渤海油田泥页岩地层坍塌失稳机理分析

渤海油田钻井中遇到大量由于井壁坍塌失稳造成的复杂问题,主要表现为起泥球、返出掉块、阻卡、憋压、井径扩大等,处理复杂情况影响钻井速度并增加钻井成本,因此有必要从岩石力学和钻井液化学角度进行研究,澄清井壁坍塌失稳机理。通过对渤海部分油田的钻井复杂特点、泥页岩黏土矿物含量和理化性能、井壁坍塌压力随时间的变化关系等进行分析,得出了泥页岩地层井壁坍塌的主导机理。在上部明化镇组,主要是蒙脱石含量较高的泥岩发生水化坍塌,在下部东营组至沙河街组,主要是裂缝发育的硬脆性泥页岩由于存在弱面及钻井液渗流发生坍塌掉块。针对不同地层的失稳机理,提出了相应的钻井技术对策。     

福山油田流沙港组井壁稳定技术

福山油田下第三系流沙港组地层以泥页岩为主,层理、微裂缝发育,易发生泥页岩坍塌及电测遏阻等复杂事故,影响了钻井速度和油气层保护.通过对流沙港组地层矿物组分、理化性能、地应力及地层坍塌压力等分析,对井壁失稳的机理进行研究,研选出了强抑制、强封堵的有机盐钻井液.利用地层压力预测分析的成果,确定了合理的钻井液密度.通过现场应用解决了福山油田流沙港组的井壁失稳问题,缩短了钻井周期,钻井液密度和压力预测结果很好的吻合,平均井径扩大率为2.69％～8.38％,一次电测成功率为100％,钻完井过程中均无井壁坍塌等复杂事故发生.     

印度尼西亚M气田泥页岩井壁失稳机理及对策

印度尼西亚M气田地质构造复杂,泥页岩裂缝发育,存在异常高温高压,钻井期间频繁发生坍塌卡钻事故,严重影响了作业效率.通过对M气田地层孔隙压力、地应力、安全钻井液密度窗口进行定量计算,并根据现场井壁坍塌特征及地层特性,分析了该气田井壁坍塌原因主要是泥页岩裂缝发育,存在高密度下的“呼吸”效应及水化作用.根据该气田井壁坍塌机理...     

涠西南地区探井钻井液技术

涠西南地区地质构造复杂,在钻井过程中极易发生井壁坍塌、漏失,甚至发生卡钻事故.通过分析研究涠西南地区易垮地层岩性、硬脆性泥页岩的垮塌机理,介绍了在该地区探井中使用的低渗强封堵水基钻井液.现场应用表明,该钻井液有良好的封堵性和润滑性,高温高压滤失量小、泥饼渗透率低,基本保证了井壁的稳定及井下安全.应用该钻井液的井,井径较规则,无井下复杂情况,表明该钻井液较好地解决了涠西南地区的井壁稳定问题.     

水化作用对南海东部泥页岩地层井壁坍塌的影响分析

在我国南海东部油气田钻遇韩江组和珠江组的钻井过程中,常遇到泥页岩井壁坍塌问题,制约了钻井速度,造成了一定的经济损失。为此,分析了该地区泥页岩地层井壁失稳机理,通过试验确定了泥页岩吸水扩散系数,研究了泥页岩吸水对其抗压强度、弹性模量等力学参数的影响规律,根据Mohr-Coulomb准则计算了泥页岩水化后井壁坍塌压力随井眼钻开时间的变化规律。这对解决该海域泥页岩地层井壁坍塌问题有较大的指导意义。     

钻井液封堵性能对泥页岩井壁稳定的影响研究

为了解水基钻井液封堵性能对泥页岩井壁稳定性的影响，首先对钻井液封堵性能评价方法进行总结分析，并通过对井周应力分布进行分析，建立井壁稳定模型，进行不同地应力和不同架桥位置下钻井液封堵性能对泥页岩井壁稳定影响研究。研究表明：对于泥页岩而言，在开展钻探作业的过程中地层出现水化作用的概率相对较高，因此，地层容易出现坍塌裂缝问题，井壁失稳事故出现的概率也相对较高；在使用水基钻井液提高泥页岩井壁稳定性的过程中，如果地应力的各项异性提升，则水基钻井液的封堵性能也将会提升，同时，如果使用水基钻井液对地层裂缝进行封堵，钻井液越靠近裂缝的入口位置，井周应力的提升量越大，此时井壁的稳定性越高。     

考虑三向应力作用的渤南泥页岩地层坍塌压力

渤南区块罗家地区沙三储层以泥页岩为主,泥页岩厚度大、分布广,有机碳含量高,富含油气。但是该组地层微裂缝发育,岩石强度各向异性明显,加上水化作用影响,水平井钻井过程中井壁稳定问题突出,使用传统坍塌压力预测模型不能有效计算泥页岩储层的坍塌压力,普通考虑弱面的分析模型通常忽略了中间主应力对岩石强度的影响,预测结果也不如意。在对罗家地区泥页岩矿物成分和微裂缝分布情况分析的基础上,基于弱面强度理论,综合考虑三向应力的影响,建立了更精确的坍塌压力预测模型。实例分析表明,对于该区域的泥页岩钻井,一味地增大钻井液密度并不能保证井壁稳定,该区块岩石碳酸盐矿物含量较多,原始强度较高,且地层孔隙度低,如果使用控压钻井,使井底压力略低于地层压力,可增加岩石强度,增大井壁稳定性,并降低钻井成本,增加钻速。      

硬脆性泥页岩地层井壁稳定性研究

北部湾盆地流沙港组属于典型硬脆性泥页岩地层,地层层理、微裂缝发育明显,非均质性强,钻井过程中易引发井下复杂情况和事故。基于页岩理化室内实验结果及力学参数,根据页岩水化分析结果和页岩破坏准则,建立了井壁稳定力化耦合模型。实例验证及影响因素分析结果表明:本文建立的井壁稳定力化耦合模型能更准确预测地层坍塌压力分布;层理面的存在会显著增加地层坍塌压力当量密度,不同层理产状使得坍塌压力分布更为复杂;当硬脆性泥页岩与流体作用时,岩石强度下降且层理面受水化影响更为明显,从而导致坍塌压力上升,尤其清水作用后地层坍塌压力上升幅度明显高于钻井液作用。本文研究结果可为泥页岩地层井壁稳定性研究提供参考。     

天长深层泥页岩井壁失稳机理及防塌对策

天长地区深层泥页岩钻井中发生井壁失稳,造成起下钻遇阻、长时间划眼、电测阻卡、填井侧钻等复杂事故,大幅增加钻探成本,影响钻井速度和电测资料的获取,延误该区深层油气藏勘探开发进程。为此,通过对已钻井资料及坍塌层组构特性分析,探讨了阜宁组泥页岩井壁失稳机理,研究提出整体抑制、分级封堵、协同增效的钻井液防塌对策。在室内研究基础上,采用聚胺、聚醚多元醇及纳米封堵剂与江苏油田常用复合金属离子聚合物钻井液体系复配,建立了强抑制强封堵聚醚醇胺钻井液体系配方。室内研究与现场应用表明,该体系能有效抑制天长地区深层阜宁组硬脆性泥页岩井壁失稳,为深层硬脆性泥页岩地层钻井施工提供了钻井液技术借鉴。     

硬脆性泥页岩井壁稳定渗流-力化耦合研究

硬脆性泥页岩发育弱面结构且具有水化特性,易造成钻井过程中井壁失稳问题。在室内定量分析了钻井液对岩石弱面强度、基体强度、孔隙空间的影响程度。基于实验结果,利用线弹性理论和单一弱面准则,建立了考虑弱面结构、水化和渗流作用的渗流-力化耦合井壁稳定模型。实例计算表明：弱面结构的存在使得坍塌压力上升;弱面结构产状变化,造成坍塌压力分布复杂,不再存在单调变化的井斜方位;渗流应力变化对钻井初期坍塌压力影响较小,但在后期影响明显。该模型能准确地计算硬脆性泥页岩地层坍塌压力,对钻井工程有一定指导意义。     

气体钻井转化常规钻井的替入钻井液技术

针对全国大规模推广应用气体钻井技术的情况,详细地分析了气体钻井所形成的井眼条件和替入钻井液时可能发生的井下复杂。气体钻井时,在井眼周围地层岩石应力得到充分释放,形成更多的应力释放缝,加之井壁岩石干燥,没有滤饼保护,当气体钻井完成后替入钻井液时,易引起多种井下复杂。针对替入钻井液后可能发生的井下复杂,提出了气体钻井转化常规钻井的替入钻井液优化配方及现场工艺技术对策,并通过多口井的现场试验,对降低井下复杂,缩短恢复常规钻井的周期见到了明显效果。     

套管钻井是一种有效的钻井方法

套管钻井系统是由地面和井下两部分装置组成 ,用常规套管代替钻杆 ,钻进和下套管作业同时完成。通过套管将液压能和机械能传递到套管下端短节内的可回收式钻具组合。套管和钻杆一样旋转 ,泥浆从套管内径进入井底 ,从环空返回地面。先导试验表明 ,套管钻井技术利用常规套管钻井代替钻杆钻井 ,大大地减少了钻井成本 ,提高了完井速度 ,且套管钻井更加安全 ,节省了更换钻头的起下钻时间。套管钻井较常规钻井可以提高钻速 30 % ,代表了钻井技术发展的主要趋势     

大位移井钻井技术

大位移井钻井是断水平井之后国外９０年代发展起来的钻井新技术。它是优化开发海上或浅海油田的有效方法，并能节约油田开发综合成本。本文介绍了大位移井的特点，发展的原因，大位移井钻井的技术关键以及在大位移井钻井中应用的几面新技术等。     

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钻井工作量及钻井速度分析，不仅要从技术角度考虑，而且要从经济角度进行分析。章以钻井工作量和钻井速度的经济关系为基础，从实用的角度出发，采用指数分析的方法，对影响钻井工作量及钻井速度的因素作了全面的分析，对提高钻探公司钻井时间和钻井速度具有重要的参考价值。     

6925米超深井钻井液技术

重点预探深井TP2井完钻井深为6925m。该井钻遇地层复杂，埋藏深、厚度大、极易发生缩、溶、胀、塌等事故，因此钻井液体系必须具有包被抑制性、抗高温稳定和造壁性。良好的悬浮性和携砂能力，防垮塌能力和润滑性等，以有利于及时发现油气层。该井在第四系～二叠系地层，采用钾聚、聚磺钻井液，石炭系～志留系地层采用聚磺聚合醇钻井液，奥陶系地层采用聚磺钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定，满足了超深井施工中的井壁稳定、润滑防卡、岩屑携带的需要，还满足了地质录井和保护油气层的要求。该套超深井钻井液技术，有效地解决了以伊蒙混层为主的泥岩坍塌掉块，较好地解决了超深井钻井液防垮塌、黏卡、井漏等方面的技术难题。     

顺煤层钻进用可降解聚合物钻井液

沁水盆地南部寺河矿区15号煤含气量高,埋深较浅,具有良好的煤层气开发潜力。针对15号煤煤体结构复杂和顶底板为富含水层的灰岩,在顺煤层钻进时主要存在的携屑困难、井壁失稳、容易漏失和储层污染难题,研发了微固相可降解聚合物钻井液体系。通过煤粉悬浮、煤岩取心模拟护壁、黏度衰减和渗透率恢复实验评价了该体系的基本性能。实验结果表明,该体系携带岩屑效果好,抑制作用强,能够减小井眼扩径,同时配合生物酶的降解作用,储层渗透率伤害率可以从50%降低到25%。该钻井液在中国首个煤层气工厂化钻井平台X-2井进行现场试用,钻井液密度为1.01~1.03g/cm3,漏斗黏度为35~40s,API滤失量小于15mL,pH值为8~10,加入生物酶后黏度降低40%,顺煤层段成功钻进900m。      

海油陆采大位移井钻井技术

介绍了辽河油田首次施工的 15口海油陆采丛式大位移井的情况 ,分析了其施工技术难点 ,重点介绍了新技术的应用 ,包括导向钻井技术、PDC钻头、无线随钻 MWD、优化井身结构设计、大位移井清岩携砂井眼净化技术、摩阻与扭矩的随钻监测技术等。15口大位移井井身质量、固井合格率均为 10 0 % ,无事故及复杂情况 ,共节省钻井时间 3 5 5 d,节约费用 860万元。该项技术对开发浅海油田具有广阔的应用前景。     

长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

阐述了长宁页岩气区块嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现的复杂情况:在大段泥岩段钻井钻头被泥包;部分地层层理发育,易发生力学坍塌,上部裸眼井段垮塌,出现卡钻;裂缝发育较好,地层连通性强,易发生井下漏失;在蠕变地层钻井易造成井径扩大;泥岩污染,同时提出了钻井液维护处理存在的难题以及解决措施。根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用,对水基钻井液配方进行优化,在长宁区块应用十余井次,大大减少了复杂情况出现的概率,顺利钻穿嘉陵江石膏层,克服了飞仙关泥岩段,避免了长兴-龙潭区域性垮塌,杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况。长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大,加深对长宁区块地层的认识,尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施,减小复杂情况出现的频率,为页岩气优质、高效、低成本的钻井提供一定技术参考。      

气体钻井过程中的钻具失效研究

近年来,气体钻井技术在国内得到了迅速发展,取得了阶段性的研究成果,各大油田纷纷在符合气体钻井作业的地层开展气体钻井作业,取得了显著成效,机械钻速是同区块泥浆钻井的2～4倍.随着气体钻井数量的增加,钻具失效问题日益突出,已影响到气体钻井的安全和推广应用.结合气体钻井工艺特点,对气体钻井钻具失效的特点进行了分析,为制定预防措施奠定了基础.     

特殊盐岩地区钻井液技术

泌阳凹陷是南襄盆地内一个次凹陷，同一井筒钻遇了多层碱岩、芒硝和石膏矿藏。由于长期注水开采，钻井过程中井涌、井漏、盐溶解等井下复杂问题频繁发生。采用抗盐PAC聚合物钻井液和饱和碱钻井液，并利用地下高压饱和芒硝水，配成了芒硝无固相钻井液。现场应用表明，芒硝无固相钻井液抑制了盐层的缩径阻卡，再配合密闭取心技术，碱心收获率大于88．9％；机械钻速由原来的3．75～5．10m／h提高到7．62～9．60m／h，钻井周期由原来的58d下降到28d左右，钻井液成本大幅度下降。