库车山前盐水溢流衍生沉砂卡钻机理分析与预防对策

塔里木山前构造古近系发育复合盐膏层,盐间发育高压盐水层,压力系统复杂。为解决盐水溢流压井后发生的沉砂卡钻难题,通过室内实验评价了水基和油基钻井液抗盐水污染能力,建立了基于赫巴流体的环空固相沉降模型,分析不同因素对环空固相沉降的影响规律,并开展现场实例分析,制定了预防盐水溢流衍生沉砂卡钻技术对策。研究结果表明：水基钻井液被盐水污染后固相絮凝,几乎丧失悬浮能力,导致固相在环空沉降堆积引发沉砂卡钻;固相颗粒沉降速度、环空堆积高度和关井时间随固相粒径增大而快速增加;采用油基钻井液、储备井筒容积1～1.5倍以上的重浆、安装旋转控制头、上提活动钻具至安全井段、司钻法快速排出溢流等措施可预防盐水溢流衍生沉砂卡钻的发生。研究结果可为山前盐下油气资源的安全经济高效开发提供技术支撑。     

塔里木油田库车山前超高压盐水层精细控压钻井技术

塔里木油田库车山前巨厚盐膏层普遍发育超高压盐水,且盐膏层中夹杂破裂压力低的泥岩层,导致安全钻井密度窗口窄, 易发生井涌、井漏、井塌和卡钻等井下故障。通过精细描述钻井液循环系统流量变化特征,定量化钻井液出入口流量差与溢流量、漏失量及高密度钻井液弹性变形量间的相互关系,可以实时快速判断溢流和漏失,计算求取地层压力,并将自动控压排水与控压压回相结合,精确控制地层与井底的压力差,有效控制合适的盐水返出量,大幅降低溢流、井漏等井下风险,形成了超高压盐水层微流量精细控压钻井技术。该技术在克深A井和克深B井进行了现场试验,均安全快速钻穿超高压盐水层,大幅提高了机械钻速,缩短了钻井周期,降低了钻井成本。研究与应用表明,超高压盐水层微流量精细控压钻井技术可快速发现溢流和漏失,精确控制地层盐水返出或者钻井液漏入地层,实现可控微溢流或漏失,大幅减少了盐水排放时间,确保了井眼稳定,实现了安全快速钻穿超高压盐水层的目的,为超深井复杂地层高效钻进提供了新的技术手段。      

土库曼斯坦尤拉屯气田15、16井盐膏层钻井液技术

土库曼斯坦尤拉屯地区15、16气探井盐膏层属上侏罗系克里米得氏组,埋深约为3 400～4 000 m,地层温度、压力都很高,且含高压盐水,天然气和H2S,钻井风险极大.研究应用了高密度(2.40 g/cm3)KC1/饱和盐水聚磺钻井液,该钻井液克服了高压盐水侵、天然气气侵溢流以及盐膏层蠕动而引起的多次井下复杂情况,如多次发生井漏失返、溢流、阻卡等,充分满足了该盐膏层井段地层特性和安全钻井对钻井液技术的要求;同时对尤拉屯气田盐膏层地质特性有了更进一步的认识,为顺利完成土库曼斯坦钻井项目提供了关键技术.     

伊朗Y油田F地层防卡技术

为解决伊朗Y油田在钻进F地层时卡钻事故频发的问题,分析了F地层的地质特征、压力特征和卡钻特征,分析认为,由于F地层裸眼井段存在不同的压力层系,钻井液液柱压力与地层压力之间存在高压差,从而造成了卡钻。根据钻柱与井壁的摩擦力计算公式,提出了防卡技术措施:采用无渗透钻井液封堵近井地层,将钻井液液柱压力与低压地层隔开,阻断压差传递;优化钻井液性能,改善泥饼质量,降低钻柱与井壁的摩阻系数;简化钻具组合,减少钻具组合与井壁的接触面积;分段封堵、控制井眼轨迹和缩短钻具在井内静止时间等配套技术措施。伊朗Y油田的13口井采取该防卡技术措施后,在钻进F地层时没有出现卡钻事故。这表明,采取所提出的防卡技术措施能解决F地层的压差卡钻问题。      

琼库恰克构造分层段钻井液技术

塔西南凹陷琼库恰克构造上部地层严重阻卡，下部地层钻遇高压盐水层、盐膏层和二迭系“红层”，钻井过程中卡、塌、喷、漏等复杂情况频繁发生。本文分析了地层特性与引起钻井复杂情况的原因，根据试验研究和钻井实践提出了分层段的钻井液技术，经过现场验证，证明该技术是成功的。     

柴达木盆地高压盐水层钻中技术探讨

柴达木盆地普遍存在钻遇高压盐水层问题。尤其是近年来，勘探在向新、难、高等领域不断深入的同时，如在东部、北缘等地区都因钻遇高压盐水层后存在一系列问题。轻者使钻井成本居高不下，重则导致钻井工程的失败。本文由该地区钻遇高压盐水层的井况入手，着重分析了高压盐水层钻进中存在的诸多问题。强调做地层承压试验的方法及重要性，其目的是了解地层的压力分布规律。另外，涉及到对高压盐水层的诊断、处理、钻井注意事项以及挤水泥堵水作业的施工工艺。建议对高压盐水层钻井技术开展专门的课题研究。     

库车山前超深超高压盐水层安全钻井技术探索

库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂,层间超高压盐水普遍发育,纵横向规律性差,地层压力变化大,预测难度高。盐膏层钻井过程中超高压盐水侵入井筒后,钻井液性能恶化,导致喷、漏、卡等复杂事故频发,严重影响安全快速钻井。结合超高压盐水层钻井特征,通过分析超高压盐水赋存的圈闭特点及实钻情况,在钻井液的盐水污染容量限实验模拟和评价的基础上,开展了超高压盐水层控压排水技术的探索与实践,形成了控压排水配套新技术,通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段,让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中,单次放水量不超过环空钻井液量的10%,多次放出盐水,降低高压盐水层的地层压力系数。解决了库车山前超深超高压盐水层安全钻井难题。现场试验表明,采取合理的控压排水方法能够降低盐水层的压力,在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点,有利于井控安全的井筒状态。      

大古2井超深复杂井钻井液技术

大古2井为大涝坝构造山前构造的一口重点探井,完钻井深为6 702 m。该井二开(φ311.2 mm)裸眼井段长(2 500～5 300 m),钻遇多套高压盐水层和石膏层;三开(φ215.9 mm,5 300～6 552.53 m)存在多套压力体系,地层渗透性强,高密度条件下压差卡钻的风险大。现场采用阳离子乳液聚合物钻井液,并根据不同井下复杂情况加强钻井液性能维护处理,解决了遇阻卡钻和地层出盐水等复杂问题;通过添加超低渗透处理剂和屏蔽暂堵剂,强化对地层的封堵,解决了三开施工中出现的压差卡钻风险,保证了现场安全施工。     

土库曼斯坦超高压巨厚盐膏层和恶性漏失性产层钻井技术

土库曼斯坦阿姆河右岸气田Ｈｏｊｇ－２１井在巨厚盐膏层内钻遇超高压盐水透镜体,出现大产量高压盐水溢流,压井过程中多次发生井漏;在储层钻进中,钻遇垂直裂缝发育、密度窗口极窄、井漏和出气同层的地层而险象环生。阿姆河公司结合实际情况,应用成熟的盐膏层钻井、随钻堵漏、桥浆堵漏、凝胶堵漏和水泥堵漏等工艺技术,安全顺利完成了钻井任务。该井的成功钻探,完善了阿姆河右岸探区内的安全钻井技术,是阿姆河公司在超高压钻井技术领域取得的重大突破,在超高压巨厚盐膏层及恶性漏失性产层中实现安全钻井积累了宝贵的经验。     

天山南库车凹陷复杂构造带钻井液技术

天山南库车凹陷复杂构造带上部吉迪克组地层高压盐水层极为发育、富含石膏,存在膏泥岩、膏盐层污染钻井液和缩径阻卡、高密度钻井液流变性控制困难、高压差卡钻、高密度下井漏、高温稳定性等系列难题,因此选用了钾基聚合物(聚磺、欠饱和盐水聚磺)钻井液.由于现场采用针对性的密度、流变性、膨润土含量和Cl-控制技术以及防止膏泥岩缩径阻卡、石膏侵预防和处理措施、润滑防卡控制技术,有效解决了大井眼携岩洗井、地层缩径阻卡、高密度钻井液流变性控制等技术难题,取得良好防塌抑制、抗污染效果,井径质量优质.现场应用表明,钾基聚合物(聚磺、聚磺欠饱和盐水)钻井液性能稳定,抗污染性强,多口井成功穿越了高压盐水层、高含石膏层、盐岩层和膏盐层;钻井液防塌抑制性强,井径规则;钻井液润滑防卡效果好,短程起下钻一次到底率为100%.在目的层采用乳化石蜡封堵、超低渗透成膜低伤害钻井液油气层保护技术,发现了良好的油气显示层.     

阿姆河右岸EHojg-21D钻井工艺技术探索

东霍贾古尔卢克气田EHojg-21D井是阿姆河右岸合同区块的第一口定向探井,该气田地层复杂,上部地层以泥岩为主,易垮塌造成卡钻事故;中部基末利阶盐膏层是高压盐水风险极高地层,地层压力系数达2.30;下部目的层碳酸盐岩存在裂缝和溶洞,钻井作业中可能发生井漏或井喷。该井面临着高钻井液密度条件下盐膏层内定向轨迹稳斜控制难、定向钻遇高压盐水的处理、储层井漏的堵漏压井、井漏与产气同层的井控控制等技术难题。通过EHojg-21D定向探井钻井工艺技术的现场实施,探索解决这些技术难题,为今后地质勘探和钻井工程实施钻定向探井提供参考。     

华北油田压差卡钻因素分析与预防对策探讨

影响压差卡钻的因素有:钻井液液柱压力与地层孔隙压力的差;渗透性地层表面形成的泥饼及其摩阻系数;钻具与井壁的接触面积;钻具在井下的静止时间等。本文通过对华北油田1986～1995年间134口压差卡钻井统计分析,从宏观上找出了导致华北油田压差卡钻的主要因素,并力求给出定量的数据,提出了华北油田预防压差卡钻的具体措施。     

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。      

土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

在土库曼斯坦阿姆河右岸B区钻井史上,由于存在高压浅层次生气层、高压盐水层、高压高产气藏以及巨厚盐膏层的复杂地层,因而井喷、卡钻、高压盐水结晶导致井筒报废等事故频发,钻井成功率仅为64%,钻井安全风险极高,部分气田已禁止钻井施工。为此,针对性地开展了如下安全钻井技术试验与应用:(1)针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使进入井筒油气的量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性,同时在浅层气井区外围采用了钻大斜度井定向井强采方案;(2)针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和—饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全。相关配套技术已推广应用近百口井,钻井成功率达100%,井喷发生率为零,解放了"钻井禁区",较好地解决了该区域高风险天然气井安全钻井难题。     

盐水聚合物钻井液在涩北气田的应用

依据台南气田的地层特点和钻井提速、安全钻井的要求，采用具有较强抑制泥岩水化膨胀能力、良好的清洁井眼能力，抗盐性能强的盐水聚合物钻井液，较好地解决该气田钻井中易漏、易缩径、粘土矿物造浆、盐侵增稠造成起下钻遇阻卡、压差卡钻的复杂事故发生，提高电测成功率。     

非黏结柔性立管骨架层摩擦损失研究

随着海洋油气资源不断开发,非黏结柔性立管的应用也越来越广泛。当水面上吊装柔性立管的船舶发生不规则运动时,连接在船舶下部的柔性立管会承受变化的轴向载荷。骨架层作为非黏结柔性立管最内层结构,由于其几何形状的特殊性,在外载荷作用下相邻表面会出现接触从而引起摩擦。鉴于此,针对骨架层螺旋带结构建立相应的骨架层力学计算模型,对骨架层施加变化的轴向力,借助ABAQUS有限元软件分析骨架层在变化轴向力作用下应力应变和不同情况下的摩擦损失。当摩擦因数在0.15~0.20区间内时,摩擦力做功最大;当摩擦因数大于0.25时,摩擦力做功随着摩擦因数的增加逐渐减小;对骨架层施加径向外压在5 MPa以内时,其外部压力变化对摩擦力做功没有太大影响;摩擦损失因子随着摩擦因数增大而逐渐增大,当摩擦因数大于0.20时,摩擦因数的变化对摩擦损失因子改变影响较小。研究结果可为骨架层端部失效及工程设计制造时的强度计算提供依据。     

土库曼斯坦加尔金内什气田复杂井钻井液技术

针对土库曼加尔金内什气田不同复杂特点,选用两性离子聚合物和聚磺钻井液体系,解决了444. 5mm大井眼3 000 m长裸眼泥页岩地层造浆、钻头泥包、井壁垮塌和起下钻阻卡等技术难题;抗150℃高温高密度(2. 10～2. 45 g/cm3)饱和盐水聚磺钻井液体系,解决了450～700 m巨厚盐膏层蠕变缩径和盐水侵技术难题;抗高温(170℃～180℃)强封堵防塌钻井液体系及堵漏技术,解决了"三高"碳酸岩生物礁目的层易垮塌、安全窗口窄、孔洞裂缝发育、漏喷同层等技术难题。施工期间配合甲方成功处理由于钻具老化、钻遇异常高压×264井、110井三开高压盐水溢流、井漏,×262井四开溢流关井断钻具打捞等井下复杂事故。目前5口技术服务井中2口井已成功完钻。     

东海某井压差卡钻原因分析及处理措施

东海油气田高压低渗特点突出,钻井液密度过低不利于井控安全,而钻井液密度过高又会导致较高的压差,诱发压差卡钻、卡电缆等工程事故。此文从井身结构、地层压力、钻井液密度、井眼轨迹等方面探究东海某井φ215.9 mm井段压差卡钻发生的原因,简述解卡处理过程,进而针对高压低渗地层的钻井施工以及压差卡钻的预防和处理提出合理化建议,可以为东海同类地层的钻井施工以及有效避免和解除压差卡钻提供参考。     

“XN—1”型压差卡钻趋势测定仪的研制

依据压差粘附卡钻原理研制出了压差卡钻趋势测定仪。该仪器通过直接测定不同井深处取样钻井液的扭矩值,计算出泥饼摩擦系数,并由摩擦系数值的变化来评价钻井液压差粘附卡钻的潜在趋势。该仪器能够模拟温度、压差对泥饼形成的影响,具有测量精度（重复性）高、灵敏度高、体积小、便于现场使用的优点。利用该仪器取得的实验数据,可做出扭矩－时间特性曲线、卡钻趋势－考察因素特性曲线和摩擦系数－井深关系曲线。介绍了该仪器与传统的泥饼摩擦系数测定仪对高密度盐水钻井液体系润滑性的评价比较结果。     

塔里木山前构造复杂地质条件下的钻井液技术在大古一井的应用

塔里木盆地山前构造带是国内钻探难度较大,难题较集中的地区之一。该地区地质条件极为复杂,上部为高陡地层,下部为多套高压盐水层、复合盐层、漏失层、坍塌层及高压气层,地层压力系数高。由于地应力大,裂缝发育,采用高密度钻井液钻遇盐岩、盐膏层、易塌页岩、大倾角易破碎地层时,极易发生井漏和井下出盐水,造成漏、塌、斜、涌、卡钻等复杂情况,严重时解卡无效只能被迫采用侧钻,严重制约了钻井生产速度的提高。介绍了天山南构造带超深井大古一井钻井过程中,针对多套高压盐水层,采用乳化石蜡封堵防塌、非渗透成膜钻井液提高地层承压能力、膨胀型堵漏三道新工艺技术,成功地解决了井塌、井漏、钻井液污染等复杂问题,使山前构造带超深井钻井液技术迈上了一个新台阶。