丘陵油田钻井液技术

介绍了丘陵油田地层、岩性特点及易发生的井下复杂情况。在上部地层选用两性离子聚合物钻井液、中下部地层选用聚磺钻井液。经现场应用表明,两种钻井液抑制能力、防塌能力、携砂能力强,润滑性好,性能易于维护。两种钻井液能满足相应井段的钻井施工需要,避免了井下复杂情况的发生,实现了丘陵油田长裸眼安全钻井。     

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。     

基于测井资料确定迪那构造的漏层位置

"井漏"是指钻井作业过程中,钻井液漏入地层的一种井下复杂现象。它不仅会耗费钻井时间、损失泥浆、使钻探成本上升,而且还可能导致卡钻、井喷、井塌等井下一系列复杂情况,造成地层伤害。为了有效地实施堵漏作业,必须明确漏失井段的位置、漏失深度和漏失性质。迪那构造上第三系到白垩系砂泥岩地层存在异常高压、压力系数高达2.2,钻井液密度高、窗口窄造成井漏频繁、严重。根据钻井液漏失现象在测井资料上的响应特征,提出了通过常规测井资料结合成像测井资料寻找漏失层段和分析漏失性质的综合评价方法。将该方法用于分析迪那构造的6口井所确定的准确合理的漏层位置、井漏情况,效果明显,为钻井堵漏作业提供了直观可靠的依据。     

新沟区块非常规油藏钻井技术

新沟区块属于江汉盆地丫角-新沟低凸起晏桥断块构造,目的层为钻探新下Ⅱ油组油藏。地质条件复杂,广华寺地层"易垮、易塌",荆沙组地层井壁稳定性差,掉块严重,容易造成井下复杂。钻井施工中,通过优化井身结构、优选钻头、复合钻井技术、轨迹控制技术及钻井液体系、井下复杂故障的预控技术的应用,提高该区块钻井速度,保证安全、高效、优质钻探。     

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。     

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。     

中江地区井壁失稳机理及对策研究

川西中江构造地层情况复杂，该区块多口井在钻井过程中都出现了严重的井壁失稳，这制约了对该区块的油气勘探开发速度。针对这一情况，文章对中江构造泥页岩的稳定性进行了大量的研究，并从失稳机理入手进行适合该区块钻井液体系的研究，在室内实验的基础上优选出了适合该地区地层钻进的钻井液体系--钾钙基聚磺防塌钻井液。通过现场试验，证明该钻井液体系能有效控制该区的井壁失稳，大幅度降低井下复杂情况的发生。     

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。     

低密度钻井液体系的种类及特点

在地层压力系数小于等于1的地层当中,钻井极易发生井漏等井下复杂情况,文章对常见的低密度钻井液体系的特点进行了研究,对在常压和低压地层钻探作业当中如何合理优选低密度钻井液体系提供了理论依据。     

阿塞拜疆307井钻井液技术

阿塞拜疆307井所处的普里古林盆地地层复杂,喷、漏、塌、卡等事故复杂情况频繁出现,钻井液维护处理存在防漏堵漏难度大、地层易垮塌,以及高密度抗高温钻井液性能调整困难等技术难题。该井第一次开钻采用聚合物钻井液,第二次开钻、第三次开钻井段采用钾盐聚合物多元醇钻井液。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故,不断优化钻井液性能,并采取相应的工程技术措施,从而确保了该井顺利钻至设计井深,以往所钻井需要两三年才能完成,而所钻的307井极大的缩短了钻井周期。同时也说明钾盐聚合物多元醇（混油）钻井液体系能够满足在该地区钻井施工的要求。     

油基钻井液体系在东海气田的试验应用

东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性,井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m,最大水平位移达4686 m,垂深最大为4 429 m,井底温度最高在150℃以上,井口返出钻井液温度在115℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度更大;地层温度高,使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求,建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系,并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中,通过调节提切剂PF-HSV-4加量,该油基钻井液表现出了很好的携岩性,井眼净化效果好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井没有发生漏失,井下事故率为零,个别井段遇阻均划眼通过,划眼时间相比探井减少70%以上,其他作业都安全顺利;钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内,且滤失的几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明,该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善,使其在东海的应用获得了成功。      

正电胶磺化混油聚合物钻井液在长裸眼水平井中的应用

针对塔里木油田大部分开发水平井裸眼井段长，地层极易坍塌、渗漏，造成粘附卡钻等复杂问题。对不同的井段、不同地层采用了不同的钻井液体系。即上部地层采用正电胶聚合物钻井液，以防中上部软泥岩地层分散、造浆以及粘附卡钻等复杂情况的发生；下部地层采用正电胶聚磺钻井液，保证钻井液在高温、高压下性能优良，再配合使用稳定处理剂对地层进行封堵，确保了长裸眼井段的井壁稳定；定向水平井段采用正电胶磺化混油钻井液，解决了钻进存在的“岩屑床－流变性－水马力发挥－压耗”等诸多问题，提高了机械钻速，减少了裸眼井壁的浸泡时间，再配合使用油层保护剂及超细碳酸钙，改善泥饼质量，形成屏蔽暂堵层，较好地保护了油气层。经现场50口长裸眼水平井应用表明，该套钻井液体系性能稳定，具有很强的抑制性及悬浮携砂性，钻井施工安全、顺利，无粘附卡钻事故发生，仅套管费用每口井就节约几百万元，取得了非常好的经济效益。     

超低渗透钻井液防漏堵漏技术研究与应用

在水基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂可以形成超低渗透钻井液.介绍了超低渗透钻井液提高地层承压能力及防漏堵漏的机理.超低渗透钻井液对不同孔隙的砂岩、岩心和裂缝性地层具有很好的封堵能力,可以实现近零滤失;零滤失井眼稳定剂通过在井壁表面形成超低渗透膜及增强内泥饼封堵强度大幅度提高岩心承压能力.在大港油田和辽河油田多口井的现场应用中,超低渗透钻井液在长裸眼多压力层系或压力衰竭地层防止了漏失、卡钻和坍塌的发生,表明超低渗透钻井液能自适应封堵岩石表面较大范围的孔喉,在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵薄层,可有效封堵不同孔喉地层和微裂缝泥页岩地层.超低渗透钻井液封堵隔层承压能力强,能提高漏失压力和破裂压力梯度,相当于扩大了安全密度窗口.     

河南油田大斜度定向井钻井液技术

河南油田张店区块地层倾角较大，岩性破碎，易斜，易垮，钻探难度较大，下第三系地层含油层位移，单层含油面积小，1999年引进了大斜度定向井钻井工艺技术，2年来先后在张店，官庄，孙岗等地区施工了近20口井，基本无井下复杂情况发生，电测成功率大于80％，平均井径扩大率除先期施工的几口井较大外，其他井均在10％左右，总结了河南油田大斜度定向井钻井液的施工经验，以及井眼净化，井壁稳定和润滑防卡3个关键技术问题的解决方法，张店地区直井段采用聚合物不分散低固相钻井液，斜井段采用聚合物－正电胶－混油钻井液，目的层段采用保护油气层钻井完井液，施工经验表明，选择合理的钻井液流变参数，采用适当的钻井液环空返速，配合适时短程起下钻具是解决井眼净化的3项主要技术措施，选择适当的钻井液体系和密度可以解决大斜度定向井的井壁稳定问题，低荧光润滑剂ZRH－2和白油复配使用，既能满足大斜度定向井工程施工要求，也能满足探井地质录井对钻井液低荧光的要求，同时又有利于环境保护，张店地区属低孔低渗储层，保护油气层工作尤为重要。     

中原油田特殊工艺井钻井液的研究与应用

针对中原油田地层高温(140～180 ℃)、高压(1.5～1.9 g/cm3)、高矿化度(14×104～25×104 mg/L)和低渗透率的实际特点,开展了特殊工艺井水基钻井液在流变性、润滑防卡、井壁防塌、储层保护以及现场工艺等方面的技术研究.通过钻井液弱凝胶聚合物流型调节剂、纳米润滑乳化剂、油膜形成剂以及油气层保护暂堵方法的优选,研制开发出了一套性能优良的特殊工艺井钻井液体系.该钻井液在复杂地质条件下具有较强的携岩、润滑和防塌性能及好的储层保护效果,是一种综合性能优良的特殊工艺井钻井液.中原油田10多口井的应用表明,平均钻井周期为50 d,比对比井降低了10%,日进尺为84.6 m/d,比对比井提高了12.6%,钻井综合成本明显降低.其中桥69-平1井是中原油田第一口以开发天然气为目的的三靶水平井,该井水平段岩心渗透率恢复值均大于85%,全井施工顺利,井径规则,生产时效达97.28%,纯钻时效为38.32%,电测均1次成功,产量是对比井的8倍.     

有机硅钻井液在大庆油田太南地区的应用

针对大庆油田太南地区上部地层造浆、下部地层井塌的特点，选用了以有机硅稳定剂为主处理剂的钻井液体系。６口井应用结果表明，有机硅钻井液具有很强的抑制能力和携岩能力，能有效地防止井塌和缩径，完全满足该地区钻井工程和测井作业要求。     

海上复杂易垮塌地层高性能油基钻井液研发与应用

南海西部北部湾盆地涠西南油田涠洲组地层受构造应力及地层高含硬脆性泥页岩影响,井壁失稳风险极高,传统油基钻井液在钻进涠二段过程中不断出现起钻困难、井壁失稳和固井质量差等诸多问题。在分析传统油基钻井液应用情况的基础上,通过对乳化剂、封堵剂以及提切剂等处理剂优选,研发了新型高油水比（95∶5）高性能油基钻井液体系,该钻井液具有良好的井壁稳定、封堵能力以及优异的ECD控制能力,抗劣质土污染可达15%,岩心被钻井液损害后渗透率恢复值在90%以上,返排压力为0.4 MPa,具有良好的储层保护能力,并可提高机械钻速和起下钻效率。现场应用结果表明,高性能油基钻井液钻进涠洲组二段地层时,钻井液流变性稳定,封堵性强,井眼清洁效果好,ECD值低,未发生井漏现象,井深2 500 m钻井周期为8.09 d,较前期开发井钻井周期降低48%,储层保护效果良好。为今后北部湾海域类似油田开发提供了良好借鉴。      

胜利油田页岩油水平井钻井液技术

胜利油田在罗家地区部署多口页岩油水平井。页岩与常规砂岩储层不同,页岩中含有膨胀矿物且微裂缝发育,当钻井液进入地层后,与黏土矿物、微裂缝发生综合作用,井壁极易不稳定。因此,对于页岩油水平井,井壁稳定是其施工主要难点。在对胜利油田罗家地区页岩矿物成分和裂缝分布情况分析的基础上,开展了钻井液井壁稳定性评价实验,证明了油基钻井液更有利于页岩井壁稳定。通过钻井液体系优选研究,确定了油基钻井液配方。渤页平1井现场试验证实该体系能够满足胜利油田页岩油水平井钻井施工需要。     

长庆气田小井眼钻井液技术研究与应用

为解决长庆气田小井眼施工中存在的井漏、地层自呼吸、井壁失稳、携岩困难、电测成功率低等问题,从水力参数、岩屑清除和钻井液体系入手,在兼顾降低循环压耗和提高环空净化能力的同时,设定合理的泵排量,以此预防井漏、避免地层自呼吸现象;从新的实验评价方法入手,结合小井眼钻井液施工特点,优选出复合抑制剂CQFY作为主抑制剂、天然高分子降滤失剂NAT20作为降滤失剂、无荧光白沥青NFA-25作为封堵剂,确定钻井液体系配方。2018年至今施工的φ165.1 mm井眼和φ152.4 mm井眼均使用了该技术。现场应用表明,该技术可有效保证井壁稳定,井径规则,并可预防井漏,避免地层自呼吸现象,提高了钻速,电测成功率高。完成φ165.1 mm井眼235口井,电测成功率为84.7%,φ152.4 mm井眼7口,电测成功率为100%,取得了较好的应用效果。      

大斜度长裸眼定向井钻井液技术

饶阳凹陷留楚区块大多数井为大斜度长裸眼定向井,井身剖面为"直-增-稳"三段制、双或多靶点定向井,井身结构为二开井,井斜角在48°～56°之间,水平位移为1 000～1 597 m,裸眼段长达3 000～3 500 m,井壁不稳定,钻井难度及风险大。通过优化钻井液工艺技术,应用加有组合润滑防卡剂、防塌剂以及抗温降滤失剂和有机硅的聚磺润滑防塌钻井液,较好地满足了安全钻井要求。与该区块同类型未使用该技术的井相比,完成的15口长裸眼大斜度定向井平均钻井周期缩短了37.3%,建井周期缩短了32.6%,完井电测时间缩短了60.7%,传统电缆测井完成率为93.3%,其中有7口井实现完井电测一次成功,平均井径扩大率小于10%,特别是楚29-87X井等7口井平均井径扩大率控制在6%以内。