渤海湾超深井牛东1井钻井液技术

牛东1井完钻井深为6027m,井底温度达203℃.该井沙河街组地层复杂,膏岩段长,地层应力大,泥岩水敏性强,极易垮塌掉块;雾迷山灰岩存在破碎带,垮塌严重;三开井眼大、裸眼段长,携岩困难,井壁稳定性差.针对该井地层特点,三开、四开使用了强抑制抗高温携岩性好的复合有机盐钻井液,解决了沙河街组地层特殊岩性井段垮塌的难题,五开使用耐高温抗污染防塌钻井液解决了灰岩破碎带垮塌难题,保证了这口高难度井的各项施工安全.     

徐闻X3井抗高温钻井液体系室内研究

徐闻X3井是中国石化的一口重点探井,设计井深5 658 m,设计最大井斜角为34.67°,预计井下温度高达184℃。该地区涠洲组地层的泥岩井段易缩径和垮塌,流沙港组的硬脆性黑色泥岩易垮塌。针对井深、井下温度高、地层不稳定、大尺寸长裸眼井段井眼净化困难等多项钻井液技术难点开展了抗高温钻井液室内研究,利用正交试验方法和滚动老化试验对多种抗高温处理剂进行优选,对优选出的钻井液处理剂进行配伍试验,优化出了抗高温钻井液配方。在180℃温度下,对该抗高温钻井液的高温稳定性能及二开转三开的钻井液的配伍性能进行了评价,结果表明,该钻井液高温性能稳定,二开转三开钻井液性能稳定,且工艺简单,能够满足徐闻X3井钻井施工的要求。     

海洋环保型钻井液在南海乌石区块的应用

WS16-5-1d井是部署在南海北部湾海域乌石16-5凹陷东区反转构造带上的一口预探井,完井井深3660 m.为满足海洋环保钻井及井眼稳定等相关要求,经室内研究形成了一套无毒、降解能力强、抑制性强、封堵性强、性能良好的海洋环保型钻井液.在现场应用中,该钻井液有效抑制了流沙港组页岩井段地层坍塌,解决由于页岩垮塌而造成的划...     

超深大位移港深69X1井钻井液技术

港深69X1井完钻垂深为4318.14m,完钻斜深为5464.43m,井底水平位移3118.04m,最大井斜46.40°.港深69X1井上部地层成岩性差,造浆严重;下部地层泥页岩层理发育,吸水易剥蚀掉块、坍塌.要求钻井液具有较好的抑制性能、润滑性能、携岩洗井能力和防溻及堵漏功能.该井在井深2300m以上井段使用聚合物抑制性钻井液体系,抑制上部地层的造浆;井深2300m以下井段采用硅基防塌钻井液体系,提高钻井液抗温能力,预防泥页岩的垮塌.现场应用表明,该套钻井液体系施工效果较好,保证了钻井作业的顺利进行.     

海南福山凹陷花东1R井干热岩钻井关键技术

为探索海南岛福山凹陷古近系流沙港组流三段、长流组热储情况,在花场区块部署了第一口干热岩探井花东1R井,该井钻探中存在下部地层可钻性差且井眼轨迹控制难度大、深层取心收获率难以保障、地层温度高影响钻井液性能稳定与固井质量等一系列问题。为保证花东1R井顺利完钻,在分析该地域地质构造与岩性特征的基础上,采用牙轮钻头+螺杆的钻具组合及抗高温井下测量仪器,钻进定向井段;根据取心井段地层特点,优选取心工具和优化取心钻井参数,提高取心收获率;采用抗高温钾盐聚合物钻井液解决钻井液在高温环境下性能稳定性差的问题;采用抗高温双凝水泥浆和采取针对性的技术措施,保证高温环境下的固井质量。花东1R井实钻过程中应用上述技术措施,克服了由地层可钻性差和地层温度高引发的钻井技术难点,顺利完成钻井施工,为海南岛干热岩钻探提供了借鉴。      

顺北油气田鹰1井超深井段钻井液关键技术

鹰1井是顺北油气田的一口超深重点风险预探井,设计井深9 016.85 m（垂深8 603.00 m）。该井超深井段志留系柯坪塔格组与奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、志留系裂缝性地层和奥陶系破碎性地层,在钻进过程中易出现井眼失稳、井漏、坍塌掉块等井下故障。为此,通过室内试验研究,分析了该井超深井段硬脆性泥岩地层井眼失稳机理、强压力敏感性裂缝性地层漏失原因及破碎性碳酸盐岩地层井眼失稳原因,应用“多元协同”井壁稳定基本理论,构建了SMHP–1强抑制强封堵钻井液,并制定了针对性强的防塌防漏技术措施。该井顺利钻穿大段硬脆性泥岩、裂缝性地层和破碎性地层,未发生井眼失稳及钻井液漏失,顺利钻至井深8 588.00 m完钻,创亚洲陆上井深最深纪录。现场应用表明,SMHP–1强抑制强封堵钻井液能够解决深部地层大段泥岩及破碎性地层的井眼失稳与漏失难题,为国内外深井超深井安全钻进提供了技术借鉴。      

柴参1侧1井钻井液技术

柴参1侧1井是在柴参1井直井眼内侧钻出的一口井．所钻地层为泥岩层段，成岩性差且裂隙发育，地层破碎．极易水化剥落及坍塌，在井深3600m左右有断层存在．极易发生井漏、井壁失稳及坍塌，柴参1井在钻井过程中井壁垮塌严重。柴参1侧1井通过应用聚合醇钻井液顺利钻达目的层，在钻进过程中未发生一次因井眼坍塌而引发的井下复杂及事故；与柴参1井相比。该井井径扩大率较小，大部分井段的井径扩大率都在16％左右；在钻进过程中钻井液密度控制为1．22～1．23g／cm^3，全井处于近平衡钻井状态，取全了各种资料。现场应用表明，聚合醇钻井液是一种强抑制性体系，通过优选聚合醇等各种防塌处理剂．满足了不同井深的需要；其防塌封堵性、润滑性和流变性良好。满足了柴参1侧1井的钻探要求．很好地保护了油气层。     

复杂井眼轨迹条件下的钻井液技术

TK330井是塔河油田一口简化井身结构的长裸眼深井，完钻井深为5390m，裸眼井段长达4385．51m。该井在钻进过程中由于井斜和方位变化导致井眼轨迹异常，钻具入井后因扭曲变形上贴下靠井壁严重，摩阻和扭矩增大，极易发生卡钻，且由于裸眼跨度大，钻遇地层复杂，钻井液施工难度大。在1004．49～4400m井段选用低固相强包被不分散钾基聚合物钻井液，在4400～5390m井段选用抗高温、抑制性强、防塌能力好、性能易于控制的聚合醇防塌聚磺钻井液，并配合了有效的钻井液技术措施。现场应用结果表明，合理的技术措施及良好的钻井液性能，有效地解决了钻进过程中地层掉块、垮塌、岩屑携带及阻卡问题，起下钻畅通，井底干净无沉砂，3次测井、下套管均一次成功，双级固井施工顺利；二开井段平均井径扩大率仅为0．53％，全井段没有发生井下复杂情况。     

TK240H井钻井液技术

TK240H井是位于塔里木盆地沙雅隆起塔河2号油气田桑塔木背斜构造的一口开发水平井.该井因实际油层垂深下移至4547.11～4552 m井深,从井深4576.53 m(井斜为58°)侧钻造斜, 至井深5120.5 m完钻,水平位移为400.0 m.二开(602～4130 m)井段长,岩性以软质泥岩夹砂岩、粉砂岩为主,其中康村组和吉迪克组地层富含石膏.三开目的层岩性以深灰色泥岩为主,粘土矿物中伊利石含量为58%～73%,层理发育,易坍塌,存在井眼失稳问题.该井一、二开采用膨润土聚合物钻井液,三开、侧钻选用聚磺混油暂堵体系.现场应用证明,该套钻井液体系适合该水平井的施工要求,满足井眼清洁、减阻防卡和保护油气层的需要;具有抗高温能力强、高温高压滤失量低、造壁性强等特点,易于实施井眼稳定及油气层保护措施,适合深井造斜、增斜、稳斜及油层段施工.     

红9-1大位移定向井钻井液工艺技术

红9-1井是大港油田第一口大位移、大斜度的定向井,完钻井深2300.58m,最大井斜76.22°,闭合位移1727.57m,位移与垂深之比为1.46:1。该井钻探目的是评价红8-1井构造明化镇组下段地层的含油气情况。针对所钻地层胶结性较差、造浆性强的特点,选用了聚合物钻井液体系并制定了相应的工艺技术措施。现场实践表明,聚合物钻井液体系抑制能力、防塌能力、携砂能力强,润滑性能好,满足了大位移探井的施工需要,避免了井下复杂情况的发生。该井的钻井液工艺技术较好地解决了大位移定向井的技术难点。     

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。      

马深1超深井四开钻井液技术

马深1井是中石化勘探分公司部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位的一口重点预探井。完钻井深为8 418 m,目的层主探下寒武统龙王庙组储层。该井四开作业井段为6 225.4~7 699 m,钻遇龙马溪组时存在大段泥页岩地层,井壁稳定问题比较突出,且地层压力系数高,超深井段井温高,钻井液易受酸根污染,施工风险较大。该井四开钻井液技术难点主要是高温下高密度钻井液流变性控制、井壁稳定及酸根污染问题等。针对以上难点,通过大量室内实验,优选出以下几种主要处理剂:抗温强的聚胺抑制剂BCG-7,加量控制在0.4%;抗温主剂采用高温下降滤失效果好且不提黏的SMP-3,加量控制在5%~6%;抗温降滤失效果好且不提黏的聚合物类降滤失剂PFL-L及HPL-3,加量分别控制在2%及1.5%;抗温降黏剂选用HR-300、SMS-19,加量视情况而定;同时引入抗氧化剂,以提高体系的抗温性。最终确定钻井液基本配方为3% NV-1+0.3% KOH+5% KCl+1.5% HPL-3+1% AOP-1+3% SCL+3% FT+5% SMP-3+3% LF-1+0.4% BCG-7+3% QS-2。在马深1井现场应用时,根据实钻情况及时调整处理剂加量,对钻井液配方进行微调,在该井四开井段使用过程中,表现出高温高密度下流变性好、抑制能力强、封堵效果好及抗酸根能力强的特点。KCl-胺基聚磺钻井液技术为顺利完成马深1井四开井段的钻探工作提供了强有力的技术支撑,最终形成了一套完整的超深井钻井液技术。      

页岩气井钻井液井眼强化技术

页岩气地层有着易表面水化剥落掉块、微裂缝发育、脆性好而裂缝易压裂等理化特性,目前,页岩气开发中常用的油基和合成基钻井液体系,起到了很好的防塌防卡效果。但随着开发的深入和地层特性的变化,如钻遇破碎带、裂缝异常发育的地层,采用油基体系仍然会出现大量掉块和严重井塌。为了解决易破碎性地层又垮又漏的复杂情况,需要及时有效地强化已形成的井眼。在钻井液中引入井眼强化剂YH11和BT100,室内实验对加入2种处理剂的钻井液进行了评价,研究出了一套适用于页岩气钻井液的井眼强化技术。该钻井液密度可调范围大,现场可控制在低密度范围1.14~1.50 g·cm-3,该体系抑制能力强,在防漏方面实现了低密度钻进,并且该钻井液体系具有良好的成膜封堵效果,解决了井壁稳定和承压能力低的矛盾,减少了井下复杂情况,确保了井下安全,进一步促进了机械钻速的提高。室内实验和现场应用都表明,井眼强化剂能及时胶结破碎性地带和封堵微裂缝而使井壁变得更致密,大大降低井壁的孔隙度和渗透性,有效阻止液柱压力向井壁孔隙的传递和阻止滤液的深度侵入,减少井壁支撑力的损失,获得防塌和防漏的双重效果。      

鄂西水井沱组页岩水平井水基钻井液的实验研究

鄂宜页1井在寒武系水井沱组获得了高产页岩气流,但缺乏与之配套的高性能水基钻井液体系。对采自湖北省秭归县的水井沱组页岩露头,开展了X射线衍射和扫描电镜分析;进行了造浆黏土、盐类、纳米材料、降滤失剂、正电胶和表面活性剂等的遴选,基于电性抑制和润湿性控制方法,研发了一套SWDF高性能水基钻井液体系;对钻井液的流变性、滤失性、润滑性、抗温能力、抑制性和抗污染性能进行了综合评价。结果发现：①水井沱组页岩以石英、长石、方解石等脆性矿物为主,含量在55%～67%;黏土矿物以伊利石为主,含量在13%～27%,无蒙脱石,属弱膨胀性地层;②页岩表面的孔隙、微裂隙发育,为钻井液的侵入提供了天然通道;③ SWDF钻井液体系黏度与切力适中,API滤失量仅为7.2 mL,摩阻系数为0.21,可抗120℃高温,对页岩水化有较好的抑制性,有良好的抗盐、抗钙、抗黏土（模拟钻屑）侵能力,能满足鄂西地区水井沱组页岩水平井钻进需求。     

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。      

疏水抑制水基钻井液体系研究及其在页岩气井的应用

针对龙马溪组页岩气水平井钻井井壁失稳问题,研制出一种疏水抑制剂CQ-SIA和一种液体润滑剂CQ-LSA,并形成一套疏水抑制水基钻井液体系。CQ-SIA具有双亲特性,能使亲水的岩石表面发生润湿反转,在岩石表面形成一层疏水膜,具有强化抑制与包被的作用,实验测得岩屑在1% CQ-SIA中的滚动回收率为83.72%,明显高于KPAM、AP-1以及KCl。CQ-LSA具有特定的基团与结构,能在亲水的钻具、泥饼和地层岩石表面形成亲油膜,降低摩阻,实验测得加有1% CQ-LSA的5%膨润土浆黏附系数为0.050 7,低于加有RH-220和BARALUBE的膨润土浆。该疏水抑制水基钻井液的抑制性和润滑性能与油基钻井液相当,具有良好的流变性能和抗污染性能,加有1%~3%防塌封堵剂、1%~2%聚合醇和0.8%~1.6%纳米封堵剂,封堵能力强。该体系在长宁H25-8井进行了首次现场试验,在1 500 m水平井段的钻井过程中,该体系各项性能稳定,配制维护工艺简单,井下未出现任何复杂,起下钻、电测、下套管、固井作业顺利,表明该体系能满足长宁页岩气水平井的钻井需要。      

伊拉克米桑Fauqi油田水平井造斜段钻井液技术

Fauqi油田水平井的造斜和稳斜井段一般在3 350~4 480 m,该井段属于白垩系,主要由灰岩、泥岩及页岩组成,地层岩性易发生垮塌,长期开采造成压力系数低,施工过程中又易发生井壁坍塌、黏附卡钻和井漏等复杂事故。针对该地层的特点,FQCS**井采用BZ-KSM钻井液体系。现场施工中,在BZ-KSM钻井液中引入了BZ-YRH,对改进钻井液流变性能,防止岩屑床形成起到了明显的作用;加入了BZ-YFT、纳米封堵剂及硅酸盐等处理剂,对提高钻井液的防塌抑制性能、防止钻屑分散具有明显的作用;由于地层易漏易塌,在五开直井段钻进过程中钻井液密度维持在1.22~1.28 g/cm3之间,起钻换定向钻具前再将密度提高到1.35 g/cm3。应用结果表明,该钻井液充分利用了K+离子的抑制作用、硅酸盐的聚结封堵效果及高分子量聚合物的降滤失作用等,解决了抑制与分散、井壁垮塌与岩屑携带的问题,保证了施工井的顺利完成。      

桩西地区东营组以下水平井钻井液技术

针对桩西地区东营组以下水平井沙河街组井段极易发生剥落掉块及垮塌的地层特点和大井斜长位移情况下钻井液携岩、防塌、润滑减阻等技术难点进行了研究,明确了该地区钻井液施工技术的关键,制定出了上部地层使用强抑制聚磺钻井液、下部地层使用封堵防塌润滑钻井液的施工方案.在桩11-平2井使用聚磺醇封堵防塌润滑钻井液体系后,断裂带破碎泥岩垮塌减轻;产生破碎性地层垮塌后,采用了高黏度、高切力的钻井液,在φ444.5 mm大井眼中通过循环打捞掉块的方法,解除了极其危险的井下复杂;桩147-平1井4 647～4 894m井段泥岩剥蚀掉块经过反复破碎后,呈细粉末状仍被钻井液带出,在面临报废该井眼的情况下,解除了井下复杂.实践表明,东营组以下水平井钻井液技术能够解决桩西地区水平井钻井施工中的技术难题,在该地区水平井施工中应用该钻井液技术收到了良好的效果.     

辽东湾探井用改性天然高分子钻井液技术

DS4井是一口位于渤海北部辽东湾海域的区域探井。针对DS4井裸眼段长、地质条件复杂、钻遇油气层位多的情况,在对钻井液抑制性、封堵性、保护油气层作用机理进行分析的基础上,对改性天然高分子钻井液进行了配方优选。实验结果表明,在改性天然高分子钻井液中引入强抑制剂AP-1和封堵剂DLP后,钻井液具有良好的抑制性和封堵性,防止了DS4井上部明化镇组、馆陶组高渗透地层的漏失,在较低的密度下确保了下部东营组泥岩地层的井壁稳定,实现了安全快速钻井;具有优良的润滑能力,在DS4井二开裸眼段长3131 m、位移大（1060 m）、最大井斜达到34.5°的情况下,成功地实现了电测一次成功率100%;钻井液具有低荧光特性,能够及时地发现油气层;具有优良的油层保护效果,DS4井在东营组发现了良好的油气显示,并在试油阶段获得了高产的工业油流。      

TK424CH侧钻短半径深水平井钻井液技术

塔河油田TK424CH侧钻短半径深水平井，钻进过程中易出现井漏，井涌，岩屑携带困难等问题，为此，在侧钻造斜段采用了聚磺混油钻井液体系，水平段采用了无固相钻井液（盐水）体系。顺利完成了该井的施工。介绍了该井钻井液性能设计。维护处理措施。并提出了应用盐水节流循环压井的方法。