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(4000~5600 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。     

南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术

为了解决南堡2号构造深层潜山水平井钻井过程中井漏、溢流、机械钻速慢和钻井周期长等技术难题,开展了深层潜山水平井钻井完井技术研究。根据地层地质特点、潜山储层压力敏感性和井漏、溢流等情况,深层潜山水平井设计为四开和五开井身结构,设计采用"直—增—稳—增—稳—增—水平"七段式井眼轨道,优选了抗175℃的造斜工具、MWD监测仪器和抗220℃的水包油钻井液,并开展了水平井微流量精细控压技术及抗高温冻胶阀完井技术的应用研究,形成了适用于南堡2号构造深层潜山的水平井钻井完井技术。南堡2号构造15口深层潜山水平井钻井完井情况表明,井漏和溢流等井下复杂情况得到了有效控制,完钻井深最深达5 600.00 m,水平位移最大超过了4 000.00 m。潜山储层水平井钻井完井技术实现了南堡2号构造深层潜山储层的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

南堡潜山裂缝性储层完井封层技术

南堡油田深层潜山裂缝发育,压力窗口窄,完井过程中易出现又漏又涌、气液置换严重等现象。为确保完井井控安全,减少储层污染,在进行准177.8 mm尾管回接前,需采用封层技术将上部井筒与潜山油气层进行有效隔离。南堡潜山常用的封层工艺是使用机械式桥塞密封井筒,应用中多次出现桥塞坐封和打捞失败的现象。为提高封层效果,减少施工风险,研发出一种新型化学材料代替机械桥塞,该材料在井筒高温下能迅速团聚成塞,承受较高的温度和压力,并且易降解。现场试验表明,该化学桥塞抗温性能好,能长时间有效密封井筒,实现碳酸盐岩储层保护,与常规桥塞封层技术相比,节约了钻塞或打捞回收桥塞的时间,大大降低了完井成本。     

南堡油田古生界潜山油气藏成藏条件分析

通过对寒武-奥陶系野外岩石露头的实地观测与调研,结合岩心偏光薄片鉴定、铸体薄片鉴定、化学全分析、物性分析、扫描电镜、X衍射等资料分析,对南堡油田古生界潜山的油气成藏特点与油气富集规律进行分析,并探讨影响油气成藏的主控因素。研究结果表明：南堡油田潜山储层主要岩石类型为石灰岩和白云岩,主要储集类型为孔隙、裂缝及溶蚀孔,碳酸盐岩基质孔隙度低,晚期未充填的构造缝对油气聚集有利,油气沿断层和不整合面联合运移;有效烃源岩是成藏的基础,良好的成藏要素配置是关键,供烃窗口控制油气成藏,优质储层决定富集高产,构造高部位为油气聚集区。针对南堡油田古生界潜山的源、储关系,结合控藏因素,构建了油气成藏模式,指导有利圈闭落实和井位部署,对下步深化勘探具有指导意义。     

杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

为了解决杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、泥岩砾岩玄武岩地层钻速低、井底温度高和小间隙固井难度大等技术难点,结合区块地层特点,通过理论分析和模拟计算,优化了井身结构和井眼轨道,优选了井眼轨迹控制方式和钻井液体系,优化了钻井液性能,制定了提速和固井技术措施,形成了华北油田杨税务潜山油...     

南堡潜山油气藏小井眼开窗侧钻技术

南堡潜山油气藏因埋藏深,导致井身结构复杂、钻井周期长、成本高,为进一步提高勘探开发效益,开展了老井?177.8 mm 套管开窗侧钻二开次完井试验工作。NP280C 井是南堡油田第一口?177.8 mm 套管开窗侧钻潜山井,该井开窗侧钻点深、二开次完井井眼尺寸小,给开窗侧钻作业带来诸多难题。通过优选深层套管开窗侧钻工艺、小井眼扩眼技术、膨胀尾管悬挂器+ 直连套管完井方案,探索出一系列钻完井技术对策,保证了NP280C 井套管开窗侧钻作业的成功实施。为南堡油田深层潜山老井重复利用提供了技术支持,也为同类油气藏老井侧钻施工提供了技术借鉴。     

南堡深层潜山水平井欠平衡钻井技术研究与实践

南堡潜山油气成藏条件复杂、纵横向非均质性强,为有效地提高裂缝钻遇率和实现经济开发,研究应用了水平井欠平衡钻井技术。针对油层埋藏深、井温高、气油比高、安全密度窗口窄、易漏易涌、安全钻进风险大等难点,通过研究抗高温水包油钻井液体系、气油比对欠平衡工艺影响,监测随钻地层压力与评价储层,设计欠平衡与控压钻进参数,分析南堡潜山钻进过程动静温度变化规律及潜山裂缝钻遇时的各项异常特性规律,形成了一套适合于南堡深层高温潜山水平井欠平衡钻井配套技术。应用结果表明,该技术有效地实现了南堡深层高温潜山安全钻进和经济高效开发,对同类油气藏的钻井施工提供了借鉴。     

无黏土低密度全油基钻井完井液的研究

针对油包水钻井液中存在乳化水滴,会导致低压低渗储层发生较为严重的水锁损害的问题,以生物毒性和密度都较低的5#白油为基油,通过对主要处理剂,如增黏剂、表面活性剂、碳酸钙、氧化钙、降滤失剂等进行优选,研制出了一套无黏土全油基低密度钻井完井液。性能评价结果表明,该全油基钻井液密度低,黏度可控,切力适中,滤失量低,破乳电压大于2000V;具有电稳定性好、抗温性强、在高温下的乳化效果好等特点;抗水侵污限为20%,抗盐(NaCl)侵污限为8.0%,抗土侵污限为20.0%;且滤液全为油,有利于储层保护。     

南堡3号构造中深层大斜度井钻井技术

南堡3号构造油藏埋藏深度3 800~4 500 m,受地面条件和地质靶点的制约,主力储层主要采用长位移大斜度井开发。针对该地区储层埋藏深、地层温度高、斜井段长、井壁失稳严重、地层可钻性差、机械钻速低、钻井周期长等技术难题,开展了井身结构及井眼轨迹设计、防磨减扭技术措施、提高泥页岩井壁稳定性的抗高温钻井液性能优化、高效PDC钻头的优化设计及提速工具的现场试验等方面的综合研究。现场应用取得了明显效果,机械钻速提高了39.86%,平均单井钻井周期缩短了38.5%;井径扩大率控制在7%以内,井眼质量得到了明显的改善,实现了该地区水平位移在3 500 m范围内长位移大斜度井安全快速钻井的目标,为加快南堡3号构造中深层沙河街组油藏勘探开发步伐提供了保障。     

CB6D-P4古潜山水平井钻井液工艺

CB6D-P4井水平段为三靶点制,具有一定弧度的弓形轨迹。储集类型为裂缝型油气藏,由于储层受风化壳控制,风化壳附近裂缝十分发育,极易发生漏失。为满足水平井安全钻井、油气层保护和海洋环境保护的需要,直井段和斜井段采用改性天然高分子钻井液体系,潜山水平段采用聚合醇无固相钻井液体系。现场应用表明,用改性天然高分子钻井液钻进时井下安全,摩阻较小,井眼畅通,滑动钻进和电测无粘卡现象,钻井液性能满足了钻进和保护油气层要求。聚合醇无固相钻井液具有良好的携岩润滑性能,其低密度性能对预防和减缓古潜山漏失作用明显,并控制钻井液流量在15 L/s以上,满足了携岩和保护油气层要求,钻井过程中油气显示活跃,求产时用φ2 mm油嘴放喷,油压为10 MPa,日产液量达100 m3,含油量为80%。该井全井施工顺利,无复杂情况,满足了古潜山水平井施工要求。     

高凝油潜山裂缝油藏提高驱油效率技术试验

高凝油潜山裂缝油藏在注水开发过程中,与砂岩油藏有着不同的开发特点,其开发矛盾突出体现在注水见效后,注入水主要沿裂缝方向突进,油井水淹、水窜现象严重,且油井见水后,其含水上升速度快,采取动态的调配措施,无法控制油井的含水上升速度,直至油井水淹而关井。该课题通过开展高凝油潜山裂缝油藏提高驱油效率技术研究与试验,利用可动凝胶的封堵性能及黏性,在裂缝深部形成有效封堵及驱替,来调整深部压力场及流线场分布,使深部流体转向。通过与后续注入的化学渗析驱油剂联合作用,将低渗透层内的剩余油驱替出来,扩大水驱波及体积,降低油井的含水上升速度,增强稳产基础,提高油藏的开发水平。     

胜利油田复杂潜山油藏钻井难点及技术措施

胜利油田的复杂潜山油藏地层埋藏深、地质年代跨度大,裂缝孔洞发育,压力体系复杂,可钻性差,导致机械钻速低,复杂情况多,油气层伤害严重等问题。通过优化井身结构、使用高效能钻头和应用防斜打快技术等,有效地提高了钻井速度和井身质量。采用无固相聚合醇钻井液,泡沫、充气技术,微裂缝复合暂堵以及欠平衡技术等,能够有效保护和准确评价复杂潜山储层。通过改变水泥浆性能和水泥浆胀封管外封隔器等工艺,有效克服了固井过程中的水泥浆漏失,满足了分层开采及酸化压裂的需要。提出利用欠平衡水平井和分支井技术提高钻探效果的建议。     

渤中19-6深部潜山高温气层保护钻井液技术

针对渤中19-6深部潜山高温气层特点,通过岩心分析和敏感性评价实验,分析了渤中19-6储层主要损害机理,并优化出了一套综合性能较好的抗高温水基钻井液配方。实验表明,该气层基质为典型的低孔低渗储层,黏土矿物含量较少,微裂缝较发育,具有强速敏性、中等偏弱应力敏感性,水敏性、盐敏性和碱敏性较弱,无酸敏性损害等。储层微裂缝发育易导致外来固相侵入损害,微裂缝内颗粒胶结疏松可促进速敏性损害,也存在水锁损害。优化钻井液的岩心渗透率恢复值达85.95%,水锁损害率为13.21%,其储层保护性能优异;可抗温210℃,也可抗10% NaCl、1% CaCl₂和8%劣质土的污染,满足渤中19-6区块深部潜山气层钻井工程及储层保护技术要求。      

保护油层的低粘土相钻井完井液

通过室内膨胀试验、酸化试验和渗透率恢复试验优选处理剂,研制出了对油层损害小的低粘土相钻井完井液配方。现场试验表明,该完井液对泥岩地层抑制性强,稳定井壁效果好,井径扩大率平均只有4.5％,对油层基本无损害。钻井液性能稳定,维护方便,使用周期长,携砂及悬浮能力强。     

超高温钻井液在杨税务潜山深井中的应用

华北油田杨税务区块奥陶系储层埋深普遍较深,一般在6000 m以上,地层岩性主要为灰岩、泥岩,井底最高温度预计在210～230℃。继低固相超高温钻井液技术在安探4X井成功应用后,由于该技术所用材料多为国外进口,室内再次研选抗高温处理剂、高温保护剂等关键处理剂,以国产材料替代进口材料,构建了抗230℃的低固相钻井液配方,同时高温滚动实验和高温流变性测试表明:体系具有良好的抗超高温性能,高温条件下的流变性能仍能有效满足携岩要求。目前该套钻井液体系在杨税务区块已经成功开展了7口井现场应用,保障了钻井施工的顺利进行,形成一套满足华北油田冀中区块深潜山地层的超高温钻井液技术。      

轮南天窗型古潜山油气藏

轮南古潜山油气藏是塔里木盆地发现的一个超大型碳酸盐岩古潜山油气藏,潜山相对高度为1000～1500m,面积为10000km^2,埋深为4100m,潜山主要储集体为奥陶系碳酸盐岩风化壳岩溶裂缝-溶洞系统;潜山周围斜坡由巨厚的上奥陶统泥岩、石炭系泥岩构成披覆盖层,但在潜山顶部有一个80km^2的区域为巨厚的三叠系含水砂岩所覆盖,形成古潜山的天窗区。由于天窗的存在从而形成了一种特殊类型的油气藏——天窗型古潜山油气藏。天窗型古潜山油气藏的油气主要分布在潜山斜坡部位,而潜山的高部位为水区或含油水区;天窗型古潜山油气藏油水界面是倾斜的,油气藏具有水动力特征。     

乍得潜山钻井配套技术研究与应用

潜山油藏是乍得项目主力油藏之一,具有较高的商业开采价值,但是由于潜山地层硬脆性花岗岩的地质特点,且裂缝发育,钻速慢、钻井周期长以及井控风险高成为潜山油藏高效开发的主要技术瓶颈。鉴于此,在国际安全环保标准日益严苛的大形势下,通过室内研究、软件模拟和现场应用形成了一系列潜山钻井配套技术,包括优化钻具组合、优选钻头、RCD控压装备配套以及潜山裸眼电缆测井等工艺技术。2016年8月系列技术在Baobab A井的现场应用中,平均机械钻速4.44 m/h,与邻井使用的3只PDC钻头相比,钻头指标大幅度提高;与相邻37口井中使用的43只牙轮钻头相比,平均机械钻速提高97.33%,平均单只钻头进尺提高54.19%。该系列钻井配套技术为乍得潜山地层安全、环保、高效地完成钻井任务提供了有力保障。     

低密度水包白油钻井液在潜山欠平衡钻井中的应用

华北油田潜山油藏埋藏深,井下温度高,地层压力系数低.为满足该油藏欠平衡钻井的需要,研究出了高油水比水包白油钻井液.经现场应用表明,该钻井液性能稳定,最低密度为0.86 g/cm3,具有强抑制性和防泥岩坍塌能力,与清水的相对膨胀率仅为9.84%,抗温达180℃,抗污染能力好,对储层的损害小,渗透率恢复值大干94%,且较纯油基钻井液成本低,对环境污染小.长6、任东2和衡6探井通过应用该低密度水包白油钻井液,实现了欠平衡钻井,顺利钻穿漏失严重的潜山储层.较好地保护了储层,同时解决了钻井液的抗高温和荧光干扰问题,满足了探井施工录井的要求.