乌兹别克斯坦明格布拉克油田明15井钻井液技术

乌兹别克斯坦明格布拉克油田,地质构造极其复杂,井深800～3850 m存在盐水层、大段硬石膏、膏泥混杂层以及强水敏性地层,地层内CO₂气体浓度高,中下部3850～5900 m地层存在断裂带,孔洞裂缝发育,石膏蠕变缩径,高压油气水同层,溢漏矛盾突出,针对“四高一超”井（地层温度≥ 170℃、压力系数≥ 2.3、含盐≥ 20%、含硫5%～6%、超深井）施工,钻井液既要满足压稳上部高压层,又要兼顾下部低压层防漏堵漏和防H₂S需要,为解决大段石膏层蠕变缩径、高压盐水侵入造成井壁失稳垮塌以及高密度钻井液流变性调控难度大,循环压耗高,油气层保护等技术难题,通过钻井液体系优选,确定二开以下异常复杂井段采用高密度复合有机盐钻井液。现场应用结果表明,复合有机盐钻井液抑制润滑性好,抗盐钙污染能力强,固相含量低,即使在加入高浓度堵漏材料后,钻井液流变性依然可控,成功解决了该油田高密度钻井液压差卡钻、盐膏层阻卡、溢漏同层造成井下复杂事故频发以及无法钻遇深部油气层的技术难题,实现了打成目标,为后续施工提供了技术支撑和宝贵经验。      

土库曼斯坦亚速尔地区盐膏层及高压盐水层钻井液技术措施

土库曼斯坦亚速尔哲别油田2230～2860m存在多套盐膏层及高压盐水层,矿化度高、安全密度窗口窄,施工难度极大。研究应用了钙处理的复合盐水钻井液体系,利用对钻井液的钙处理提高了抗高浓度钙镁离子污染的能力,保证了钻井液性能的稳定;应用近平衡压力钻井技术与随钻堵漏技术相结合,使用延时膨胀堵漏技术为主的复合堵漏技术较好地解决了井漏及安全密度窗口窄的难题。现场顺利完成了4口井的施工,为以后该地区钻井施工的顺利进行提供了技术保障。     

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。     

巴麦地区固井技术难点与针对性措施

巴麦地区地质条件复杂,普遍存在低压易漏、异常高压、大段盐膏层和高压盐水层等地层。针对该地区固井技术难点,研制了性能优良的堵漏隔离液体系、密度1.20~1.45 g/cm3的低密度水泥浆体系、密度2.60~3.00 g/cm3的高密度抗盐水泥浆体系,并对该地区低压易漏层固井防漏技术、异常高压层高密度固井技术、盐膏层和高压盐水层固井专封技术等进行了完善与优化,形成了一系列效果良好的技术措施。玛北1、PSB1等井的现场应用结果表明,该技术有效地解决了该区块的固井难题,提高了巴麦地区探井的固井质量。     

哈萨克斯坦肯基亚克油田盐下水平井钻井液技术

肯基亚克盐下油田地质构造复杂,地层倾角大,储层埋藏深,巨厚盐膏层易蠕变缩径和污染钻井液,下二叠系储层中存在异常高压气层(1.98～2.05)和裂缝性漏失层,钻井液密度窗口窄,漏喷转换致使井控风险大。多年开采,地层压力衰减造成区域内地层压力系数难以确定,高低压同层导致钻井周期长,复杂事故多,溢漏矛盾突出,井控风险高等技术难题。现场通过持续优化钻井液体系配方、堵漏材料及堵漏浆配方,细化润滑防卡处理措施,现场应用结果表明,复合盐水钻井液体系抗盐钙污染能力强,润滑防卡效果好,防漏堵漏效果显著,较好地解决了该区块定向水平段高低压同层造成的卡钻和漏喷转换等技术难题,为该区块后续水平井施工提供了技术支撑和借鉴经验。     

东营深层盐膏层钻井液工艺

胜利油田东营深层盐膏地层发育,盐膏段厚度大,分布范围广,地层岩性十分复杂,钻井中经常发生喷、漏、塌、卡,遇阻、划眼、电测遇阻等井下复杂事故。郝科1井是在该区设计的一口重点深探井,宅钻井深5807.81m,井底最高温度230℃。介绍了深层盐膏层钻井液体系的转化工艺、性能控制、维护处理、防漏、堵漏、固相控制、抗污染和钻具缓蚀等技术,以及MMH聚合物饱和盐水钻井液在郝科1井的成功应用。结果表明,该钻井液在高密度下对盐膏层具有较强的抑制性、悬浮携砂性和抗污染性,抗温220—230℃。MMH聚合物饱和盐水钻井液体系及其配套技术满足了深层盐膏层钻井施工需要。     

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。     

土库曼斯坦加尔金内什气田复杂井钻井液技术

针对土库曼加尔金内什气田不同复杂特点,选用两性离子聚合物和聚磺钻井液体系,解决了444. 5mm大井眼3 000 m长裸眼泥页岩地层造浆、钻头泥包、井壁垮塌和起下钻阻卡等技术难题;抗150℃高温高密度(2. 10～2. 45 g/cm3)饱和盐水聚磺钻井液体系,解决了450～700 m巨厚盐膏层蠕变缩径和盐水侵技术难题;抗高温(170℃～180℃)强封堵防塌钻井液体系及堵漏技术,解决了"三高"碳酸岩生物礁目的层易垮塌、安全窗口窄、孔洞裂缝发育、漏喷同层等技术难题。施工期间配合甲方成功处理由于钻具老化、钻遇异常高压×264井、110井三开高压盐水溢流、井漏,×262井四开溢流关井断钻具打捞等井下复杂事故。目前5口技术服务井中2口井已成功完钻。     

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。      

AT40井区盐上承压堵漏及穿盐钻井液254技术应用

AT40井区三开钻遇"盐膏层",为平衡"盐膏层"地层蠕变,钻井液密度高达1.65~1.70 g/cm3,为避免同一开次的白垩系、侏罗系、三叠系、石炭系等低地层压力地层压漏、压差卡钻风险,需对低地层压力地层做承压堵漏.该开次裸眼段长,地层岩性多变复杂,承压堵漏存在难点.另外,"盐膏层"钻进期间,控制"盐膏层"蠕变速率满足下套管要求,高密度、欠饱和盐水聚磺体系良好的流变性能、防塌性能也是"盐膏层"钻进期间钻井液技术重难点.针对该井区三开复杂情况,采取随钻封堵、分段承压、合理的钻井液密度选择、优化钻井液流变性等系列措施,成功解决该井区盐上承压堵漏及穿盐技术难点.     

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。      

KL2-H1水平井高密度饱和盐水混油钻井液技术

KL2-H1井是西气东输2007年在克拉区块的一口水平井.该井三开段为高压盐膏层,四开段为白云岩高压气层;钻井液密度为2.00～2.25 g/cm<'3>,压井液密度为2.40 g/cm<'3>,使用混10%～15%原油基液,固相含量相对高,且容量限低,同时由于带POWVER或MWD定向工具钻进,只能使用重晶石加重,使得钻井液的流变性较差,现场施工困难.经过室内实验,研究出了一套适用于现场要求和用重晶石加重的流变性较好的高密度饱和盐水钻井液和压井液配方.现场应用表明,该钻井液的各项性能均能很好地满足钻进要求.     

一种低土相高密度抗钙钻井液体系

土库曼斯坦阿姆河右岸区块地层基莫利阶为一套盐岩及石膏岩,且含有高压盐水层,在钻进该井段时,高密度钻井液易被侵入的钙镁污染,导致钻井液的流变性、滤失量等性能发生剧烈变化,流变性与沉降稳定性更加难以平衡,易导致复杂情况发生。针对现场地层情况,研究开发了一种低土相高密度抗钙钻井液体系D-ULTRACAL,通过使用新型增黏降滤失剂DSP-1,减少膨润土的加量,提高了钻井液的抗钙能力,并保持较低的滤失量;应用钻井液密度为2.0 g/cm3,以防止井涌,稳定井壁;钻井液含有浓度接近饱和的氯化钠,可以抑制盐膏层的溶解。该体系抗温达150℃,API滤失量小于3.0 mL,高温高压滤失量小于15.0 mL ;抑制性强,与自来水相比,岩屑回收率提高率达113.7%,岩心膨胀降低率达80.5%;抗钙离子污染能力达4 936 mg/L。在土库曼斯坦阿姆河右岸区块基尔桑气田Gir-24D井的现场试验表明,该钻井液体系在钻巨厚盐膏层特别是厚石膏层时具备优异的流变性能和滤失性能,现场钻井过程顺利。      

克深4井浅层超高密度钻井液技术

克深4井由于逆断层的存在,钻进中在井深560 m左右出现盐、膏、软泥岩互层,为平衡盐层及软泥岩蠕变,从井深560 m逐渐提高钻井液密度至2.45 g/cm3,以延缓井眼缩径,减轻井下阻卡现象。在降低工程复杂的同时,却由于盐溶形成的"大肚子"井眼、成岩性差的泥岩强分散作用等使高密度钻井液维护处理极其困难,也增加了井漏、卡钻的风险。在室内研究与评价DDM钻井液和UDM-1钻井液体系的基础上,通过增强钻井液的抑制能力,提高体系劣质固相容量限,调节钻井液的流变性,保障封堵防塌能力,实现了该井安全顺利钻进,也为浅层盐、膏、软泥岩地层高密度钻井液技术的应用积累了宝贵经验。     

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。     

川深1井钻井液关键技术

川深1井是中石化部署在川东北地区的一口超深预探井,完钻井深为8420.00 m。该井面临着井温高、地层条件复杂、地质资料少及井壁易失稳等诸多技术难点。针对高密度钻井液技术难点,通过室内实验优选出抗高温处理剂:2% SPNH、2% SMP-3、0.5% SMPFL（DSP-1）、3% SMT（SMS-H）、3% RHJ-3、1% HPA、3%纳米SiO₂。通过钻井液体系正交实验得出了流变性好、抑制性强、抗温性强、沉降稳定性好、抗污染能力强的高密度聚磺钻井液,并在该井四开井段取得了成功应用。最后,对现场应用过程中的钻井液关键技术进行了系统的阐述,如气液转换技术、特殊地层处理方法、钻井液的现场维护技术措施及保护油气层技术等,主要取得以下认识:①加重时循环混入低黏度切力的高密度钻井液,逐步降低膨润土含量;②通过固控设备严格控制固相含量;③钻遇盐膏层时可提高钻井液密度,并严格控制滤失量,保证钻井液pH值不低于10;④酸性地层可适量提高Cl-含量对钻井液进行预处理提高其抗盐性能;⑤破碎地层须提高钻井液密度并加入相应处理剂,从力化耦合角度防止井壁失稳;⑥易漏地层应严格控制钻井液密度,适当减少排量及提高黏度和切力,可加入不同粒径可酸化的封堵材料,进行屏蔽暂堵。      

松南气田低密度低伤害随钻堵漏钻井液技术

松南气田火成岩储层地层压力低,且裂缝发育,在钻井过程中极易发生井漏,降低钻井时效。针对该地区的地质特征与钻井要求,以钻井液的动速比为指标,优选了疏水缔合型两性离子聚合物PAADDC作为携岩剂;通过滤失造壁性能评价实验和压力穿透测试,优选了PB-1和不同粒径的超细碳酸钙构成的钻井液封堵防塌剂;通过堵漏评价实验,优选了中空弹性橡胶、碳酸钙颗粒和中空弹性微珠作为主要随钻堵漏材料。在此基础上研制了低密度低伤害随钻堵漏钻井液体系,并对其性能进行了综合评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性和封堵防塌性,防漏堵漏效果良好,酸化解堵效果显著。在腰平16井的现场应用中,钻井液性能稳定,成功解决了火成岩低压储层井漏影响钻井时效问题,满足了现场钻井施工和储层保护的需要。      

盐水钻井液pH值影响因素和缓冲方法研究

在深井钻井中钻遇盐膏层、盐膏泥复合盐层、高压盐水层等地层时,极易发生井下复杂情况,盐水钻井液在钻遇此类地层时,pH值极易快速降低,难以调节。实验考察了盐类、表面活性剂、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值的调控作用。结果表明,强碱弱酸盐、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂及2者间复配体系、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值均具有一定的缓冲效果。探究了矿化度及聚合物类处理剂、磺化处理剂等盐水钻井液常用处理剂对体系pH值的影响规律。结果表明,膨润土基浆矿化度增大会导致pH值的快速下降;聚合物类处理剂对饱和盐水基浆pH值影响较大;磺化处理剂对体系pH值有一定的缓冲作用。提出一种表面活性剂体系“0.3% WJG+0.1% SDBS”的pH缓冲办法,其对海水钻井液、高密度饱和盐水钻井液、高密度有机盐体系老化前后pH值具有较好的缓冲作用。