陕224区块储气库水平井钻完井关键技术优化

针对前期长庆区域储气库采用四开大尺寸井眼水平井施工过程存在大井眼携砂困难、机械钻速低、轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌严重、塌漏矛盾突出、井下故障复杂时率高及固井质量要求高等难点,通过分析钻遇地层特性和工程难点,基于井壁稳定性、提高机械钻速方面开展井身结构优化、井眼轨迹控制、强抑制强封堵钻井液体系及固完井技术研究,形成了储气库水平井钻完井关键技术,包括：“导管+四开”小井眼井身结构、井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液体系及“筛管+尾管”半程固完井配套技术,并在陕224储气库区应用完井2口,平均钻井周期120.25 d,平均机械钻速5.24 m/h,井身质量合格率100%,较优化前完成井钻井周期缩短49.79%,机械钻速提高174.74%。该技术为长庆油田鄂尔多斯盆地储气库水平井高效、优质、快速钻井提供了技术支撑。     

伊朗AZADEGAN#H1水平井钻井液技术

Azadegan#H1井为伊朗石油勘探开发公司在该油田部署的第一口水平井,水平段长900 m,完钻井深为3 905 m,垂深为2 760 m,钻井周期为87 d.该井的钻井液施工难点为:从Aghajari地层到Savark地层均易发生漏失,其中Gachsaran地层出现完全漏失的可能性极大;Gachsaran地层存在高压盐水层;Pabdeh、Ilam和Lafan地层的大段泥质灰岩和泥页岩水敏性较强,井壁坍塌扩径严重;水平井段井眼清洁问题等.该井一开用PAC-HV膨润土钻井液,二开用KCl-聚合物钻井液,三开使用饱和盐水钻井液,四开使用KCl-聚合物钻井液,五开用盐水-聚合物钻井液,并通过使用相应的维护处理措施,顺利实现了安全、快速钻井要求.     

柴达木盆地第四系不成岩地层水平井钻井液技术

青海油田柴达木盆地涩北气田为第四系不成岩地层大型生物气田。该地层胶结疏松、成岩性差，地层岩性软，泥质含量高，易吸水膨胀，分散性强，严重影响井壁的稳定。钻井过程中易发生缩径、井漏及钻头泥包等复杂问题，且水平井段极易出现井壁坍塌、卡钻，起下钻抽吸等复杂情况。针对该地区地层特点，研究出了聚合物甲酸盐超低渗透钻井液。该体系主要利用聚合物的强包被性、甲酸盐的强抑制性稳定井壁，利用JYw一1在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵膜实现近零滤失钻井，达到安全钻井、防漏、堵漏和保护储气层的目的。现场应用结果表明，聚合物甲酸盐超低渗透钻井液具有强抑制性和封堵性能，较低固相含量和剪切稀释能力，提高了第四系不成岩地层钻井的速度，完全满足了水平井顺利钻井的要求；该体系能很好地提高井壁稳定性和岩心的渗透率恢复值，有利于保护储气层。     

金河1井有机盐氯化钾高密度钻井液技术

金河1井是位于准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜沙湾组断鼻构造上的一口探井.完钻井深为2 225 m.由于该构造地层压力系数高、地层倾角大、成岩性差、破碎严重,黏土矿物中蒙脱石含量最高达70%以上,钻进过程中频繁出现卡钻、垮塌、井漏等复杂事故.采用有机盐KCl钻井液,在高密度下兼顾钻井液抑制性、流变性、封堵防塌性,实现了钻井作业零事故.经现场应用表明,有机盐KCl高密度钻井液顺利钻穿金河1井高陡山前构造安集海河组700m厚地层,钻井作业中井壁稳定、井眼畅通;全井流变性能优良易控,钻进中扭矩平稳,砂样代表性好,钻屑基本呈原生片状且棱角分明,电测井径规则,钻井液封堵能力强,在完井液中不添加堵漏剂的情况下承压能力达到4MPa,电测一次成功率为100%,下套管固井一次成功,钻井周期仅为110d.     

保护低压油气藏的钻井液技术研究

分析了花土沟油田油藏地质特征、岩性及储层物性,依据储层敏感性评价结果,确定了保护低压油气藏的钻井完井液技术对策及配方,即无固相甲酸盐钻井完井液、无(微)粘土相强抑制性聚合物钻井完井液和微泡沫钻井完井液.现场应用表明,3种钻井液性能稳定,对地层泥页岩水化分散和吸水膨胀的抑制能力强,提高了钻井速度,保护油气层效果好,满足了钻井施工要求,减少了井眼缩径卡钻等复杂情况.用这3种钻井液钻井与在同等条件下用两性离子聚合物钻井液钻井的产油量(3.83 t/d)相比,其产油量平均增加了0.26～1.74 t/d,经济效益明显.     

埕岛油田埕北CB30A-1井钻井液技术

CB30A - 1井是胜利油田胜利五号钻井平台在 2 0 0 0年埕岛海域CB30井组基础上所钻探的一口定向井。完钻井深 430 3.88m ,钻探目的为开发CB30区域古生界、太古界潜山油藏。针对所钻地层上部造浆性强、井壁坍塌严重 ,下部易发生井喷、井漏的特点 ,介绍了该井不同井段钻井液的配方 :上部地层选用聚合物钻井液体系 ,下部地层选用无固相聚合醇钻井液体系 ,利用欠平衡钻井技术钻至42 2 0 .44m ,发生井漏 ,漏失速度为 48m3/h ,随后采用无封堵、保护储层钻井液顺利完钻。现场应用结果表明 :聚合物钻井液体系抑制能力强、携岩和井眼稳定等性能满足现场施工要求 ;无固相聚合醇钻井液体系具有较好抗高温、润滑、防塌性能 ,且性能稳定 ,在保护油气层等方面具有独特作用。同时 ,无封堵、保护储层钻井液为开发该区同类地层积累了丰富经验。     

盐227-4HF长裸眼长水平井钻井液技术

盐227-4HF井是胜利油田在济阳坳陷东营凹陷北部陡坡构造带盐227井砂砾岩体较高部位部署的一口非常规长裸眼长水平井,为低孔特低渗透储层。针对该井钻井液技术难点,二开和三开使用聚合物防塌钻井液和聚合物胶束封堵防塌钻井液;该组钻井液性能稳定,具有良好的综合性能,能满足钻井施工需要,可维护易坍塌地层的井壁稳定,应用于三开井径扩大率为3.11%,起下钻和电测、下套管作业顺利,电测一次成功率100%,提前37.75 d完钻,且安全高效钻进。     

塔里木盆地顺北区块超深井火成岩钻井液技术

针对塔里木盆地顺北区块火成岩地层钻进中存在的井壁失稳严重、恶性漏失风险高、长裸眼漏塌同存、摩阻高和掉块卡钻等钻井技术难点,开展了钻井液体系配方优化研究。根据包被抑制剂对钻井液性能的影响试验、不同降滤失剂作用效果试验、复合封堵剂屏蔽封堵试验和复合润滑剂配比和降摩阻试验结果,研制了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液。室内试验表明,火成岩岩样在该钻井液中的滚动回收率和线性膨胀率分别为96.07%和1.87%,钻井液能够抗5% NaCl和2% CaSO4污染。该钻井液在顺北1-3井火成岩地层钻进中进行了现场试验,其二叠系火成岩地层平均井径扩大率仅为12.88%,复杂时效比顺北1-1H井缩短了37.9 d;二叠系火成岩井段未发生漏失;辉绿岩地层平均井径扩大率比顺北1井降低了15.7百分点。室内研究与现场试验表明,强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液技术解决了顺北区块超深井火成岩钻井技术难点,可以在该区块进行推广。      

微乳液强抑制强封堵钻井液在SACHA区块的应用

厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段在钻井过程中经常出现钻头泥包、井壁坍塌、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,在分析原因的基础上,选择有利于环保的有机抑制剂SUPHIB、半透膜剂MS和隔离膜剂EX等材料,优选出微乳液强抑制强封堵钻井液配方,并通过室内试验评价了其性能,结果表明:该钻井液在100 ℃条件下热滚16 h后仍具有良好的基本性能;具有良好的抑制性能和封堵性能,对TENA层岩屑的回收率达到90%以上,膨胀率仅有1.32%,对高孔高渗储层岩心的封堵率达到99%。微乳液强抑制强封堵钻井液已经在厄瓜多尔SACHA区块的8口井进行了应用,均没有出现钻头泥包、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,且φ215.9 mm井段平均井径扩大率降至10%以下。这表明,微乳液强抑制强封堵钻井液能够有效解决厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段的一系列井下复杂问题。      

顺北蓬1井444.5 mm长裸眼井筒强化钻井液技术

针对顺北蓬1井二开444.5 mm长裸眼井段钻遇的三叠系泥岩地层易水化膨胀和井眼失稳,二叠系巨厚火成岩地层裂缝孔隙发育、易发生掉块垮塌和井漏等问题,研究了井筒强化钻井液技术。在分析三叠系地层井眼失稳机理及二叠系地层井漏原因的基础上,制定了防塌防漏技术对策,优选了抑制剂SMJA-1、防塌剂SMNA-1和封堵剂SMGF-1等关键处理剂,构建了强抑制强封堵钻井液体系。现场应用显示,二开钻进期间,钻井液性能稳定,泥岩钻屑棱角分明、完整度高;裸眼段井眼稳定,起下钻顺畅;钻井时间逾90 d,平均井径扩大率仅4.7%。应用效果表明,以强抑制强封堵钻井液及配套施工工艺为核心的井筒强化钻井液技术,能有效解决顺北蓬1井三叠系地层井眼失稳与二叠系地层井漏的问题,并可为后续顺北区块类似井的钻井提供借鉴。      

YD油田沥青层安全钻井技术

在YD油田钻穿沥青层的过程中,易出现沥青侵入导致的溢流、井涌等井下故障,极太影响了钻井安全,为此,开展了YD油田沥青层安全钻井技术研究.根据已钻井的沥青侵入特点、沥青所造成的井下故障及采取的主要技术措施,将钻遇沥青层的井分为4类.对YD油田钻遇沥青层时所采用技术及采取的技术措施进行了总结,并结合钻遇沥青层井的分类,提出应根据沥青侵入的特征及程度,采用相应的安全钻井技术并采取相应的技术措施.YD油田的钻井实践表明,针对不同类型的沥青侵入情况采用相应的钻井技术和技术措施,可以解决YD油田沥青层安全钻井的技术难点.      

玛湖油田玛18井区“工厂化”水平井钻井技术

玛湖油田玛18井区致密油气水平井钻井存在钻井速度低、钻井周期长的问题,为此,在分析该井区地层情况和钻井技术难点的基础上,进行了“工厂化”水平井钻井关键技术研究,包括成熟钻头序列优选、直井段采用“MWD+螺杆+PDC钻头”钻进、造斜段和水平段使用“旋转导向工具+PDC钻头”钻进、应用XZ高性能水基钻井液等,形成了玛18井区“工厂化”水平井钻井技术,多口井的现场应用结果表明,单井完井周期明显缩短。其中,MaHW6234和MaHW6235平台水平井单井完井周期缩短至86.0 d;MaHW6203井钻井周期缩短至78.8 d,完钻井深6 130.00 m,创玛湖油田水平井最深纪录。玛湖油田玛18井区“工厂化”水平井钻井技术为高效开发玛湖油田三叠系百口泉组致密油气藏提供了技术支持。      

长庆油田华H50-7井超长水平段钻井液技术

长庆油田陇东地区华H50-7井是一口超长水平段水平井,水平段长达 4?088.00?m,钻遇泥岩层和断层,钻进过程中降摩减阻困难、井眼清洁难度大、泥岩层防塌和断层防漏堵漏难度大。为此,优选了水基钻井液,并提高钻井液的润滑性和抑制性,以降低摩阻和防止泥岩层坍塌;针对不同漏失情况,制定了相应的防漏堵漏技术措施,以解决断层防漏堵漏问题。华H50-7井应用了优选的水基钻井液,采取了制定的防漏堵漏技术,钻井过程中钻井液的润滑性和抑制性稳定,与使用原水基钻井液的邻井相比,下放钻柱和套管时的摩阻降低显著,发生井漏后均成功堵漏,未出现井眼失稳问题。华H50-7井的顺利完钻表明,优选水基钻井液、采取针对性防漏堵漏技术措施,可以解决陇东地区超长水平段水平井钻进中托压严重、易井眼失稳、水平段地层造浆严重和水平段堵漏难度大的问题,这也为将来钻更长水平段水平井积累了经验。      

Y油田超厚沥青层安全钻进分强度控制技术

为解决Y油田超厚沥青层安全钻井技术难题,开展了沥青层分强度控制技术研究。通过高温高压砂床滤失试验、沥青乳化试验、堵漏试验和沥青硬化试验,优选了随钻堵漏浆配方、乳化剂最佳加量、化学堵漏浆配方、硬化剂。室内试验结果表明,随钻堵漏技术可以有效防止沥青侵入井筒;乳化剂RHJ-3加量达到沥青的20%时,能有效降低钻井液的黏度和切力,保持其性能稳定;优选的化学固结堵漏浆对渗透性地层具有良好的封堵效果;硬化剂YHJ-5可以将沥青的软化点提高75 ℃。随钻堵漏技术使F18井沥青层全烃值由87.98%降至23.40%,有效阻止了沥青侵入;乳化降黏技术使F02井沥青层钻井液漏斗黏度保持在62 s;化学堵漏技术使F19井地层承压能力提高0.2 g/cm3;沥青硬化技术在F17井应用后钻井液污染量降低19.5%;S03井采用"专封专打"井身结构和应用控压钻井技术安全钻穿了厚158.00 m的沥青层。超厚沥青层分强度处理技术能有效解决Y油田沥青层安全钻进的技术难题。      

高性能水基钻井液在洪69井的应用

为了解决洪浩尔舒特凹陷达林西构造钻井过程中存在的机械钻速慢、井壁失稳和储层损害等问题,研发出了一套含有胺基聚合物的低固相高性能水基钻井液,它具有良好的抑制性和封堵性,能在岩心端面形成良好的封堵层,渗透率恢复值大干85%.洪69井在使用该体系钻井的过程中,起下钻畅通,未发现井壁掉块现象,井径扩大率小于5%,电测一次成功,与邻井洪21井相比,洪69井的钻井液密度降低了0.1 g/cm3,机械钻速提高了1.6倍,钻井周期减少了18.4d,井径扩大率降低了58.14%.     

铝胺基钻井液在夏1031HF井的应用

为了解决非常规水平井夏 103-1HF 井三开所面临的井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、钻井液流变性控制和油气层保护等钻井液技术难点,通过室内试验对有机胺、铝基聚合物、物理封堵剂、降滤失剂、润滑剂和流型调节剂等进行了优选和复配,确定了铝胺基钻井液的配方。室内评价试验表明,铝胺基钻井液具有强抑制性、强封堵性、优良的润滑性和流变性及抗温性能,其所污染岩心的渗透率恢复率高达90%以上。现场应用表明,铝胺基钻井液流变性能稳定,动塑比保持在0.5左右,API滤失量控制在2.4 mL以内,高温高压滤失量控制在8.0 mL以内,泥饼粘附系数在0.1以内,较好地解决了该井所面临的钻井液技术难点,保证了该井安全顺利完成,且三开井径较规则,平均井径扩大率为2.0%。铝胺基钻井液在夏 103-1HF 井的成功应用表明,该钻井液可以推广应用到该工区其他非常规大斜度井和水平井中。      

辽河油田无固相强抑制水基钻井液技术

为解决辽河油田低渗透储层保护难度大、钻井故障发生概率高等问题,以卤水为分散相,通过优选核心处理剂,形成了无固相强抑制水基钻井液。室内性能评价表明:该钻井液能抗高温180℃和25%钻屑;抑制性能好,岩屑滚动回收率达98.7%;对储层伤害小,岩心渗透率恢复率大于90%;能封堵0.1~0.3 mm裂缝,具有较高的承压能力和抗返排能力。该钻井液在辽河油田在坨62井三开低渗透储层钻进过程中进行了现场试验,该井三开井段井径规则,未发生井下故障;与邻井相比,机械钻速和产油量高,表皮系数低。这表明,无固相强抑制水基钻井液能满足辽河油田低渗透储层安全钻进和储层保护的要求,具有推广应用价值。      

新疆玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术

准噶尔盆地玛湖致密砂砾岩油田是新疆油田提产的重点区域,为了满足该油田勘探开发的需求,提高钻井速度,缩短钻井周期,通过优化井身结构,优化井眼轨道设计,优选钻井液和个性化PDC钻头,采用韧性水泥浆、漂浮下套管固井技术、“螺杆钻具+PDC钻头”复合钻井技术及旋转导向钻井技术等一系列钻井提速技术,形成了玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术。2018年,该油田玛131 区块完钻8口砂砾岩致密油井水平井,平均完钻井深 4?921.75?m,平均水平段长度 1?576.00?m,平均钻井周期 46.50?d,平均机械钻速 11.19?m/h,其中MaHW1247井完钻井深达5 040.00 m,钻井周期只有42 d,创造了玛湖油田完钻井深5 000.00 m以上水平井钻井周期最短纪录。现场应用表明,玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术能够提高机械钻速,缩短钻井周期,为玛湖油田的高效勘探开发提供技术支持。      

抗高温无固相储层保护钻井液体系

针对渤中19-6油田深层裂缝性储层环境温度高、漏失风险大等难题,利用抗高温流型调节剂、抗高温护胶剂、聚胺抑制剂及甲酸钾加重剂等材料,构建了一套抗高温无固相储层保护钻井液体系。室内评价结果表明,自制的关键处理剂抗高温护胶剂、抗高温流型调节剂的抗温能力均达到200 ℃,且具有自动破胶性能;老化后的滤液与煤油的界面张力为2.61 mN/m,表现出良好的抑制性,油藏条件下渗透率恢复值达90%以上,储层保护效果良好。该体系在渤中19-6油田成功应用8口预探井,其中渤中19-6-7井钻进垂深5 508 m,井底温度达190 ℃。该体系可用于太古界高温深井的勘探开发。     

抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液研究及现场试验

针对现有无固相钻井液抗温能力弱、无法满足高温水平井钻井需要的问题,以两性离子型疏水缔合聚合物PL-5为主剂配制了抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液。对该钻井液的流变性、滤失性、悬浮稳定性、抑制性和储层保护性能进行了室内试验评价,并应用原子力显微镜（AFM）和环境扫描电镜（ESEM）对构建该钻井液液相的聚合物的微观结构进行了观测。室内试验结果表明:该钻井液在160℃下老化后,仍可保持良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性;上部地层钻屑的一次滚动回收率达60.1%,下部地层钻屑的一次滚动回收率达87.2%,抑制泥页岩水化分散效果显著;油层岩心的渗透率恢复率可达82.0%以上。抗高温疏水缔合聚合物无固相钻井液在DF1-1气田3口井的水平段钻井中进行了现场试验,结果表明,该钻井液不仅具有良好的流变性、滤失性和悬浮稳定性,而且具有良好的储层保护效果,提速效果显著,能够满足高温水平井钻井需要。