超高密度钻井液堵漏技术在官深1井的应用

贵州赤水官渡构造海相地层飞仙关组存在超高压盐水层,平均实钻钻井液密度在2.80 g/cm3 以上,同时飞仙关组地层承压能力较低,易破碎,易导致漏失发生。但在超高密度条件下进行堵漏施工难度极大,需要解决堵漏浆的可泵性和封堵性等综合难题。根据地层特点,通过优选对钻井液流变性能影响小的刚性和纤维堵漏材料进行粒度级配,选用合理的配制堵漏浆的基浆密度和搅拌时间,研究了一套超高密度钻井液堵漏配方,堵漏钻井液密度高达2.72 g/cm3,总体固相含量在55% 以上,可封堵宽度为2～6 mm 的地层裂缝,承压能力均超过6 MPa。经过现场试验,在官深1 井成功配制出密度达2.72 g/cm3 的堵漏浆,其总体固相含量达到56%,并在飞仙关组二段取得一次性堵漏成功,为以后超高压堵漏施工提供了经验借鉴。      

HJS-1井钻井液技术研究与应用

HJS-1井在施工中钻遇高压水层、水化分散能力强的的巴列姆阶、纽康姆阶的含膏泥岩、复合盐岩层、易漏灰岩等多套复杂层系,使用聚合物钻井液、KCl聚合物钻井液、超高密度盐水钻井液、聚合醇环保欠饱和盐水钻井液等多套钻井液体系,满足了钻井施工、坫质录井的需要。现场施工表明,KCl聚合物钻井液抗盐膏能力强;超高密度盐水钻井液有效防止了盐层的塑形蠕动,钻井液性能稳定;油气层使用聚合醇环保欠饱和盐水钻井液,满足对油气层保护的要求。在该区普遍采用油基钻井液的情况下,使用环保型水基钻井液完成了全井施工,达到了地质勘探的目的。     

HJS-1井钻井液技术的研究与应用

在HJS-1井的相邻地区钻井过程中钻遇高压水层、水化分散能力强的含膏泥岩、复合盐岩层、易漏灰岩等多套复杂层系,井壁失稳导致了复杂事故的发生。使用聚合物钻井液、KCl聚合物钻井液、超高密度盐水钻井液、聚合醇环保欠饱和盐水钻井液等多套体系,满足了钻井施工、地质录井的需要。现场应用表明,KCl聚合物钻井液抗盐膏能力强;超高密度盐水钻井液性能稳定,有效防止了盐层的塑性蠕动,井眼稳定;聚合醇环保欠饱和盐水钻井液,有效地保护了油气层。该区使用环保型水基钻井液顺利完成了全井施工,达到了地质勘探目的。     

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。      

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。      

使用高密度钻井液时应注意的问题

目前塔里木所打的平均井深最深的井在山前构造带,此处地层较特殊,有断层、压力体系不同、地层倾角大、存在多层复合盐层及流动性极强的“软泥岩”,因而普遍用高密度钻井液,目的是:①压住高压盐水层;②控制盐膏层的迅速蠕变;③抵抗“软泥岩”的塑性流动。由于是新探区,所用钻井液密度往往过高,使井下情况更复杂。根据现场调查结果,就使用高密度钻井液的方法提出以下几点意见。     

阿姆河右岸B区巨厚盐膏层大斜度井安全钻井

为提高单井产能,实现高效开发,阿姆河右岸 Ｂ区块采用大斜度井和水平井钻井。但该区块地质条件复杂,储层压力高、气藏埋藏深、盖层盐膏层厚,存在次生气藏和高压盐水层,大斜度井和水平井的钻井难度大,对钻井液性能和井眼轨迹控制均提出更高要求,需要针对巨厚盐膏层大斜度井定向井段进行优化设计,降低施工风险。文章构建了目标区块钻井的岩盐蠕变模型,计算出了安全钻进时间和钻井液密度,优化了钻井液性能及体系,同时,综合考虑目标气藏埋深、盐膏层稳定性和造斜工具能力,优化了盐膏层大斜度井水平段段长、井眼轨迹和井身结构,确定了盐膏层中上盐层造斜的方案     

高性能超高密度水泥浆技术研究与应用

为了解决贵州赤水地区官渡构造钻探中超高压气层或盐水层固井的技术难题,实现超高密度水泥浆固井,必须采取使用密度较高的加重材料进行加重。常规的一些加重方法,如减少水灰比、配盐水溶液等已经不能满足所要加重密度的需要。通过颗粒级配、紧密堆积理论、外加剂选择,设计开发了密度为2.60~3.00g/cm3系列的高性能超高密度水泥浆体系,在官深1井的尾管固井中,水泥浆入井平均密度为2.75g/cm3,最高密度为2.82g/cm3,声幅测井显示固井质量合格,成功封隔超高压盐水层。     

滨里海盆地巨厚盐膏层钻井液密度设计新方法

传统的盐膏层钻井液密度的设计方法是,根据井筒的液柱压力和盐岩的非线性粘弹性变形特点,分析不同液柱压力条件下井筒的缩径速率,然后根据现场安全钻井所允许的井眼缩径速率,确定合适的钻井液密度。在分析哈萨克斯坦滨里海盆地实钻井盐膏层钻井液密度的基础上,认为在钻进巨厚盐膏层时,只要控制井壁围岩的八面体剪应力,使盐岩不产生损伤扩容,即可保证盐层井段安全钻井。亦即给定盐岩井壁八面体剪应力处于扩容损伤边界值,就可以计算得到保持井壁稳定的钻井液密度安全窗口。3口井盐膏层钻井液密度的设计结果表明,利用该方法设计的钻井液密度完全可以满足现场安全钻井的要求。     

官深1井超高密度钻井液性能调控关键技术

超高密度钻井液存在提高密度困难、流动性及沉降稳定性差、性能调控难度高等多方面的技术问题。官深1井钻遇超高压层后,采用重晶石加重成功实施了2.50~2.87 g/cm3超高密度聚磺钻井液钻进,历时100多天,总进尺达785.9 m,钻井液性能稳定,循环泵压正常,作业安全顺利。结合实际施工情况,对钻井液密度、流变性和沉降稳定性等性能的现场维护处理关键技术进行了分析,探讨了其技术途径,为超高压复杂地层施工提供了可借鉴的超高密度钻井液实用技术和方法。     

气体钻井转化常规钻井的替入钻井液技术

针对全国大规模推广应用气体钻井技术的情况,详细地分析了气体钻井所形成的井眼条件和替入钻井液时可能发生的井下复杂。气体钻井时,在井眼周围地层岩石应力得到充分释放,形成更多的应力释放缝,加之井壁岩石干燥,没有滤饼保护,当气体钻井完成后替入钻井液时,易引起多种井下复杂。针对替入钻井液后可能发生的井下复杂,提出了气体钻井转化常规钻井的替入钻井液优化配方及现场工艺技术对策,并通过多口井的现场试验,对降低井下复杂,缩短恢复常规钻井的周期见到了明显效果。     

套管钻井是一种有效的钻井方法

套管钻井系统是由地面和井下两部分装置组成 ,用常规套管代替钻杆 ,钻进和下套管作业同时完成。通过套管将液压能和机械能传递到套管下端短节内的可回收式钻具组合。套管和钻杆一样旋转 ,泥浆从套管内径进入井底 ,从环空返回地面。先导试验表明 ,套管钻井技术利用常规套管钻井代替钻杆钻井 ,大大地减少了钻井成本 ,提高了完井速度 ,且套管钻井更加安全 ,节省了更换钻头的起下钻时间。套管钻井较常规钻井可以提高钻速 30 % ,代表了钻井技术发展的主要趋势     

大位移井钻井技术

大位移井钻井是断水平井之后国外９０年代发展起来的钻井新技术。它是优化开发海上或浅海油田的有效方法，并能节约油田开发综合成本。本文介绍了大位移井的特点，发展的原因，大位移井钻井的技术关键以及在大位移井钻井中应用的几面新技术等。     

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钻井工作量及钻井速度分析，不仅要从技术角度考虑，而且要从经济角度进行分析。章以钻井工作量和钻井速度的经济关系为基础，从实用的角度出发，采用指数分析的方法，对影响钻井工作量及钻井速度的因素作了全面的分析，对提高钻探公司钻井时间和钻井速度具有重要的参考价值。     

6925米超深井钻井液技术

重点预探深井TP2井完钻井深为6925m。该井钻遇地层复杂，埋藏深、厚度大、极易发生缩、溶、胀、塌等事故，因此钻井液体系必须具有包被抑制性、抗高温稳定和造壁性。良好的悬浮性和携砂能力，防垮塌能力和润滑性等，以有利于及时发现油气层。该井在第四系～二叠系地层，采用钾聚、聚磺钻井液，石炭系～志留系地层采用聚磺聚合醇钻井液，奥陶系地层采用聚磺钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定，满足了超深井施工中的井壁稳定、润滑防卡、岩屑携带的需要，还满足了地质录井和保护油气层的要求。该套超深井钻井液技术，有效地解决了以伊蒙混层为主的泥岩坍塌掉块，较好地解决了超深井钻井液防垮塌、黏卡、井漏等方面的技术难题。     

顺煤层钻进用可降解聚合物钻井液

沁水盆地南部寺河矿区15号煤含气量高,埋深较浅,具有良好的煤层气开发潜力。针对15号煤煤体结构复杂和顶底板为富含水层的灰岩,在顺煤层钻进时主要存在的携屑困难、井壁失稳、容易漏失和储层污染难题,研发了微固相可降解聚合物钻井液体系。通过煤粉悬浮、煤岩取心模拟护壁、黏度衰减和渗透率恢复实验评价了该体系的基本性能。实验结果表明,该体系携带岩屑效果好,抑制作用强,能够减小井眼扩径,同时配合生物酶的降解作用,储层渗透率伤害率可以从50%降低到25%。该钻井液在中国首个煤层气工厂化钻井平台X-2井进行现场试用,钻井液密度为1.01~1.03g/cm3,漏斗黏度为35~40s,API滤失量小于15mL,pH值为8~10,加入生物酶后黏度降低40%,顺煤层段成功钻进900m。      

海油陆采大位移井钻井技术

介绍了辽河油田首次施工的 15口海油陆采丛式大位移井的情况 ,分析了其施工技术难点 ,重点介绍了新技术的应用 ,包括导向钻井技术、PDC钻头、无线随钻 MWD、优化井身结构设计、大位移井清岩携砂井眼净化技术、摩阻与扭矩的随钻监测技术等。15口大位移井井身质量、固井合格率均为 10 0 % ,无事故及复杂情况 ,共节省钻井时间 3 5 5 d,节约费用 860万元。该项技术对开发浅海油田具有广阔的应用前景。     

长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

阐述了长宁页岩气区块嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现的复杂情况:在大段泥岩段钻井钻头被泥包;部分地层层理发育,易发生力学坍塌,上部裸眼井段垮塌,出现卡钻;裂缝发育较好,地层连通性强,易发生井下漏失;在蠕变地层钻井易造成井径扩大;泥岩污染,同时提出了钻井液维护处理存在的难题以及解决措施。根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用,对水基钻井液配方进行优化,在长宁区块应用十余井次,大大减少了复杂情况出现的概率,顺利钻穿嘉陵江石膏层,克服了飞仙关泥岩段,避免了长兴-龙潭区域性垮塌,杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况。长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大,加深对长宁区块地层的认识,尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施,减小复杂情况出现的频率,为页岩气优质、高效、低成本的钻井提供一定技术参考。      

气体钻井过程中的钻具失效研究

近年来,气体钻井技术在国内得到了迅速发展,取得了阶段性的研究成果,各大油田纷纷在符合气体钻井作业的地层开展气体钻井作业,取得了显著成效,机械钻速是同区块泥浆钻井的2～4倍.随着气体钻井数量的增加,钻具失效问题日益突出,已影响到气体钻井的安全和推广应用.结合气体钻井工艺特点,对气体钻井钻具失效的特点进行了分析,为制定预防措施奠定了基础.     

特殊盐岩地区钻井液技术

泌阳凹陷是南襄盆地内一个次凹陷，同一井筒钻遇了多层碱岩、芒硝和石膏矿藏。由于长期注水开采，钻井过程中井涌、井漏、盐溶解等井下复杂问题频繁发生。采用抗盐PAC聚合物钻井液和饱和碱钻井液，并利用地下高压饱和芒硝水，配成了芒硝无固相钻井液。现场应用表明，芒硝无固相钻井液抑制了盐层的缩径阻卡，再配合密闭取心技术，碱心收获率大于88．9％；机械钻速由原来的3．75～5．10m／h提高到7．62～9．60m／h，钻井周期由原来的58d下降到28d左右，钻井液成本大幅度下降。