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.     

钻井液封堵性对徐闻区块涠三段井壁失稳的影响

在徐闻区块钻井过程中,钻遇涠洲组时发生了井塌等井下复杂事故,但通过对测井数据和地层3个压力剖面数据分析,发现钻井使用的钻井液密度均高于地层坍塌压力当量密度,且涠三段地层层理裂隙比较发育。利用给出的坍塌压力当量钻井液密度简化计算式,计算了钻井液浸泡后岩心坍塌压力的变化,其结果表明,随着钻井液浸泡时间的增加,岩石强度下降,进而造成地层坍塌压力大幅度增加,岩心浸泡5 d坍塌压力增加了12.15%。对涠三段地层井壁失稳情况及影响因素进行了分析,认为该层位井壁失稳机理为:钻井液封堵性不足以阻止钻井液滤液侵入地层,造成地层强度下降和近井壁孔隙压力升高,进而导致地层坍塌压力升高,诱发井壁坍塌。采用有机盐、包被剂和胺基抑制剂改善了钻井液抑制性,采用ZHFD、QS-4和NFA-25作为封堵剂,形成了强封堵强抑制的有机盐胺基钻井液,延长了井壁坍塌周期,有效解决了涠三段井壁失稳的技术难题。      

钾盐成膜封堵低侵入钻井液在南堡油田的应用

南堡油田各层系储层纵横向渗透率和孔隙度分布严重不均质,且储层物性、泥质含量纵横向变化较大.针对以上地层特性,优选出了加有KCOOH或KC1、高温高压降滤失剂、低荧光沥青、成膜剂、特种封堵剂等处理剂的钾盐成膜封堵低侵入钻井液.该钻井液能在极短时间内,在坍塌层、油层近井壁形成钻井液动滤失速率接近零、厚度小于1 cm的成膜封堵环带,并利用钾离子的强抑制性能抑制黏土膨胀,通过双重作用实现稳定井壁,保护储层的目的.分析了该钻井液的作用机理,提出了适用于南堡油田馆陶组、东一段储层的钾盐成膜封堵低侵入钻井液配方及现场施工措施.经现场使用证实,该钻井液能有效保护油气层,防止地层坍塌.     

福山油田流沙港组井壁稳定技术

福山油田下第三系流沙港组地层以泥页岩为主,层理、微裂缝发育,易发生泥页岩坍塌及电测遏阻等复杂事故,影响了钻井速度和油气层保护.通过对流沙港组地层矿物组分、理化性能、地应力及地层坍塌压力等分析,对井壁失稳的机理进行研究,研选出了强抑制、强封堵的有机盐钻井液.利用地层压力预测分析的成果,确定了合理的钻井液密度.通过现场应用解决了福山油田流沙港组的井壁失稳问题,缩短了钻井周期,钻井液密度和压力预测结果很好的吻合,平均井径扩大率为2.69％～8.38％,一次电测成功率为100％,钻完井过程中均无井壁坍塌等复杂事故发生.     

南堡1-3人工岛钻井液技术

南堡1-3人工岛是冀东南堡滩海地区的一座固定式海上平台,主要勘探开发南堡1-5区块,钻井过程中易发生井漏和井壁失稳,导致储层受到污染。在分析南堡1-5区东1段储层各油组储层特性、伤害因素及对储层上覆玄武岩地层特性基础上,结合成膜封堵理论,优选出了具有强抑制性和强封堵性的KCl成膜封堵低侵入钻井液。室内试验表明,KCl成膜封堵低侵入钻井液常规性能良好,抑制性和封堵性强,油层保护效果好。现场应用表明,南堡1-5区块使用KCl成膜封堵低侵入钻井液后,钻井液密度明显降低,所钻井均能顺利完钻,且一次成功自喷投产,证实通过提高钻井液的抑制性和封堵性,可以达到稳定玄武岩地层井壁、解决井漏和高效保护储层的目的。      

南堡油田保持中深层泥页岩井壁稳定钻井液研究

在南堡油田中深层钻井过程中,东二、东三、沙一段泥页岩的剥落掉块经常造成井壁坍塌掉块、钻具阻卡、电测遇阻等井下复杂情况。分析了中深层泥页岩的理化特性,研究探讨了泥页岩的坍塌机理。在此基础上,提出了选用强封堵抑制型钻井液是有效抑制中深层泥页岩剥落掉块的根本措施。这一研究成果对于在南堡油田中深层开发工程中提高钻速、减少井下复杂情况发生具有重要意义。     

塔里木盆地富满油田二叠系玄武岩井壁稳定技术研究及应用

塔里木盆地富满油田二叠系普遍发育有玄武岩,玄武岩段钻进易发生井壁失稳,引起卡钻等井下故障复杂,影响了在该区块钻井时效和经济效益。通过对二叠系玄武岩进一步结构特征研究、易垮井地震相态特征及实钻特征研究、理化特性、地应力、坍塌压力研究,确定引起井壁失稳的原因。根据该区块现场实钻资料及井壁失稳处理经验,从强化钻井液封堵性、控制滤失量、提高钻井液抑制性、携岩能力、密度优选、控制工程参数等几个方面给出避免二叠系玄武岩井壁失稳的处理建议。研究成果在AM3井应用成功,效果显著,对指导富满油田二叠系玄武岩钻进具有一定的指导意义。     

冀东NP280 Es31井壁稳定钻井液技术

针对冀东油田南堡280区块多口井钻遇至沙三₁亚段(Es₃¹)时发生井壁失稳,研究表明区块内泥岩遇水易产生水化作用,其漏失段间裂缝发育,裂缝多为中高角度裂缝,原裂缝宽度(0.1～100μm)受压力等诱导因素后变大导致成为致漏性裂缝漏失频繁,同时也会诱发大规模的掉块从井壁上剥落进而导致了井下的坍塌卡钻等井下复杂问题。对南堡280区块破碎地层进行井壁稳定机理、评价方法的相关研究,以原三开抗高温抑制钻井液为基础,进行室内优化实验,构建了适合诱导性裂缝地层的强封堵性井壁稳定钻井液,现场应用表明该钻井液体系可有效防止Es₃¹地层的坍塌失稳问题,具有重大的推广应用意义。     

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。      

柴达木盆地西北地区井壁失稳要因分析

柴达木盆地西北地区油气勘探潜力大,地层岩石成分复杂、埋藏较深,同时存在大量裂缝,随着储层埋藏深度的增加,高温和高压愈发显著,钻井过程中井漏、井塌等复杂事故也越来越多。以柴达木盆地西北地区D井组作为研究对象,以岩石特征及岩石理化性能分析为基础,从地质、工程和井筒流体等方面开展井壁失稳机理研究。研究结果明确了影响井壁稳定性的主要因素是裂缝力学弱面效应,失稳地层坍塌压力的准确计算和钻井液密度的合理选择有助于维护井壁稳定,强化钻井液的有效封堵性有助于预防井壁坍塌,较好的钻井液携岩能力可以避免井底岩屑堆积。研究成果对减少卡钻、井漏、井塌等钻井事故的发生有着一定的指导意义。