抗高温强封堵油基钻井液在足201-H1井的应用

足201-H1井龙马溪组页岩为弱膨胀性页岩,页岩的微裂缝和微孔洞发育,脆性指数高,钻进过程中易发生偶然掉块,井壁易失稳。针对足201-H1井龙马溪组页岩的地质特点,分析该井采用油基钻井液钻井过程中的技术难点,提出相应的技术对策。通过实验优选出抗高温强封堵油基钻井液配方,对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,抗高温强封堵油基钻井液在150℃下静恒72 h后,罐底无况淀,罐内钻井液上下密度差0.03 g/cm~3; 150℃高温高压滤失量小于1.2 mL;对足201井的页岩岩屑的膨胀率为0.3%,回收率为98%;抗9%岩屑污染。现场应用表明,抗高温强封堵油基钻井液能满足足201-H1井钻井技术需要,能抗井底150℃高温,钻进过程中,井壁稳定,钻井液性能稳定,井眼净化良好,井下安全,完钻井深6 038 m,刷新国内最深页岩气水平井记录。建议抗高温强封堵油基钻井液可在其他埋深较深的页岩气区块推广应用。     

强封堵高润滑油基钻井液技术及其应用

针对ZJ气田沙溪庙组砂泥岩互层、泥质层理发育及局部见少量微孔缝导致井壁失稳、阻卡频繁等问题，室内通过优选封堵剂、优化乳化剂等关键处理剂研究形成油基钻井液配方，并对其进行评价。结果表明：该钻井液具有良好流变性、高润滑、强抑制、强封堵以及较强的抗岩屑污染能力，满足现场施工要求。同时，该油基钻井液在ZJ202H井二开井段使用，实钻钻井液性能稳定，滤失量低，钻进中井壁稳定性较好，起下钻摩阻低，机械钻速较高。油基钻井液在ZJ202H井的成功应用，为ZJ气田沙溪庙组长水平井安全钻进提供了有力的技术支撑。     

顺北4XH井抗高温高密度钻井液技术研究及应用

顺北4XH井是顺北油田Ⅳ号断裂带的一口重点预探井,该井六开奥陶系一间房组及鹰山组地层发育微裂缝和溶孔,为碳酸盐岩裂缝型高压气藏,井底温度超过170 ℃。为提高钻井液体系高温胶体稳定性、封堵防塌、高温沉降稳定性,同时兼顾储层保护,通过关键处理剂研选,研制出一套耐温200 ℃、密度2.00~2.25 g/cm3的水基钻井液体系,180℃滤失量9.2 mL,200 ℃、7 d沉降稳定系数0.513。钻井液振荡流变、动态光散射实验及现场应用表明,体系具有良好流动和润滑性能、高温沉降稳定性,高温高压滤失量≤10 mL,实现对储层微裂缝实时封堵,取得了良好的屏蔽暂堵效果。     

高密度油基钻井液在长宁——威远区块页岩气水平井中的应用

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组黑色页岩层具有较强的层理结构,微裂缝和裂缝发育。钻进过程中钻井液沿微裂缝和裂缝侵入地层,使井壁易发生层间剥落,造成井壁失稳。针对该区龙马溪组页岩层的地质特点,分析使用油基钻井液钻井的技术难点,提出了相应的技术对策。在自主研发出三合一乳化剂CQMO的基础上,通过实验优选出高密度油基钻井液配方,并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,该高密度油基钻井液体系具有好的高温沉降稳定性、抑制性、封堵性和抗污染性。该高密度油基钻井液体系已成功应用于长宁—威远国家级页岩气示范区36口水平井钻井,解决了钻进页岩气水平井摩阻大、井眼净化难和井壁失稳等难题,能满足页岩气水平井技术需要;钻进过程中,钻井液性能稳定,井壁稳定,携砂良好,井下安全。该高密度油基钻井液可在其他页岩气区块推广应用。     

球状凝胶复合封堵剂的研制与应用

为解决涪陵地区页岩气储层层理、裂缝发育导致的油基钻井液漏失严重的问题,通过分析页岩气地质特征及油基钻井液特性,研制出纳微米级可变形球状凝胶,辅配优选出的片状、纤维状封堵材料,合成了球状凝胶复合封堵剂。室内评价表明,在油基钻井液中加入2.4%球状凝胶复合封堵剂后,高温高压滤饼厚度由4.0 mm减小至1.5 mm,高温高压滤饼渗透率降低97.66%,20/40目石英砂床封堵承压能力由2 MPa提高至17 MPa。该球状凝胶复合封堵剂在涪陵地区66口井的现场应用结果表明,其与油基钻井液的配伍性好,可随钻封堵微孔、微裂缝,防止或减少钻井液漏失,从而有效降低油基钻井液的钻进损耗。      

涪陵焦页18-10HF井水平段高性能水基钻井液技术

焦页18-10HF井是中石化在涪陵页岩气田部署的一口开发井,完钻井深4560 m,水平段长度1378 m。该工区三开井段页岩脆性矿物含量高,微纳米级孔隙裂缝和层理发育,一直使用油基钻井液应对井下复杂情况。针对龙马溪五峰组页岩裂缝发育等特性,通过核心处理剂端胺基聚醚抑制页岩表面水化,植物油酰胺极压减摩剂有效润滑减阻,纳米封堵封固,构建了JHGWY-1高性能水基钻井液,页岩滚动回收率大于98%,极压润滑系数0.16,钻井液封堵泥饼承压超过10MPa,满足龙马溪五峰组页岩微裂缝发育、脆弱胶结面对封堵封固及水平段润滑减阻要求。该体系首次在涪陵工区的焦页18-10HF井三开井段代替油基钻井液,在设计垂厚10 m、实钻8~10 m的五峰组中顺利穿行,起下钻畅通,钻完井顺利。该体系表现出良好的流变性、低滤失量和稳定页岩井壁能力,完井作业顺利,满足了该井三开钻完井工程需要。      

渤南区块页岩油地层油基钻井液技术

渤南区块沙三储层以泥页岩为主,层理和微裂缝发育,采用常规水基钻井液水平钻进时,维持井壁稳定的难度很大。室内研究形成了柴油基钻井液和低芳烃油基钻井液配方,考察了其基本性能、封堵性能和抗原油污染性能。研制的柴油基钻井液在渤页平1井进行了现场应用,低芳烃油基钻井液在渤页平2井进行了现场应用。现场应用中未出现因钻井液导致的井下故障,起下钻通畅,无掉块,电测井段井径扩大率均小于3%。室内评价试验和现场应用表明,强封堵油基钻井液具有性能稳定、抑制性强、井壁稳定性好、润滑性强等特点,适用于泥页岩水平井钻井施工。      

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

针对高温深部复杂地层的钻探需求,通过分子设计研发出一种抗温达200℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140~200℃广谱温度范围内,能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼,同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜,束缚自由水,增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量,提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1,优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂,构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得,分子量较低,且分子量分布具有多分散性,饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL,该剂还具有良好的解絮凝作用,耐温达210℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求,研发的一种降滤失剂,其能够部分改变加重材料表面性质,提高加重材料的分散性,降低水化膜厚度,4% SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL,且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1,极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m,施工顺利,未出现任何复杂情况,试验井段平均井径扩大率仅6.88%,井身质量好,取得了良好的应用效果。      

油基钻井液体系在东海气田的试验应用

东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性,井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m,最大水平位移达4686 m,垂深最大为4 429 m,井底温度最高在150℃以上,井口返出钻井液温度在115℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度更大;地层温度高,使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求,建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系,并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中,通过调节提切剂PF-HSV-4加量,该油基钻井液表现出了很好的携岩性,井眼净化效果好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井没有发生漏失,井下事故率为零,个别井段遇阻均划眼通过,划眼时间相比探井减少70%以上,其他作业都安全顺利;钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内,且滤失的几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明,该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善,使其在东海的应用获得了成功。      

超高温水基钻井液技术在超深井泌深1井的应用

针对超深井钻井中存在的高温稳定性以及流变性、滤失性控制等钻井液技术难题,通过进行分子结构设计、单体优选和制备条件优化,研制出了抗高温抗盐聚合物降滤失剂和降黏剂,对比评价结果表明,研制出的降滤失剂的抗高温、抗盐抗钙和降滤失性能均优于国内外同类产品;研制出的降黏剂在各种钻井液基浆中的高温降黏效果明显优于国外的降黏剂.结合河南油田泌深1井深层钻井,对钻井液高温稳定性和防塌技术的需求,研制出了抗温达245℃的超高温水基钻井液,其具有高温稳定性强、润滑性好以及页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强等优点.应用结果表明,应用井段起钻无挂卡,下钻能顺利到底,没有发生长段划眼情况;在井底241℃超高温条件下钻井液性能稳定;钻井周期短,钻井液成本较低.     

长宁区块强封堵油基钻井液技术研究及应用

分析清楚长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的原因,提出强化井眼稳定的钻井液技术对策,对该区块水平井水平段的钻进至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验,揭示了复杂地层的井眼失稳机理,提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”协同的井眼稳定技术对策。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置,优选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂,构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系,其抗温135 ℃,抗盐10%,抗钙1%,抗劣土8%,400 μm宽裂缝的承压能力达5 MPa,0.22和0.45 μm孔径微孔滤膜的滤失量均为0,封堵效果突出,综合性能优于常规油基钻井液。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井,龙马溪组和五峰组水平段均未出现井眼失稳的问题;与同区块采用常规钻井液的已钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%,建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明,强封堵油基钻井液技术解决了长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题,具有较好的推广应用价值。      

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

延川南深部煤层气井防漏堵漏技术

延川南区块深部煤层气资源丰富,但钻井过程中漏失严重.为了降低漏失发生频次及其造成的经济损失,保证该区块煤层气井安全高效成井,在分析该区块地质特征和漏失机理的基础上,研究形成了由随钻堵漏钻井液和承压堵漏工艺组成的煤层气井防漏堵漏技术.延川南区块上部地层孔隙发育,以孔隙型渗漏为主,采用加入5％复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进...     

涪陵页岩气田油基钻井液随钻堵漏技术

涪陵页岩气田焦石坝区块三开水平段采用油基钻井液钻进过程中,因堵漏材料与现场钻井液配伍性差导致堵漏成功率低、易复漏,针对该问题,研究了油基钻井液随钻防漏堵漏体系。基于"刚柔并济,变形封堵,细粒充填及限制渗透"的堵漏原理,通过室内试验,优选了JHCarb刚性堵漏剂、HIFlex变形颗粒与H-Seal弹性封堵剂,并配制了油基钻井液用随钻防漏堵漏体系。该体系与油基钻井液配伍性好,耐油耐温性能佳,可长时间在井浆中循环,预防渗透性漏失,封堵宽度小于3.0 mm的裂缝,承压能力大于7 MPa。该体系在焦石坝区块页岩气水平井水平段油基钻井液钻进过程中进行了应用,有效防止了易漏地层的渗透性漏失,成功解决了钻进过程中漏速10.0 m3/h左右的漏失问题。研究结果表明,该油基钻井液随钻堵漏技术能解决页岩地层的漏失问题,有效提高了地层承压能力,保证了固井作业顺利进行。      

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术

顺北油气田一区超深裂缝性碳酸盐岩储层具有高温、高压和天然裂缝发育的特点,钻井过程中易发生漏失。为了解决地层漏失及漏失后带来的储层损害问题,基于岩石矿物组成、微观结构特征和损害因素等研究,提出了“钻井液性能控制+可酸溶暂堵体系”的储层保护对策,研制了主要由可酸溶纤维、可酸溶填充材料及弹性石墨组成的抗高温可酸溶暂堵体系。试验结果表明,该暂堵体系抗温180 ℃,酸溶率大于85.0%,渗透率恢复率大于87.0%,适用于缝宽1.0 mm以下的裂缝性储层。SHB1-10H井的现场试验表明,其目的层钻进中采用抗高温可酸溶暂堵技术后,储层保护效果明显,投产后产油量达到90.0 m3/d,较邻井产油量大幅提高,实现了“堵得住、解得开”,为类似油田的裂缝性储层高效钻进提供了一种新的技术途径。      

杭锦旗区块防塌防漏钻井液技术

杭锦旗区块具有丰富的天然气资源,但在钻井施工中井壁失稳及漏失问题严重,严重影响钻井进度。为此,在充分认识该区块地质特征的基础上,开展了钻井液防塌防漏技术研究。地层物性分析表明,该区块属于典型断层发育区域,地层存在泥岩混层、胶结强度低、微裂缝发育、极易受到损害等问题,导致井壁失稳及漏失问题严重。基于此,通过研发温敏变形型封堵剂SMSHIELD-2、高效润滑剂SMLUB-E、随钻防漏堵漏材料SMGF-1,形成了针对该地区的井壁稳定防塌技术和随钻堵漏技术。室内实验表明,SMSHIELD-2加量为1%时,钻井液高温高压滤失量降至15 mL,并且增强了滤饼韧性;润滑剂SMLUB-E可使极压润滑系数降至0.033 ;堵漏剂SMGF-1由不同粒径大小材料复合而成,显著提高地层承压能力,降低漏失量;通过配方优选,形成了防塌、防漏钻井液。该技术在杭锦旗区块2口试验井成功应用,一次性钻穿易漏地层,钻遇泥岩井段未发生坍塌问题,井径扩大率小于5%。      

生物合成基钻井液在长宁页岩气水平井的应用

油基钻井液的抑制性、封堵性强,润滑性好,对水敏感的泥页岩地层有极强的防塌作用,是四川长宁页岩气井水平段采用的主要钻井液体系,但油基钻屑因含有石油烃类、重金属和有机物等污染物,若直接排放,会对周边生态环境造成严重危害,加之目前含油岩屑的处理能力不足,导致环境保护压力巨大,油基钻井液综合成本过高,因此其使用受到一定限制。长宁CN-H井是部署在四川省宜宾市珙县的一口页岩气水平井开发井,钻探目的层为长宁下古生界龙马溪页岩层。该井四开井段泥页岩地层易水化分散、易垮塌,井壁失稳风险大,使用了一种生物合成基环保钻井液钻井,取得了良好的效果。该生物合成基钻井液流变性优异,具有良好的润滑性、封堵性、抑制性,且热稳定性好,高温下仍具有较强的悬浮和携带岩屑能力,在水平段钻进中实现了高效安全钻进。该生物合成基钻井液无毒无害,满足安全环保要求。      

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。