超深井侧钻段泥岩井壁失稳分析

为了解决西部超深硬脆性泥岩地层侧钻过程中井壁易垮塌的难题,从矿物特征及钻井液作用下地层强度的变化规律出发,确定了井壁失稳原因,考虑了层理面产状、井眼轨迹及地应力的综合影响,根据桑塔木组井壁围岩强度破坏条件建立了造斜井段井壁失稳地质力学模型.利用提出的井壁稳定力学模型分析可得,TKX-CH井侧钻段泥岩造斜初期坍塌压力当量密度为1.22 kg/L,实钻采用钻井液密度1.12 kg/L,井下掉块严重;井斜角达到58°时,将钻井液密度降至1.11 kg/L,井下掉块即得到抑制.现场试验表明,相同井斜角和侧钻方位角条件下,随着差应力比值的增大以及泥岩裸露在钻井液中时间的增长,维持井壁稳定的钻井液密度增大.研究认为,钻井设计时应根据地应力状态优选合理的造斜方位,以有效规避地层井壁围岩坍塌失稳风险高的井段,降低安全钻进风险.      

顺北油气田鹰1井超深井段钻井液关键技术

鹰1井是顺北油气田的一口超深重点风险预探井,设计井深9 016.85 m（垂深8 603.00 m）。该井超深井段志留系柯坪塔格组与奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、志留系裂缝性地层和奥陶系破碎性地层,在钻进过程中易出现井眼失稳、井漏、坍塌掉块等井下故障。为此,通过室内试验研究,分析了该井超深井段硬脆性泥岩地层井眼失稳机理、强压力敏感性裂缝性地层漏失原因及破碎性碳酸盐岩地层井眼失稳原因,应用“多元协同”井壁稳定基本理论,构建了SMHP–1强抑制强封堵钻井液,并制定了针对性强的防塌防漏技术措施。该井顺利钻穿大段硬脆性泥岩、裂缝性地层和破碎性地层,未发生井眼失稳及钻井液漏失,顺利钻至井深8 588.00 m完钻,创亚洲陆上井深最深纪录。现场应用表明,SMHP–1强抑制强封堵钻井液能够解决深部地层大段泥岩及破碎性地层的井眼失稳与漏失难题,为国内外深井超深井安全钻进提供了技术借鉴。      

塔里木泛哈拉哈塘桑塔木组硬脆性泥岩井壁失稳机理及对策

针对塔里木油田泛哈拉哈塘区块侧钻井在奥陶系桑塔木组钻进期间的井壁失稳问题,通过实验分析井壁失稳的机理为该区块岩性属硬脆性泥岩,层理和裂隙发育,钻井液滤液的渗入导致填充物水化分散;新井眼周围失去原有的力学平衡,形成应力坍塌;钻井液受CO₃^2-/HCO₃^-污染导致性能恶化。以及影响井壁失稳的 因素有：井斜角、钻井液浸泡时间和钻井液密度。并针对该区块桑塔木组侧钻期间的复杂特点和影响井壁失稳的因素从造斜点的选择、工程措施、钻井液措施和碳酸根碳酸氢根污染的处理等方面提出合理的应对措施,对在桑塔木组侧钻期间的安全钻进具有指导意义。     

英买力地区古近系地层钻井液技术

英买力地区古近系地层在钻井中频繁出现卡钻、掉块、坍塌、井漏等井下故障,严重影响了钻井速度。为了弄清英买力地区古近系地层的井壁失稳机理,为钻井液选型和性能优化提供理论依据,对该地区黏土矿物组成及理化性能进行了系统分析。结合该地区盐膏层钻井液技术研究,对 KCl-聚磺欠饱和盐水钻井液体系性能进行了优化,提出了该钻井液体系在维护井壁稳定方面的技术要求。YM2-6 井现场应用结果表明,KCl-聚磺欠饱和盐水钻井液体系能够满足古近系膏泥岩段井壁稳定的要求,减小了发生井下故障的风险;黏土矿物的膨胀并不是导致膏泥岩段井壁失稳的主要原因。通过研究该地区古近系地层的井壁失稳机理,减小了井壁失稳的风险,为古近系地层的顺利钻进提供了理论支持。      

缅甸C2区块凝灰岩地层钻井液技术

缅甸C2区块凝灰岩地层在钻井施工过程中存在严重井壁失稳问题。基于缅甸C2区块凝灰岩地层地质组构特征和矿物组分分析结果,对缅甸C2区块已钻井现场使用的钻井液体系进行室内研究优化,研究了一种强抑制强封堵的钻井液体系。现场应用表明,该体系有效减少了缅甸C2区块井壁坍塌等井下复杂情况,起下钻速度明显提高,井径规则程度大为改善,钻井周期大幅缩短。强抑制强封堵钻井液体系能够解决凝灰岩地层井壁失稳问题,为该区块优快钻井提供了技术支持。      

G构造深部地层井壁稳定研究

在东海西湖凹陷G构造勘探开发作业过程中,花港组以下深部地层多次发生由井壁失稳引发的起下钻遇阻、井壁掉块等井下复杂情况。该文选取伊顿法计算了地层孔隙压力纵向剖面,发现异常压力主要集中在花港组以下深部地层。并根据莫尔库伦准则进行井壁稳定钻后分析,该构造地区井壁失稳的主要原因是钻井液密度低于地层坍塌压力导致的力学失稳,以及由钻井液泥浆性能引起的泥岩水化。为确保后续钻井作业安全,建议在G构造相关区块开展钻前压力预测研究,并优选油基钻井液以避免泥岩水化。     

顺北油田破碎地层井壁稳定钻井液技术

针对顺北油田多口井钻遇破碎地层时发生坍塌掉块、阻卡频繁的技术难题,开展了地质研究、钻井液对策和室内优化研究及现场应用。研究发现,破碎地层岩性为非黏土矿物,钻井液或滤液侵蚀后使自发育孔缝网易增压连通,使层理界面黏合力降低,单元变得松散,进而诱发大规模剥落掉块和坍塌卡钻等。在岩性组成无黏土矿物但应力集中且地层破碎的基础上,实现亚微米-微米级（0.1～100 μm）全面有效封堵,遏制钻井液或滤液侵入井周地层孔缝,保证钻井液具有高效携岩性,是破碎地层钻井液稳定井壁的关键。以原四开抗高温聚磺钻井液为基础,进行室内配方优化,研发了适合破碎地层的井壁稳定钻井液。四开应用全程未出现掉块阻卡等钻井事故,安全顺利钻达设计井深8014 m,创该区块储层段钻时最短记录。顺北Y井现场应用表明,井壁稳定钻井液性能优异,可防止破碎地层坍塌失稳,推广意义重大。     

顺北油田破碎地层井壁稳定钻井液技术

针对顺北油田多口井钻遇破碎地层时发生坍塌掉块、阻卡频繁的技术难题,开展了地质研究、钻井液对策和室内优化研究及现场应用。研究发现,破碎地层岩性为非黏土矿物,钻井液或滤液侵蚀后使自发育孔缝网易增压连通,使层理界面黏合力降低,单元变得松散,进而诱发大规模剥落掉块和坍塌卡钻等。在岩性组成无黏土矿物但应力集中且地层破碎的基础上,实现亚微米-微米级（0.1～100 μm）全面有效封堵,遏制钻井液或滤液侵入井周地层孔缝,保证钻井液具有高效携岩性,是破碎地层钻井液稳定井壁的关键。以原四开抗高温聚磺钻井液为基础,进行室内配方优化,研发了适合破碎地层的井壁稳定钻井液。四开应用全程未出现掉块阻卡等钻井事故,安全顺利钻达设计井深8014 m,创该区块储层段钻时最短记录。顺北Y井现场应用表明,井壁稳定钻井液性能优异,可防止破碎地层坍塌失稳,推广意义重大。      

雪古2井钻井液技术

雪古2井位于胜利油田沾化东区块,目的层为第三系地层。该井东营组以上地层胶结松散,易水化分散引起井壁坍塌;沙河街组以下地层以泥岩,砂岩、泥页岩、薄煤层为主,地层裂缝发育,易水化膨胀引起坍塌掉块,导致井壁失稳。使用氯化钾聚合醇(KCl-AQUAL)钻井液,井壁稳定,井下正常,较好地解决了这一技术难题。     

克深地区井壁稳定性评价及钻井工程应用

塔里木盆地克深地区裂缝性储层埋藏深,井壁失稳问题严重,建立该区考虑地层各向异性的井壁稳定性评价方法非常重要。通过对现场井壁失稳与地层弱面的相关性研究,发现弱面在强应力、高孔隙压力背景下,将先于岩石本体破坏,产生掉块、垮塌、卡钻现象。若裂缝渗透性较好,钻井液液柱压力大于孔隙压力时即有可能发生漏失,漏失压力不再由破裂压力和最小水平主应力控制,而是取决于裂缝产状和三轴应力状态之间的关系。因此对于强各向异性地层,其强度软弱面上的坍塌压力和漏失压力是钻井稳定性评价中的关键。在核定该区井壁失稳的主控地质因素是强应力背景下的裂缝弱面错动破坏的基础上,评价了克深区带横向各向异性岩体力学的稳定性,建立适用于强各向异性复杂条件下的井壁稳定性评价方法。结果表明克深裂缝性储层的安全泥浆密度窗口普遍较窄甚至无理论安全窗口,提出改善钻井液性能或者采用定向井钻探方案以减少井壁失稳的工程应对方案。现场实践应用表明,钻井液密度调整至合理范围后,井壁失稳明显减少,现场复杂问题得到有效解决。     

缅甸Inyashe-2井井塌情况分析与原因探讨

缅甸C2区块地质条件复杂、井壁失稳严重,为了控制后续钻井的井壁失稳,对已经发生的井壁失稳原因进行深入分析与研究。缅甸C2区块Inyashe-2探井在?311.1 mm井段遭遇了较为严重的井壁坍塌,通过分析该井的测井数据、井径数据、地层岩性、压力剖面,评价钻井液性能,结合该井的坍塌情况及特点,探讨了其失稳原因,认为Inyashe-2井井壁失稳主要原因一是部分井段钻井液液柱压力低于地层坍塌压力;二是钻井液封堵性不足,致使钻井液进入裂隙发育的地层,从而引发岩石强度下降,坍塌压力增高,井壁失稳。     

海上复杂压力体系油田钻井安全密度窗口研究

地层存在复杂压力体系将给钻井工程带来严峻挑战。涠洲12-1油田钻遇高坍塌压力、高孔隙压力以及压力衰竭、低漏失压力地层,钻井的主要困难在于涠二段上部层理、裂缝发育的泥页岩极易坍塌,涠四段异常高压与异常低压地层共存,异常低压段易发生钻井液漏失。通过岩石力学分析得出:涠二段泥页岩的坍塌主要受层理弱面控制,以较小的井斜角钻井时井壁稳定性较好;涠四段主力储层孔隙压力降低后,坍塌压力与漏失压力均降低。基于以上分析得出钻井安全密度窗口随井深的变化情况,提出安全钻井设计原则,即涠二段泥页岩井眼轨道设计中尽量选用低井斜角通过,并采用单独开次钻进,涠四段储层使用高压差屏蔽钻井液体系和尽量低的钻井液密度,减少井壁失稳风险。     

杭锦旗区块防塌防漏钻井液技术

杭锦旗区块具有丰富的天然气资源,但在钻井施工中井壁失稳及漏失问题严重,严重影响钻井进度。为此,在充分认识该区块地质特征的基础上,开展了钻井液防塌防漏技术研究。地层物性分析表明,该区块属于典型断层发育区域,地层存在泥岩混层、胶结强度低、微裂缝发育、极易受到损害等问题,导致井壁失稳及漏失问题严重。基于此,通过研发温敏变形型封堵剂SMSHIELD-2、高效润滑剂SMLUB-E、随钻防漏堵漏材料SMGF-1,形成了针对该地区的井壁稳定防塌技术和随钻堵漏技术。室内实验表明,SMSHIELD-2加量为1%时,钻井液高温高压滤失量降至15 mL,并且增强了滤饼韧性;润滑剂SMLUB-E可使极压润滑系数降至0.033 ;堵漏剂SMGF-1由不同粒径大小材料复合而成,显著提高地层承压能力,降低漏失量;通过配方优选,形成了防塌、防漏钻井液。该技术在杭锦旗区块2口试验井成功应用,一次性钻穿易漏地层,钻遇泥岩井段未发生坍塌问题,井径扩大率小于5%。      

基于岩石力学特性的钻井液优选研究——以鄂尔多斯盆地长7页岩地层为例

钻井液稳定井壁性能是决定页岩地层能否安全高效钻进的基础,常规评价方法主要针对钻井液化学性能,但页岩井壁垮塌的本质是力学失稳。基于此,通过硬度、抗压强度等多项岩石力学参数对钻井液进行优选,与常规钻井液性能评价方法相比,本方法可实现钻井液保持页岩力学强度及井壁稳定性的量化评价,更具有现场应用价值。钻井液与页岩接触,水相介质进入页岩,与内部黏土发生水化作用,导致页岩硬度与抗压强度均出现明显下降,造成井壁失稳;同时,钻井液作用48 h后的页岩地层坍塌压力当量密度增加了0.43 g/cm³,增加了井壁失稳的可能性,使安全密度窗口大幅变窄,不利于安全钻进。通过对比优化后的钻井液对目标页岩地层硬度、抗压强度和坍塌压力的影响程度,优选出具有良好效果的钻井液体系,为研究区及其他地区同类地层的钻井液优选提供依据。     

埕海油田2区沙河街组地层井壁失稳原因及对策

埕海油田2区沙1段地层在钻井过程中,井壁失稳,垮塌严重。通过分析沙1段地层岩性、矿物组分、理化性能、三个压力剖面、钻井液的抑制性与封堵性对该段地层力学性能与坍塌压力的影响,认为造成该地层发生井壁失稳的主要原因是,钻井液密度低于地层坍塌压力当量钻井液密度（考虑实际井身剖面、地应力与岩石力学性能等因素计算）、钻井液封堵性与泥饼质量差。提出了以下技术措施:先根据地层特性选择钻井液体系,再根据所钻井实际井身剖面、地应力、岩石力学性能确定的地层坍塌压力系数确定钻井液密度,最后通过对钻井液进行维护处理增强钻井液的抑制性和封堵性。在张海21-21L井直径155.6 mm井眼侧钻过程中的应用表明,该技术措施较好地解决了沙1段地层的井壁失稳难题,顺利钻穿易坍塌的沙1段,仅用时7 d就钻至完钻井深（4 070 m）,且测井、下筛管和完井等作业均顺利完成。      

泡沫桥堵钻井液在吉林油田海31井的应用

海31井是吉林油田松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地海坨构造上的一口探井,设计井深为1885 m.该地区下部地层裂缝发育,存在大段不稳定暗色泥岩,在勘探开发过程中经常发生严重井漏和井壁坍塌事故,造成部分探井被迫提前完钻.海31井采取以防为主、防堵结合的堵漏原则.为了稳定井壁,在三开井段采用了抑制性泡沫桥堵钻井液.现场应用表明,抑制性泡沫桥堵钻井液具有良好的抑制性及封堵作用,性能稳定,未出现井壁剥落掉块和垮塌等井下复杂情况,有效地解决了该地区钻深探井严重漏失的问题,满足了该地区钻井施工要求.依据海31井抑制性泡沫桥堵钻井液应用情况及测井解释,较合理的钻井液密度应为1.07～1.22 g/cm3,但考虑到该地区的诱导性裂缝比较发育,应尝试采用低基浆密度(1.08～1.12 g/cm3)、低泡沫钻井液密度(0.80～0.90 g/cm3)的方法解决尚存在的漏失问题.     

杭锦旗区块锦58井区钻井液技术实践与认识

杭锦旗区块锦58井区钻井过程中普遍存在严重漏失及井壁失稳问题,为此,开展了该井区钻井液技术研究。在深入分析井漏和井壁垮塌原因及主要技术难点的基础上,从"预防为主"出发,优选钻井液处理剂、优化钻井液配方和性能,确定了随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术,以达到兼顾防漏防塌、确保安全钻进的目的。该技术在锦58井区的JPH351井、JPH393井和JPH404井等3口水平井进行了现场应用,大大减少甚至避免了漏失和井壁失稳问题,取得了显著效果。其中,JPH351井钻井过程中顺利钻穿刘家沟组易漏地层,堵漏时间缩短40%以上,减少了漏失次数,缩短了处理时间;石千峰组和石盒子组地层井壁稳定,平均井径扩大率仅为4.73%;水平段累计钻遇长泥岩段11段513.00 m,泥岩占比达35.92%;3 200.00~3 292.00 m泥岩井段揭开52 d后仍未出现井壁垮塌失稳问题。应用结果表明,随钻承压防漏堵漏和井壁稳定技术能够解决该井区的井漏与井壁失稳问题,保障高效安全钻井,具有推广应用价值。      

北部湾涠西钻井液技术

涠西地区地质构造复杂,尤其是涠洲组涠二段和流沙港组流二段泥页岩地层断层多、地层破碎,微裂缝发育、水敏性强,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,研发了KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液体系,并利用这一体系已成功完成了海2井、涠4井、涠5井的施工。现场应用表明,该钻井液有良好的抑制性和封堵性能,保证了井壁的稳定及井下安全。应用该钻井液已成功施工3口井,井径较规则,无井下复杂情况,成功解决了涠西地区的井壁稳定问题,并在涠4井试油过程中发现高产油气流,日产油气超过千吨。     

南堡油田馆陶组玄武岩井壁失稳机理和技术对策研讨

在南堡油田勘探初期,钻进馆陶组大段玄武岩的过程中经常发生井塌事故,影响了钻井速度和油气层保护.对馆陶组玄武岩的地质和岩石学特征、矿物组分、理化性能、力学性能和坍塌压力进行了分析,讨论了玄武岩井壁失稳的力学、地质、钻井液和工程因素,提出了稳定井壁的技术对策.采用具有强抑制、强封堵特点和合适密度的成膜封堵低侵入钻井液,能够有效抑制凝灰岩、玄武质泥岩、蚀变玄武岩的水化膨胀、分散坍塌;能够有效封堵裂隙而阻止压力传递,防止近井壁地层岩石强度下降和引发地层坍塌压力升高,从而防止玄武岩地层井壁坍塌,并通过用南堡1-1井2 399～2 401 m井段灰色玄武质泥岩岩样(带微裂缝)进行流量法渗透率测定实验和PT实验(测定渗透率)验证了上述钻井液的稳定井壁能力.     

高庙子气田井壁稳定性研究及钻井技术对策

通过运用伊顿法建立了地层孔隙压力剖面,采用库仑-摩尔强度准则建立了地层坍塌压力剖面,根
据岩石最大拉应力理论建立地层破裂压力剖面。综合应力、掉块形态、裂缝发育、井斜等多因素分析,高庙地区地
层裂缝发育,钻井液密度过小引发力学原因垮塌,密度过高滤液易进入地层造成缝隙中地层压力的增大并降低地
层强度,从而增大坍塌压力加剧井壁失稳;同时井斜角在３０°～４０°之间的定向井坍塌压力最高,斜井段掉块最严
重,是造成地区地层失稳的主要原因。通过设计合理钻井液密度、优化钻井液性能、增加其封堵性和润滑性,基本
解决了钻井过程地层掉块,有效减少工程复杂情况,实现气田高效开发。