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。      

有机盐钻井液在磨溪11井的应用

磨溪11井地质条件复杂,钻井工程提速难度大。为保确实现提速目标,该井一开、二开使用高黏聚合物钻井液,解决大井眼、胶结松散、富含水敏性泥岩地层的携砂、阻卡等技术难题、三开上段使用有机盐聚合物钻 井液,强化体系的抑制性,有效阻止膏质泥岩吸水膨胀造成的缩径、起下钻阻卡等井下复杂;三开下段进入膏盐段之前,将体系转化为抗膏盐污染能力强的有机盐聚磺钻井液,同时强化钻井液的滤失造壁性和封堵防塌性,防止地层掉块,保证井眼畅通;四开继续使用有机盐聚磺钻井液,强化深井段高密度钻井液的抗温稳定性和流变性控制,维护稳定的钻井液性能;五开使用有机盐无渗透钻井液,强化体系的滤失造壁性和封堵防塌性,防止井壁失稳和更 好地保护油气层。现场施工表明,该井钻井液技术及措施针对性强,开创了四川油气田高石梯-磨溪震旦系深井复杂地质条件下钻井工程提速的新局面。     

聚铝胺盐防塌钻井液研究与应用

为解决吉林油田伊通、大安等区块软泥岩和硬脆性泥岩地层坍塌的问题,从聚胺盐与聚铝盐的抑制防塌机理出发,将两者复配,以发挥两者的协同效应提高钻井液的抑制防塌性能,结合吉林油田软泥岩和硬脆性泥岩地层钻井工程实际情况,通过试验优选其他添加剂及加量,优选出了具有强抑制性的聚铝胺盐防塌钻井液配方,其配方为2.0%钠基膨润土+2.0%封堵剂聚铝盐 PAC-1+3.0%抑制剂聚胺盐HPA+1.0%降滤失剂 SMP-1+1.5%降滤失剂 APC-026+2.0%抑制剂磺化沥青+pH值调节剂NaOH。性能评价结果表明:强水敏泥岩在聚铝胺盐防塌钻井液中的一次回收率为75%、膨胀率为17.4%;聚铝胺盐防塌钻井液能抗15%NaCl和1%CaCl2污染,耐150 ℃高温。14口井的现场应用表明:聚铝胺盐防塌钻井液的抑制性和封堵能力强,能有效防止泥岩坍塌,解决了吉林油田伊通、大安等区块泥岩地层钻井过程中因井壁坍塌和缩径造成的掉块、起下钻遇阻等问题。      

昆2加深井高温固井水泥浆室内研究及应用

昆2加深井是柴达木盆地第一口井深超过7 000 m的预探井。固井面临井底温度高、封固段顶底部温差大、环空间隙小、施工压力高、地层承压能力低、水泥浆受钻井液污染严重等难点。针对这些难题,通过优选抗高温性能好、对水泥石强度影响较小的外加剂,经大量实验,优选出了适宜的水泥浆体系,形成了稠化时间可调、滤失量低、稳定性好、强度高的高温水泥浆配方,确保了该井技术尾管和生产尾管的固井质量。该体系在昆2加深井固井的成功应用表明,该体系可解决由于井下高温而引起的固井技术难题。     

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.     

塘29-26c区块非常规油气藏钻井液技术

塘29-26c区块主要目的层为一套泥岩和泥质白云岩互层的自生自储的非常规油藏,该油藏被多条断层切割,形成多个单斜断块,硬脆性泥岩、白云岩地层由于由于应力集中极易坍塌,邻井在施工过程中发生多次井漏、划眼、井喷及卡钻等事故复杂.在该区块新部署的3口评价井储层井段应用了BH-KSM钻井液体系,利用聚胺抑制剂、KCl和抗盐包被抑制剂的协同作用增强钻井液抑制性,使用抑制防塌剂BZ-YFT配合细目钙和抗盐降滤失剂BZ-JLS-I改善泥饼质量并控制好滤失量,使用低渗透封堵剂BZ-DFT配合不同粒级的刚性封堵颗粒QS-2,提高钻井液的高温封堵能力.应用结果表明,BH-KSM钻井液解决了硬脆性泥岩、白云岩地层的坍塌问题,顺利实现了对该区块非常规油藏的勘探开发.     

泌页HF1井油基钻井液技术

泌页HF1井设计三开在页岩层中钻进水平段,水平段设计长度1 000.00 m。该井定向段应用水基聚合物钻井液,在接近水平段时钻遇泥岩、页岩地层,并发生严重井壁失稳。为防止页岩水化、分散、垮塌及长水平段易粘卡的问题,在该井三开水平井段试验应用了油基钻井液。考虑闪点、毒性和芳香烃含量,选择5号白油为钻井液连续相;根据活度要求,确定质量浓度28.0 g/L的CaCl2水溶液为水相;优选了主乳化剂、辅乳化剂,确定了其加量;通过性能试验,确定了润湿剂、有机土、降滤失剂、提切剂和封堵剂的加量,并最终确定了油基钻井液配方。对配制的钻井液进行了各项基本性能及膨胀率、回收率、抗钻屑污染、封堵效果评价,评价结果较好。该油基钻井液在泌页HF1井三开水平段应用,仅用时6.5 d就钻完实际长达1 044.00 m的水平段而顺利完钻。应用表明,油基钻井液封堵防塌能力强、破乳电压高、性能稳定、滤失量低、流变性好,且具有较强的携岩能力。      

渤海油田调整井钻井液体系

近年来渤海绥中油田调整井中大斜度井、水平井逐年增加,地层压力衰减严重,导致原小阳离子钻井液体系（JFC）不能满足作业要求,主要体现为抑制性、流变性、抗污染能力和储层保护能力不足。为解决以上问题,开展了储层特性和泥岩理化性能研究,以及钻井液体系适应性分析,并以现有的钻井液体系为基础,通过室内实验优选了钻井液添加剂HAS。实验发现,HAS与小阳离子、聚胺、有机正电胶相比,具有更适合的抑制黏土水化膨胀效果;使用PF-VIF代替降滤失剂RS-1和增黏剂XC,钻井液的流变性和携岩能力都得到改善;包被剂PAC-HV和PAC-LV、HAS的协同作用可有效防止钻井液发生絮凝增稠,并能扩大固相容量限;复配使用封堵剂LPF和HTC可降低钻井液滤失量,提高钻井液的储层保护能力。形成的新型钻井液体系在现场应用后,钻井作业效率得到大幅度提升,馆陶组底砾岩井段倒划眼速度与之前相比提升30%,钻井周期缩短41.08 d,油井产量均达到或超过预测产量。      

长庆气田碳质泥岩防塌钻井液技术

针对长庆气田碳质泥岩段井壁失稳造成井下复杂频发、侧钻率高的问题,开展了岩样的微观结构、阳离子交换容量、矿物组成及理化性能分析,测试了钻井液对岩石力学特性及坍塌压力的影响,确定了碳质泥岩坍塌机理及防塌钻井液技术研发思路。通过实验优选出封堵剂、抑制剂等钻井液处理剂,综合采用纳米乳液、软硬结合的封堵技术,形成了强封堵强抑制高性能钻井液体系配方。该体系的HTHP滤失量≤ 6 mL,API滤失量≤ 2 mL,石盒子砂岩封堵率≥ 85%,人造岩心线性膨胀降低率≥ 60%。在长庆气田现场试验18口井,钻遇碳质泥岩后侧钻率降低至16.7%,平均钻井周期缩短30 d,达到预期效果,该钻井液技术满足长庆气田碳质泥岩井段安全钻进的需要。      

新型聚胺钻井液在都护4井泥岩段的应用

为了解决新疆塔河油田泥岩段缩径阻卡、钻头泥包及井壁失稳问题,都护4井在二开和三开井段应用了新型聚胺钻井液。室内试验表明,新型聚胺钻井液具有强抑制性、优良的润滑性能。都护4井二开井段应用新型聚胺钻井液,有效解决了胶泥岩段阻卡和钻头泥包难题,没有出现任何复杂情况,钻井周期比邻井都护1井缩短了15d。三开井段应用新型聚胺钻井液,解决了大段复杂膏泥岩段泥页岩水化膨胀造成的井壁失稳和缩径问题,井下正常,钻井周期比都护1井缩短了50d,平均井径扩大率仅为4.37%。新型聚胺钻井液在都护4井的成功应用表明,该钻井液可以有效解决胶泥岩段阻卡和钻头泥包难题,保证井下安全,缩短钻井周期,提高钻井效率。     

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。      

多元聚胺钻井液研究与应用

针对大港油田明化镇强造浆地层,采用端胺基保护的方法开发了一种小分子多元聚胺抑制剂,解决了常规聚胺类处理剂在高膨润土含量下造成的体系破胶问题。依托自主研发的多元聚胺抑制剂形成了一套高膨润土容纳的钻井液体系,体系抗温150℃,10%膨润土干粉污染后体系的流变性良好,生物毒性、生物降解性及金属含量等均符合环境保护指标,解决了大港油田地层强造浆、易垮塌难点。该体系在大港油田港3-52-1井进行了现场应用,全井施工顺利,无事故复杂。与邻井相比,在井深更深、井斜更大、井底位移更长的情况下,机械钻速提高了7%以上。     

多元聚胺钻井液研究与应用

针对大港油田明化镇强造浆地层,采用端胺基保护的方法开发了一种小分子多元聚胺抑制剂,解决了常规聚胺类处理剂在高膨润土含量下造成的体系破胶问题。依托自主研发的多元聚胺抑制剂形成了一套高膨润土容纳的钻井液体系,体系抗温150℃,10%膨润土干粉污染后体系的流变性良好,生物毒性、生物降解性及金属含量等均符合环境保护指标,解决了大港油田地层强造浆、易垮塌难点。该体系在大港油田港3-52-1井进行了现场应用,全井施工顺利,无事故复杂。与邻井相比,在井深更深、井斜更大、井底位移更长的情况下,机械钻速提高了7%以上。      

雁探1“四高”井钻井液应用技术

雁探1井是中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司的一口重点矿权保护井,是青海油田柴达木盆地一里坪地区落雁山构造一口四开直井型风险井,完钻井深为5 909.95 m,钻探主要目的是探索落雁山构造E₃2～N₁含油气性;了解落雁山地区古-新近系暗色泥岩发育情况以及生烃能力,为下步盆地腹部大型区带热成因气勘探研究及部署提供依据。该井地质条件复杂,没有任何实钻参考资料,存在高温、高密度、高压盐水层、高浓度CO₂等叠加复杂因素,实际使用钻井液密度高达2.50 g/cm3,井底实测温度高达205℃,CO₂侵高达100%,加之多层高压盐水存在,是一口典型的“四高”井,钻井施工难度极大。优选采用了BH-WEI钻井液体系,围绕高温稳定性、抗酸性气体污染、抗盐水污染、高密度流变性、滤失量与流变性矛盾等技术难点,精细调整钻井液配方及维护处理措施,较好地解决了一系列技术难题和矛盾,顺利钻至设计井深5 700 m,后加深钻进至5 909.95 m突遇设计外的异常高压盐水层,由于关井压井时间过长,事故完井。该井技术难点典型,积累了宝贵的现场施工经验,具有很好的借鉴指导意义。      

"理想充填理论"—d90经验规则在昆2井中的应用

昆2井是中油集团公司部署在柴达木盆地北缘昆特依凹陷潜伏1号构造上的一口重点探井,完钻井深为5950m。地质结构复杂,属喷、漏、塌、缩、卡高危地层。经与中国石油大学(北京)合作,在成膜钻井液的基础上,根据理想充填理论,引入封堵剂,进而增强地层的承压能力,以满足高压盐水层的施工要求。在研究分析地层岩性、物性、敏感性和损害因素的基础上,根据地层孔隙度、渗透率、岩性、井底温度及开钻顺序,将钻井液分为低温中孔高渗封堵成膜钻井液、中温中孔中渗封堵成膜钻井液、高温中孔中低渗封堵成膜钻井液,并在钻进过程中根据地层孔隙度,应用d90规则调整封堵粒子(超细碳酸钙、磺化沥青、聚合醇、有机硅醇)和成膜剂加量。昆2井井壁稳定,无复杂与事故,顺利完成了钻探任务。     

抗240℃高密度复合有机盐钻井液在翼探1井的应用

翼探1井是中油股份公司在青海油田柴达木盆地柴西北区南翼山构造较高部位部署的一口重点风险探井,设计井深6500 m,完钻井深6194.22 m,目的层E₃1、E₁₊₂、基岩。钻探目的是探索南翼山构造E₃1和基岩含油气性,为下一步研究和勘探部署提供依据。南翼山地区E₁₊₂下部地层以前无钻井史,钻遇地层条件复杂,高陡构造,存在3条断裂带、破碎带和膏泥岩。其E₃2、E₃1、E₁₊₂地层裂缝发育,易漏易涌,多层高压盐水伴CO₂酸性气体,盐水中Cl-含量达235 000 mg/L,CO₂侵地面监测浓度高达75%以上,钻井液密度高达2.32 g/cm3,且存在多套硬脆性碳质泥岩破碎地层,极易发生垮塌掉块、井斜。该区域显示异常高温,因为测井公司高温仪器受限,无法实测井底温度,该区地温梯度在（3.80~4.30）℃/100 m之间,以及钻井液出口实测温度达到102℃,钻井液维护处理量达到井眼容积的10倍以上,从以上资料计算,以及钻井液材料与体系循环稳定周期等综合分析,预测该井井底温度在235~266℃之间,给钻井液工作提出了严峻挑战。为解决超高温、高密度、井壁稳定、酸性气体污染、窄窗口漏失等技术难题,优选采用了渤海钻探泥浆技术服务分公司的发明专利技术,即抗240℃高温的高密度复合有机盐钻井液。在此技术基础上,结合井下地质、工程实际情况,施工现场对配方进行了优化调整,引入抗240℃高温的滤失控制材料,引入刚性和塑性材料组配的随钻锲入封堵防漏材料,以及纳米类化学吸附护壁防塌材料,并提供良好的“非氧还原”钻井液环境,通过精心施工,取得了较好效果。全井施工顺利,钻井液高温流变性良好,高温高压滤失量控制在12 mL以内,较好地解决了高温流变性、沉降稳定性、漏失、破碎性地层垮塌、酸性气体污染等一系列钻井液技术难题。      

高陡构造“三高、窄窗口”地层克深15井钻井液技术

克深15井是塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带中段克深15号构造上部署的一口重点预探井,存在塔里木山前高陡构造、断层、大井眼、高温、高密度、高盐膏、窄密度窗口等工程、地质、钻井液技术难题。该井优选了抗高温高密度复合有机盐钻井液技术,围绕“低活度、弱水化、低的循环当量密度”等采取井壁稳定措施,通过现场实际应用,很好地解决了高陡构造、大倾角、破碎地层井壁稳定,大井眼安全快速钻进,盐膏层、盐膏泥混层阻卡、缩径,以及揭开盐层、盐膏层、目的层钻进窄密度窗口漏失等一系列技术难题,实现了全井安全无事故,多次电测均一次成功。与使用国外油基钻井液技术的邻井相比,钻井液实际应用密度降低0.05～0.08 g/cm3,体现了该体系强抑制、低的循环当量密度以及流变性良好,抗高温和抗盐、膏、泥等污染能力强,同时该体系无毒,环境保护性能好,无荧光,利于提高固井质量,低腐蚀,保护管串性能好等综合技术特性,并实现了钻井液、完井液一体化,提高了生产时效。该井的顺利完钻,进一步证明了抗高温高密度复合有机盐钻井液体系推广应用前景广阔。      

张海39-39Z分支井钻井液技术

张海39-39Z分支井是大港油田第一口真正意上的四级分支井。根据该地区地层特性,综合考虑该井的井身结构、工艺特点、分支井眼工序复杂、保护油气层以及环境保护对钻井液的要求等,结合以往该地区钻井所用钻井液体系应用效果及其现场技术,张海39-39Z分支井在主井眼一开浅地层采用膨润土-聚合物钻井液钻进,二开明化镇组采用聚合物钻井液、进入馆陶组转化为硅基防塌钻井液钻进,主井眼三开及分支井眼均采用有机盐钻井液钻进,较好地满足了分支井不同阶段钻井与其它作业施工要求,钻井液性能稳定,效果明显。该井以合理的流变性能解决了井眼净化问题,以控制合理的有机盐含量和膨润土含量保证了钻井液抑制性、稳定性问题,运用合理的钻井液密度等解决了井壁稳定问题,为今后采用常规钻井液体系及其现场技术完成类似分支井作业提供了借鉴意义。      

涩北气田高矿化度地层盐水强包被聚合物钻井液

青海涩北气田位干柴达木盆地东部三湖地区,平均海拔2 700 m左右,地表为盐碱滩,寸草不生.该气田的井存在地层缩径严重、起下钻遇阻遇卡、盐水侵、井漏频繁、测井一次成功率低、钻井速度慢等钻井技术难题.为加快建设高原千万吨级油气田,开展了青海涩北气田优快钻井技术项目,研究了由高矿化度地层复合盐水配制的强包被聚合物钻井液技术,并在涩北气田第四系含盐地层试验成功,形成了配套的钻井液配制工艺和维护处理技术措施.该钻井液具有优异的包被抑制能力,解决了制约涩北气田钻井提速的起下钻遇阻遇卡、测井一次成功率低等技术瓶颈,对提高涩北气田钻井速度、保护产层、加快气田开发等方面起到了一定的促进作用.