强封堵高密度油基钻井液在新疆油田高探1井的应用

高探1井是2018年新疆油田的一口风险探井,位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造,该井塔西河组地层存在断层、破碎带,安集海河组地层具有极强水敏性,吐谷鲁群组地层存在高压水层。钻井过程中,易出现井壁失稳、阻卡、井下复杂情况高发等难题。针对该构造的地质特点,分析采用油基钻井液钻井过程中的技术难点,提出相应的技术对策。通过实验优选出强封堵高密度油基钻井液的配方,对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,强封堵高密度油基钻井液30 min高温高压滤失量2.8 mL,60 min高温高压滤失量2.9 mL,30 min后滤失量趋于0;对安集海河组泥岩的膨胀率为0.7%,岩屑滚动回收率为97.6%;抗10%岩屑、15%水、4%水泥、15%NaCl、3%石膏污染;在?30 ℃下,钻井液的漏斗黏度126 s、初切8 Pa、终切16 Pa。现场应用表明,强封堵高密度油基钻井液能够解决新疆准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造地层钻井的难题,复杂事故率降至1%,钻井周期缩短50%、钻井综合成本降低50%,提质提效效果显著。建议在新疆准噶尔盆地南缘地区强水敏性地层、高地应力地层等复杂地层超深井中进一步推广应用。     

准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜精细控压钻井技术应用探讨

霍尔果斯背斜山前构造古近系地层具有构造高陡、地层破碎、水敏性强等难点,通过优化井身结构、采用油基钻井液及Power-V垂钻系统有效解决了上述难点,但针对紫泥泉子组地层钻井液安全密度窗口窄的难题,未有解决方法。针对紫泥泉子组地层钻井液安全密度窗口分析,提出采用精细控压钻井技术,有效控制井底压力在安全钻井作业窗口范围,有效解决南缘霍尔果斯背斜紫泥泉子组地层"漏涌"窄密度窗口的难题,并初步提出了相应的控压钻井技术方案。     

不渗透技术是确保霍尔果斯安集海河组井壁稳定的关键

针对准噶尔盆地南缘霍尔果斯构造钻井中一直存在的普遍问题，即由井壁不稳定引起的频繁阻卡问题，从地层构造特征、成岩特征及岩性特征三方面分析了安集海河组地层稳定性差的原因，提出了相应的钻井液技术对策。提出了不渗透技术，即形成不渗透的严封堵层是确保霍尔果斯构造安集海河组井壁稳定的关键，有了不渗透的前提，钻井液液拄的物理防塌作用才能发挥效果。此外，不渗透技术还能提高地层承压能力，这样就可避免钻井中因超高密度带来的井漏问题。     

准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术

准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46 kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100 d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。      

超高密度油基钻井液技术在霍11井的应用

准噶尔盆地南缘霍11井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。霍11井三开井段钻进安集海河组地层过程中,采用高密度油基钻井液未发生井下复杂。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100天以上。使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下复杂,并能提高机械钻速,降低钻井成本。     

钾钙基有机盐钻井液技术在MN1005井研究与应用

MN1005井位于准噶尔盆地南缘玛纳斯背斜玛纳1井逆断块,属山前高陡构造,特殊而复杂的地质条件和易坍塌泥页岩特性造成了该区钻井的难题。通过岩石矿物组分、理化指标和地层压力特性分析,揭示出安集海河组井壁失稳的机理。在现场施工中,围绕如何解决钻井液高密度条件下固相含量与流变性的矛盾和欠压实、强水敏地层的井壁稳定,成功运用了钾钙基有机盐钻井液体系,解决了异常高压层安集海河组、紫泥泉子组泥页岩极易崩解坍塌、塑性膨胀带来的钻井难题。     

超高密度钻井液技术研究

新疆准噶尔盆地南缘地区安集海河组存在超高压、强造浆、强坍塌应力、溢、漏、塌、卡、复合离子污染等钻井问题,使用的钻井液密度最高在2.5 g/cm3以上,钻井液在超高密度条件下性能极难调控.分析了该地区易塌层段地质特点和地层中的粘土矿物组分以及存在的钻井液技术难题,有针对性地研制出了JAB高密度钻井液体系.评价了JAB体系在超高密度条件下的流变性、抗污染能力、抗温性、抑制性及润滑性等.结果表明,该钻井液体系在超高密度(2.5 g/cm3)下,具有良好的抑制造浆、稳定井壁、润滑防卡能力和抗可溶性盐污染、流变性好等特点,能满足准噶尔盆地南缘地区复杂地层钻探的需要.提出了该体系现场维护处理的几点建议.     

在安-4井使用超高密度水泥浆固井获得成功

安-4井是新疆石油管理局在准噶尔盆地南缘安集海河构造上所钻的一口重点探井。该井钻遇的安集海河组地层是一套含有高压油气水层的大段强水敏塑性地层,钻井液密度高达2.55 g/cm~3,钻进中漏失、气侵、阻卡现象频繁发生。在2500 m井深,φ177.8 mm技术套管在强大地应力作用下破损,出水出砂严重。承担钻井任务的45181钻井队克服重重困难,终于打到2950 m井深并安全下入φ177.8 mm技术套管。新疆石油管     

超高密度油基钻井液加重剂评价及现场应用

准噶尔盆地南缘区块古近系、白垩系、侏罗系等地层,压力系数高达2.40～2.65 g/cm3,为了保障异常高压地层的安全钻进,急需研发性能优异的超高密度油基钻井液。使用环境扫描电子显微镜和激光粒度分析仪,分析了普通重晶石、微粉锰矿和微粉重晶石的微观形态和粒度分布。分析了微粉加重剂降低钻井液黏度的原理,实验评价出配制超高密度油基钻井液加重剂最佳复配方案为普通重晶石∶微粉锰矿=7∶3。优化出超高密度油基钻井液的配方,评价其高温沉降稳定性能、抗水污染性能。实验结果显示,配制的超高密度油基钻井液具有好的高温沉降稳定性,静恒温24 h,上下密度差值为0.01～0.02g/cm3,静恒温120 h,上下密度差值为0.10～0.14 g/cm3,上下密度差值小;具有好的抗水污染性能,能抗15%以内的水污染。现场应用表明:密度为2.65 g/cm3的超高密度油基钻井液在钻进过程中,全程钻井液性能表现良好,井下安全正常。      

准噶尔盆地南缘探井技术瓶颈及对策

本文简要叙述了新疆准噶尔盆地近期南缘钻井勘探取得的突破,并针对该区钻井工艺技术方面的地质微观认识不足、机械钻速低、油基泥浆性能维护和固井质量无法满足难题,并针对难题提出了相关解决建议。     

强封堵防塌剂XZ-OSD在准噶尔盆地南缘山前构造带的现场应用

为解决准噶尔盆地南缘山前构造带钻井过程中出现的井壁失稳及井漏问题,通过对目标地区的岩样和掉块进行实验分析,明确了目标地区的井壁失稳机理。根据实验结果知道,主要是地层破碎性、油相损害和强水敏性导致目的地区的井壁失稳。针对井壁失稳机理,采用油基钻井液避免地层强水敏性引起的井壁失稳,并研选了一种油基钻井液强封堵防塌剂XZ-OSD,XZ-OSD粒子通过封堵不同尺寸孔缝,胶结破碎性地层,在岩石表面形成疏油吸附层,避免地层破碎性、油相损害引起的井壁失稳。现场试验表明, 对比邻井,XZ-OSD降低GHW001三、四开阶段井径扩大率46%～49%;对比四开阶段,XZ-OSD降低呼探1井五开井段井径扩大率83.3%。解决了准噶尔盆地南缘地区井壁失稳难题,为该区域优质钻井提供了钻井液技术支撑。      

精细控压钻井技术在准噶尔盆地南缘高探1井的应用

准噶尔盆地南缘山前构造四棵树凹陷下组合吐谷鲁群组下部和头屯河组存在高压油气层,吐谷鲁群上部三开套管鞋处承压能力低,密度高于2.41 g/cm3井漏,低于2.37g/cm3气侵溢流,形成了窄密度窗口,严重的影响了钻井安全。本文通过对高探1井四开吐谷鲁群组下部和头屯河组地层钻井液安全密度窗口分析,及精细控压钻井应用情况进行分析,针对准噶尔盆地南缘山前构造下组合地层窄密度窗口的难题,精细控压钻井技术通过控制井底压力在安全窗口范围内,有效降低复杂,提高钻井时效。     

新疆呼图壁储气库钻井液技术

新疆呼图壁储气库井上部井段阻卡频繁,安集海河组泥岩地层易发生剥落、掉块和散塌,三开高密度钻井液由于存在较强的水敏性泥岩污染,维护困难。为减少钻井工程中的复杂事故,采用了强抑制性钻井液体系,包括钾盐钻井液、钾盐-有机盐钻井液、钾盐-双膜屏蔽钻井完井液等,成功解决了各开次钻井液的技术难点,减少了钻井复杂事故,缩短了钻井周期,在目前开钻的10口储气库井中,顺利钻穿安集海河组6口,已完钻3口,其中发生卡钻事故1井次、井漏2井次,完钻井的平均钻井周期为137 d,而以往的勘探开发井发生卡钻15井次、井漏9井次,且阻卡频繁,平均钻井周期为195 d。总结出一系列针对性的技术措施并进行了广泛应用。     

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新疆准噶尔盆地南缘地区属山前推覆挤压构造,地质情况十分复杂,地应力强,地层倾角大,孔隙压力高,大段为易水化,易分散的不稳定地层,钻井难度极大,尤其是安集海河组地层几乎成了该地区钻井史上难以逾越的障碍。     

准噶尔盆地南缘超压泥岩层及其构造地质意义

准噶尔盆地南缘西端托斯台地区上三叠统小泉沟组、下侏罗统三工河组及南缘下第三系安集海河组泥岩层为超压层.小泉沟组和三工河组泥岩层超压系后期大幅度的构造抬升及自身良好的封闭条件所致,安集海河组泥岩层的超压是由泥岩层压实-排依不平衡和生烃作用形成.超压层不仅形成了挤出构造,亦是重力滑脱构造的良好滑脱席.      

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。      

霍尔果斯背斜超高密度油基钻井液技术研究

霍尔果斯背斜古近系由于受到构造运动的挤压,地应力高、地层破碎,特别是高陡地层层理发育、地层岩石水敏性强且存在多个压力层系,钻井过程中井下垮塌、漏失等复杂事故频繁发生。霍尔果斯井壁失稳多种失稳机理共存、互相作用,以高陡层理性泥页岩地层的井壁失稳为主。因此,解决井壁稳定性差的难点,优化钻井液体系,提高对复杂地层的抑制能力成为霍尔果斯背斜古近系安全快速钻井的关键。     

利用测井资料确定山前构造带地应力方法研究

在油气井工程中地应力大小的确定对钻井速度有很大影响,如果没有准确的地应力数值,就很难得到合理的安全钻井液密度,不能准确分析井壁力学稳定性,从而降低钻井速度,增加钻井风险。新疆准噶尔盆地南缘山前构造带地层因素复杂,安全钻井液密度窗口确定不准确,钻井速度低,需要对地应力进行精确的预测。本文结合微压裂试验法和测井资料研究出适用于南缘地区山前构造带的水平地应力计算模型,该模型充分考虑地层倾角和构造运动对地应力的影响,能简单、迅速的得出地应力连续剖面。应用该模型对实际地区地应力进行计算,得到的结果可靠,与实际情况相符。     

准南逆冲褶皱带逆冲断层构造活动与油气运聚

准噶尔盆地南缘逆冲褶皱带为新生代以来一直活动的逆冲构造带,因此该地区的油气勘探必须以此为重点而非古逆冲带。据地面地质、地震和钻井数据分析,准南逆冲带的逆冲断层倾角主要集中在30°±5°和50°±5°.应力分析表明,主压应力与断层为30°±5°夹角,最大主应力与最小主应力比最小,表明存在最大的流体压力,断层周围的流体沿着最大主应力方向发生流动,断层成为流体运移的通道。而为主压应力与断层倾角在50°±5°夹角时,断层重新活动需要更高的流体压力,导致断层封闭性相对较好。准南逆冲褶皱带在构造挤压作用下逆冲断层向北扩展,作为断层滑脱面的古近系安集海河组泥岩形成更高的构造超高压,同时造成安集海河组之下紫泥泉子组砂岩水平渗透性远大于垂直方向渗透性,可以发育有利储集层,成为南缘地区主要勘探目的层。     

准噶尔盆地南缘异常高压及其与油气成藏的关系

实测地层压力资料、测井资料及泥浆比重等资料均显示准噶尔盆地南缘具有显著的异常高压现象。在纵向上,异常高压的分布与深度没有直接关系,主要受地层层位的控制,其中又以下第三系安集海河组的控制作用最为明显;平面上,盆地南缘3排构造均存在异常高压,但东、西存在差异:东段仅在安集海河组中分布,而西段不仅在安集海河组有分布,上下的沙湾组、紫泥泉子组中也有分布。通过准噶尔盆地南缘部分钻井测试结果与异常高压关系的分析,可以发现油气藏的分布与异常高压具有密切的联系。由于断裂的作用,异常高压与油气藏保存机理的差异,盆地南缘异常高压和油气藏的分布不能一一对应,但从总体上看,中等异常高压带或异常高压带之下的正常压力带油气易于成藏,是油气勘探的有利层系,而压力系数较高的异常高压带对油气成藏相对不利。