复合盐钻井液技术在莫116井区的应用

莫116井区吐谷鲁群组中上部泥岩易水化,膏质泥岩易蠕变缩径,井壁稳定周期短;吐谷鲁群组地层底部硬脆性泥岩、西山窑组硬脆性泥岩及多套间断煤层易剥落、垮塌;吐谷鲁群组及三工河组砂岩层渗透性较好,易形成虚厚泥饼而引起压差卡钻。针对以上钻井液技术难点,优选出了适合莫116井区优化井身结构井(为降低开发费用,大部分井改为二开井身结构)的复合盐钻井液,并在体系中引入了大分子抗盐包被剂、玻璃小球和抗高温防塌降滤失剂GRL-1。现场应用表明,该钻井液具有较强抑制性、较好的封堵防塌、润滑作用及抗污染能力,解决了该井区长裸眼井段井壁稳定问题,已完成的16口井无复杂事故,发生钻井周期比设计提前26.21%。     

复合封堵防塌钻井液体系在董12井的应用

准中4区块地质构造复杂,施工中水敏性垮塌、煤层垮塌、硬脆性垮塌及应力性垮塌严重,井壁稳定性差。通过优选胺基硅醇和双膜承压剂,研发了复合封堵防塌钻井液体系。评价实验表明,该体系抑制性好,封堵性强,黏土容量限高。复合封堵防塌钻井液体系在董12井进行了现场应用,施工中井壁稳定,起下钻顺利,达到了优快钻井的效果。     

巴喀地区防塌钻井液技术的研究与试验

通过开展X-射线衍射分析以及滚动回收率和膨胀率实验,分析了巴喀地区地层黏土矿物理化性能变化规律。针对巴喀地层岩性特点和钻井液使用技术难点,结合现用的几种钻井液体系(分别为聚磺钻井液、聚醚多元醇钻井液和胺基聚醇钻井液),主要开展了常规性能、抑制性能和封堵防塌能力的评价,并采用最佳配方钻井液在柯21-平1井进行了现场试验。实验结果表明,煤层黏土矿物含量较高,且以伊/蒙混层为主,要求钻井液在煤层井段应具备强抑制性,下部应具备封堵防塌能力。优选出抑制性和封堵防塌能力均最好的胺基聚醇钻井液体系配方为(4%~5%)膨润土+0.5%胺基聚醇AP-1+0.5%铝基聚合物防塌剂DLP-1+(0.8%~1%)水解聚丙烯腈钠盐NaHPAN+0.5%NaOH+(0.3%~0.5%)羧甲基纤维素CMC+(3%~4%)阳离子乳化沥青+3%磺甲基酚醛树脂SMP-1+(3%~5%)磺甲基酚醛树脂SMP-2+3%褐煤树脂SPNH+2%无侵入保护剂BST-2+3%磺化单宁SMT+(2%-4%)磺化腐殖酸铬PSC,其API滤失量4.2mL,高温高压滤失量为12mL,能有效抑制泥岩水化膨胀,具有良好的封堵防塌能力。柯21-平1井的现场试验结果表明,煤层段钻井过程中未发生井下复杂事故,成功钻穿多套煤层及含煤地层,同时,还确保了定向钻井时的井壁稳定,使钻井周期明显缩短,且钻井液性能易于维护,操作简单,满足了煤层井段安全钻井的要求。图2表6参3     

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。      

苏里格气田苏59区块二开结构水平井钻井液技术

针对苏59区块二开结构水平井钻井施工中出现石盒子组盒8以及山西组山1泥页岩地层易垮塌、井底温度高及裸眼段浸泡时间长井壁稳定性问题突出等技术难题,通过使用交联剂（WXCD-2）,配合杀菌剂（CJSJ-3）,将钻井液抗温能力逐步提升到130℃,解决了该区块钻井液体系抗温能力不足,高温增稠的问题;引入封堵防塌剂（FT-401）,提高了钻井液体系对地层微裂缝的封堵能力,满足了深水平井井壁防塌要求。2023年该区块施工11口二开结构水平井钻遇泥岩井壁稳定,起下钻及下完井管串顺利。     

沙12井钻井液技术及复杂情况处理

沙12井是位于准噶尔盆地中拐凸起东斜坡的一口重点探井,设计井深5 450 m。该井地质构造复杂,钻遇地层多。上部地层存在大段水敏性泥岩,易造成起下钻阻卡;侏罗系发育超压,应力性垮塌及硬脆性垮塌严重;三叠系及二叠系断层发育,地层破碎,施工中易垮塌。通过使用胺基成膜防塌钻井液体系,配合相应的现场维护处理工艺和井壁稳定措施,满足了工程施工的要求。     

低含量KCl钻井液在苏里格气田的应用

苏里格气田石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,井塌划眼、卡钻、填眼侧钻等复杂情况频繁发生。针对苏里格气田的地层岩性特点,开展了低含量KCl钻井液研究,通过保持聚磺钻井液中0.8%~1.0%的KCl含量,提高体系的抑制防塌性能。2口井的现场应用表明,该体系抑制性强,砂样清晰,无垮塌现象,起下钻通井无阻卡;封堵造壁和流变性能良好,滤饼光滑致密,性能稳定,钻井液无排放,较好地满足了井下施工需要,为安全高效开发苏里格气田积累了经验。     

塔河侧钻水平井硬脆性泥页岩井壁失稳研究及对策

考虑到避水与垂深的限制,将塔河侧钻水平井的造斜点设置在石炭系巴楚组或桑塔木组。此外,造
斜段在泥岩段钻进井段较长,钻井液的浸泡作用使井壁极易掉块坍塌,卡钻等复杂情况经常发生。通过黏土矿物、
理化特性、ＣＴ扫描等手段分析了易失稳泥岩的组构特征,易失稳地层属硬脆性泥岩,微裂隙发育。高温高压浸泡
岩心,进行ＣＴ扫描观察微裂隙扩展,并测试其抗压强度评价钻井液的抑制封堵性。采用多元协同的钻井液防塌机
理,兼顾物理化学封堵、抑制泥页岩表面水化、井壁固结以及合理的钻井液密度,开发了可以有效应对硬脆性泥页
岩剥落掉块的强抑制强封堵钻井液。经过ＴＫ２２７ＣＨ井的现场试验,取得良好的应用效果,垮塌掉块明显减少,井
径规则,保证了侧钻水平井在复杂泥岩段的安全施工。     

塔河南岸跃满区块三叠系防塌钻井液研究与应用

针对塔河南岸跃满区块三叠系井段井壁垮塌严重的问题,对井壁失稳机理及防塌钻井液体系研究。三叠系地层岩性为泥岩和砂泥岩,黏土矿物含量为28.6%,黏土矿物中伊蒙混层含量45%,岩石吸水后抗压强度下降,现场钻井液密度低于井壁坍塌压力当量密度,这些是井壁坍塌的主要内因。现场钻井液滤失量大、泥饼厚而韧性差,岩屑滚动回收率和线性防膨率低,封堵性差,固相颗粒粒径分布不合理,这些是井壁坍塌的主要外因。通过优选降滤失剂、复合防塌抑制剂,引入防塌封堵剂FTDA等研究出防塌钻井液体系。该体系API滤失量和高温高压滤失量低,泥饼薄而且韧性好;岩屑滚动回收率比现用体系提高15.7%,对砂盘的封堵性提高50%以上。现场应用时钻井液流变性稳定,滤失量低,无卡钻、无掉块现象,平均井径扩大率为10.35%,比该区块平均井径扩大率下降50.24%。该体系的应用为跃满区块三叠系井壁稳定提供一种新的技术思路。      

苏里格气田53区块长水平段钻井液防塌技术

苏53区块储层应力变化大,在长水平段钻遇大段硬脆性泥岩,易发生剥蚀、掉块现象,在已钻井中出现多井次划眼、填井侧钻复杂情况.为解决防塌问题,用FA-367替换了PAC-HV并调整了聚合物用量,提高了体系抗剪切性及φ3值,采用憎了水颗粒+刚性颗粒+塑性颗粒的封堵配方,即1％乳化沥青+2％超细碳酸钙+1％FTFD-1,优选出了流变性具有紊流喷射、层流上返、低流速梯度下高黏度、高切力等特点且封堵防塌性能好的钻井液,有利于快速钻进和井壁稳定.在该区块采用改进的钻井液技术后,划眼比例同比降低了50％,在钻遇泥岩夹层时,较少出现因钻井液原因造成的起下钻异常、大段划眼等井下复杂情况.     

微纳米井壁强化技术在长宁“大坝东”区域的应用

长宁公司“大坝东”区域受构造作用、岩性组分等因素影响,龙马溪组微裂缝发育,原生孔径主要分布在0.05～2 μm之间,地层稳定性差,钻进过程阻卡严重,单纯通过上提钻井液密度,未能有效控制井眼垮塌,且钻井现场的封堵类添加剂属于微米级,缺乏纳米级封堵添加剂,不能有效封堵纳米级孔缝,同时不利于形成渗透率更低的封堵层,阻缓井筒压力向地层传递。引入纳米级石墨烯封堵剂,补全钻井液微观固相级配,配合地质力学建模,确定合理的密度,匹配性能调控工艺,形成微纳米井壁强化技术。在宁209H69平台现场应用过程中,钻井液性能稳定,全井段无事故复杂,平均井眼扩大率不大于8%,井径规则,有效地预防了井眼垮塌。      

硅酸盐钻井液降低易失稳地层钻井液密度可行性分析

珠江口盆地古近系地层在钻井过程中,多口井出现坍塌、卡钻、起下钻遇阻等井壁失稳问题,现场通过增加钻井密度解决垮塌问题,但又出现压差卡钻、钻井时效低的问题。从黏土矿物含量分析、扫描电镜、滚动回收率及膨胀性实验入手,分析珠江口盆地古近系地层井壁失稳原因。古近系地层为微裂缝发育,在钻井过程中井壁周围应力发生变化及钻井液侵入,引起井壁坍塌,继而出现卡钻、起下钻遇阻等问题。为了解决以上问题,结合硅酸盐钻井液抑制性强、封堵性好、可增强岩石强度的特点,降低地层坍塌压力。对硅酸盐水基防塌钻井液进行优化及性能评价,结果表明,其性能参数满足钻井要求,具有提高岩石内聚力、抗压能力的特点,同时与古近系已用PLUS-KCl钻井液、油基钻井液相比,优化的硅酸盐水基防塌钻井液浸泡后岩石具有抗压强度高、内聚力高等特点,其内聚力高达11.7 MPa,是PLUS-KCl钻井液的1.9倍,是油基钻井液的1.5倍,可见在保证井壁稳定的前提下,用硅酸盐钻井液降低地层坍塌压力是可行的。      

大庆油田页岩油水平井钻井液技术

为了解决大庆油田齐家-古龙区块页岩油水平井井壁失稳的问题,对古龙区块地质特征、施工难点和失稳机理进行总结分析。针对施工中遇到的井壁稳定、钻井液流变性控制、井眼净化等油基钻井液技术难题,提出相应的技术对策。优选SFD-1、无荧光防塌剂BY和Soltex等关键封堵处理剂,并对目前使用的油包水钻井液配方进行优化和室内评价。实验结果表明,优化后的钻井液具有良好的性能,高温高压滤失量小于3 mL,抗岩屑侵可达30%。该钻井液技术在大庆油田古龙区块**2HC井进行现场试验,施工顺利,井下无复杂事故发生,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大庆油田页岩油勘探开发中具有应用前景。      

页岩气油基钻井液体系性能评估及对策

油基钻井液已成为开发页岩气水平井的关键技术之一,具有稳定井壁和保持井眼清洁的功能。通过评价中石油川渝地区油基钻井液体系的流变性、封堵性、固相含量和稳定性等性能,并结合这些井的井下复杂情况原因分析,得出封堵性是保持井壁稳定的关键,提高钻井液φ₆值和排量可以改善井眼清洁,有害低密度固相含量的增加是导致钻井液性能恶化的主要原因。针对井壁失稳、井眼清洁和性能维护等问题,建立了纳-微米封堵评价方法,确定了有害低密度固相含量计算方法,并形成了页岩气油基钻井液技术规范,有望为页岩气水平井的开发提供技术支持。      

强封堵钻井液体系在河南页岩气钻井中的研究和应用

河南中牟和温县页岩气区块在直井钻井过程中频繁出现坍塌掉块、井径扩大等井下复杂,通过对储层地质特征以及老井钻井液体系测试分析,造成此现象的主要原因为钻井液封堵性不足。因此基于抑制水化、加强封堵两方面开展钻井液研究,优选封堵剂HSM、HGW和抑制剂HAS,形成一套强封堵、强抑制钻井液体系,并对体系性能进行了测试。室内测试结果表明,该钻井液体系性能优良,100℃老化72 h仍具备较好的流变性;对泥页岩钻屑热滚回收率高达98.5%,10 h线性膨胀率仅为2.34%;封堵性能好,6 h API和HTHP滤失量分别为7.8 mL和9 mL;还具备较强的抗污染能力。现场应用后基本未发生坍塌掉块、井壁失稳现象,井径扩大率从21%降至6%,说明该钻井液体系能够满足该区块的钻井工程需要。      

适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系

针对威远地区页岩气井W-X1井长水平段钻进时存在井壁失稳、漏失以及摩阻较大等问题,以多氨基页岩抑制剂HCA-3、复合封堵剂和高效润滑剂RMLUB-1为主要处理剂,研制了一套适合该区块页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该钻井液体系具有良好的流变性能、较低的滤失量以及较好的润滑性能,能够满足页岩储层水平井钻井施工对钻井液性能的基本要求;该钻井液体系与其他水基钻井液相比,其能够更好地降低页岩岩样的Zeta电位值,具有更强的抑制能力;该钻井液体系的高温高压PPA滤失量和滤失速率均与油基钻井液相当,并且能够较好地阻缓压力传递,具有较强的封堵能力;此外,该钻井液体系还具有较强的抗污染能力,加入不同的盐、钻屑粉和膨润土后,体系性能变化不大。强抑制防塌水基钻井液体系在威远地区W-X1井三开水平段成功进行了应用,现场各分段钻井液性能稳定,施工过程顺利,未出现井壁失稳、起下钻遇阻等复杂井下情况,井眼稳定,且提高了钻井效率,取得了良好的施工效果。      

无黏土水基钻井液在长庆油田米 38 区块水平井的应用

陕北神木气田米38区块致密砂岩气藏主要以水平井方式开发,由于储层段含有大段泥页岩,前期使用的钻井液体系固相含量高,在钻进过程中托压严重、摩阻大,常发生井壁失稳、下钻遇阻等情况。针对米38区块储层特征,优选了关键处理剂,形成了无黏土低固相水基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液具有良好的封堵性和抑制性,高温高压砂床(150℃、3.5 MPa)侵入深度为7.2 cm,16 h的页岩膨胀高度仅为0.76 mm。现场应用表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性和封堵能力,较好地满足长庆油田米38区块水平段易坍塌地层的钻进需要。已施工的3口水平井钻进过程中摩阻小、无明显托压,起下钻顺畅,未出现任何井下复杂情况,钻井周期较设计周期平均缩短10.85 d,下套管一次到位。与邻井相比,单井产气量显著提高,有效提升了神木气田的开发效果。     

缅甸D区块高陡高压地层封堵防塌钻井液技术

缅甸D区块地层属高陡高压地层、断层多,地层水敏性强且裂缝发育,钻井过程中多井发生井壁坍塌,其中,P-1-1井最具代表性,该井由于井塌造成的卡钻高达32次,井径扩大率达100%。使用常规的KCl聚合物钻井液体系及套管封隔技术等均不能解决井塌难题。为此,通过室内实验研究,优选出以微米级乳化沥青为防塌剂、以KCl和聚合醇为主抑制剂、以聚阴离子纤维素为降滤失剂、以磺化聚合物为高温稳定剂的微米乳液防塌钻井液体系。该体系与优化前的钻井液相比,页岩膨胀率降低15%,页岩回收率提高50%。结合提高钻井液密度,优化钻井液流变性能,降低钻井液API滤失量等配套技术措施,在D区块现场应用取得了较好的防塌效果,易塌井段井径扩大率由100%降低到20%,钻井时效提高了35%,钻井成本降低20%。该套钻井液技术解决了缅甸D区块高陡构造、高压地层井壁坍塌问题。      

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。      

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。