层主要为中-薄层、中等灰分、低挥发分、相对富氢无烟煤,除了煤层气勘探主力煤层6号煤煤体结构较大程度地受到构造破坏外,其余煤层原生结构较完整;②虽然该区煤储层渗透性相对较低,但区内含煤面积大,煤层气资源丰度较高,含气量较高,煤储层厚度较大,可采性好,具备较有利的煤层气勘探地质条件与可采性;③煤层气总资源量为1 852.91×10⁸ m³,其中埋深1 000 m以浅煤层气资源量为1 436.59×10⁸ m³,大于15 m^3/t含气带资源量为1 484.34×10⁸ m³,潜在煤层气可采资源量为747.65×10⁸ m³。结论认为：比德向斜化乐勘探区在煤层气资源丰度、平均含气量和试井渗透率3个方面优势相对明显,可作为煤层气勘探最有利靶区。