涠洲W油田全油基强封堵钻井液技术

涠洲W油田涠二段易垮塌地层所用常规油基钻井液油水比和破乳电压低,乳化状态稳定性不够,易引起地层泥页岩水化分散,给井壁失稳和储层保护造成困难。在分析涠二段硬脆性灰色泥岩垮塌机理基础上,通过提高油水比来提高钻井液的乳化稳定性、优化复合粒径封堵材料,构建了全油基强封堵钻井液体系。室内性能评价结果表明,优化后的全油基钻井液乳化稳定性强,塑性黏度小、滤失量小、封堵承压效果好,抗水和土污染能力强。全油基强封堵油基钻井液体系已在涠洲W油田11口定向井中取得成功应用,解决了超千米长裸眼涠二段易垮塌地层井壁失稳问题,同时储层保护效果良好。本文研究成果可为类似硬脆性泥页岩易垮塌地层钻进和储层保护提供借鉴。     

涠洲油田甲酸盐钻完井液体系适用性评价研究

针对涠二段井壁失稳及储层段保护问题，通过涠洲油田地层特性及钻井液性能室内评价研究，提出了甲酸盐钻井液体系作为涠洲油田开发井钻完井液，以实现钻完井液一体化，室内评价表明，该体系满足涠洲油田开发井复杂层段井壁稳定要求及储层段储层保护要求，适用于涠洲油田开发井钻完井施工。     

北部湾盆地开发井高效安全钻井技术

南海西部北部湾盆地地层微裂缝发育,水敏性强,尤其是涠洲组2段地层井眼失稳问题突出,导致井下故障频发。为了提高北部湾开发井钻井效益,使用废弃井槽,在隔水导管内开窗侧钻建立井口,以高效利用槽口资源;表层井段使用海水聚合物钻井液,同时减小其井眼直径,达到增加表层井段钻深的目的;目的层井段使用强封堵全油基钻井液钻穿涠洲组2段地层;在优选钻井液的基础上,将三开井身结构优化为二开井身结构,提高了目的层井段钻井安全,同时提高了机械钻速、缩短了钻井周期,最终形成了北部湾盆地开发井高效安全钻井技术。该技术在北部湾盆地多个油田30余口井进行了现场应用,避免了槽口资源浪费,降低了表层井段钻井液成本和目的层井段发生井下故障的概率,全井段机械钻速提高超过20%,钻井周期缩短近25%。北部湾盆地开发井高效安全钻井技术为类似油田的高效开发提供了技术借鉴。      

井壁稳定技术在涠洲11-1油田的应用

涠洲11-1油田地处南海西部北部湾盆地,该油田在钻井过程中极易发生井壁失稳问题,给钻井工程带来很大的风险,因此针对该油田进行井壁稳定机理研究显得十分必要。借助涠西南油田群井壁稳定性研究的成果,系统综述了与涠洲11-1油田有关的井壁稳定性机理及一些具体结论,包括微裂缝状况、地应力大小和方向、沿井眼轨迹的地层坍塌压力剖面,并提出了相应的实用技术对策,主要有确定合理的安全钻井液密度、强力防塌油基钻井液的应用、优化井眼轨迹及降低裸眼井段暴露时间等。将这些技术应用于涠洲11-1油田复杂地层的钻进过程中,实践证明取得了较好效果,涠洲11-1油田未出现因井壁失稳问题导致井下复杂情况或事故。     

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。      

油基钻井液的封堵性能研究与应用

在涠洲12-1北油田一期工程中使用油基钻井液后事故率明显降低,但仍未能彻底解决涠二段硬脆性泥页岩井壁稳定性问题。对进一步加强油基钻井液的封堵能力进行了室内研究。通过在油基钻井液中引入超微细颗粒材料、纤维材料、变形材料和粘弹性材料,可大幅度提高其封堵能力。在涠洲12-1北油田二期工程中应用了加强封堵能力的油基钻井液,结果钻井施工非常顺利,几乎无井下复杂事故。室内评价及二期工程实践结果表明,增强油基钻井液的封堵能力对保持硬脆性泥页岩井壁稳定至关重要。     

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。     

改良油基钻井液在WZ6-13-A3井的应用

涠洲区块地质结构复杂,复杂井、特殊井作业特别多,其中地层涠洲组裂缝发育的灰色泥岩较多,流沙港组页岩和油页岩页理发育较好,普通水基钻井液难以解决钻井中存在的问题,从20世纪90年代引入油基钻井液技术以来,解决初期钻井的难题——井壁失稳,但是随着开发区域的深入,复杂井增多~([1]),要求油基钻井液必须升级改良,才能保障裂缝性地层的井壁稳定,最终实现改良油基钻井液在WZ6-13-A3井的成功应用。     

强封堵油基钻井液钻遇储层解堵技术

南海北部湾盆地涠西南凹陷的WZ油田群,由于存在稳定性极差的W2段灰色泥岩,采用强封堵油基钻井液钻进解决了井壁稳定问题,但是对储层保护也提出了新的挑战。通过对该钻井液可能造成的储层伤害原因分析,研究出了针对性强的解堵液和解堵工艺。室内评价结果表明,强封堵油基钻井液解堵液与地层流体和完井液配伍性好,泥饼清除率达90%,解堵液对油基钻井液污染后的岩心有较好的解除效果,渗透率恢复值在90%以上。WZ11-1N-A12Sa的现场应用情况表明,油井产量从作业前的70 m3/d增加到作业后的260 m3/d,效果显著。     

东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液优化与实践

东方1-1气田在垂深为1 350 m左右的大位移水平井钻井过程中,表层乐东组、莺歌海组一段地层极易出泥球;水平段储层莺歌海组二段钻进摩阻扭矩大,且存在压力衰竭,极易发生井漏;储层埋深浅,地层成岩性差,井壁易失稳。针对以上钻井难题,经过多年摸索与实践,在非储层段改变以往钻井液作业模式,探索性地使用海水聚合物体系,保证非储层段泥岩充分水化;在储层段引入纳米可变形封堵剂PF-Greenseal优化无固相钻井液屏蔽暂堵性能,同时配合使用成膜封堵剂PF-LPF及高效润滑剂PF-Greenlube,成功解决了泥球、井漏、摩阻扭矩大、井壁失稳等难题,形成了一套东方1-1气田浅层大位移水平井钻井液作业模式。现场3口调整井应用结果表明,非储层段钻进机械钻速由41~64 m/h提高到85 m/h左右,同时可降低50%钻井液成本;储层段井壁稳定,井径扩大率低于3%,扭矩低,储层保护效果好,3口井测试表皮因数接近0。研究结果可为类似油气田钻井作业提供钻井液技术参考。     

页岩气油基钻井液体系性能评估及对策

油基钻井液已成为开发页岩气水平井的关键技术之一,具有稳定井壁和保持井眼清洁的功能。通过评价中石油川渝地区油基钻井液体系的流变性、封堵性、固相含量和稳定性等性能,并结合这些井的井下复杂情况原因分析,得出封堵性是保持井壁稳定的关键,提高钻井液φ₆值和排量可以改善井眼清洁,有害低密度固相含量的增加是导致钻井液性能恶化的主要原因。针对井壁失稳、井眼清洁和性能维护等问题,建立了纳-微米封堵评价方法,确定了有害低密度固相含量计算方法,并形成了页岩气油基钻井液技术规范,有望为页岩气水平井的开发提供技术支持。      

海上热采井钻井液储层保护技术

渤海油田稠油资源丰富,热采是稠油开发的主要手段,为适应特殊热采开发环境,充分利用非常规稠油特点及高温注热工艺特性,降低成本,开展稠油热采井钻井液储层保护技术研究顺应形势需求。以渤海旅大5-2N稠油热采井为例,结合油藏独特的物理性质,分析潜在敏感性损害因素,通过强抑制剂优选、热降解性能评价、密度优化、封堵剂优化和储层保护性能评价,形成了适合稠油热采水平井的改进型钻开液体系。该体系抑制性强,与地层流体配伍性良好,高温条件下降解产物为黑色碳,岩心渗透率恢复值大于85%,具有良好的储层保护效果,同时可降低成本40%。      

生物合成基钻井液在长宁页岩气水平井的应用

油基钻井液的抑制性、封堵性强,润滑性好,对水敏感的泥页岩地层有极强的防塌作用,是四川长宁页岩气井水平段采用的主要钻井液体系,但油基钻屑因含有石油烃类、重金属和有机物等污染物,若直接排放,会对周边生态环境造成严重危害,加之目前含油岩屑的处理能力不足,导致环境保护压力巨大,油基钻井液综合成本过高,因此其使用受到一定限制。长宁CN-H井是部署在四川省宜宾市珙县的一口页岩气水平井开发井,钻探目的层为长宁下古生界龙马溪页岩层。该井四开井段泥页岩地层易水化分散、易垮塌,井壁失稳风险大,使用了一种生物合成基环保钻井液钻井,取得了良好的效果。该生物合成基钻井液流变性优异,具有良好的润滑性、封堵性、抑制性,且热稳定性好,高温下仍具有较强的悬浮和携带岩屑能力,在水平段钻进中实现了高效安全钻进。该生物合成基钻井液无毒无害,满足安全环保要求。      

川滇页岩气水平井水基钻井液技术

为解决水基钻井液钻页岩气水平井过程中出现坍塌等井壁失稳问题,以多碳醇、磺化沥青钾盐为核心处理剂,研究了一套针对川滇页岩气地层的新型水基钻井液。通过膨胀率、回收率、力学特性分析、封堵、抗污染等实验,研究了新型水基钻井液基本性能。结果表明,新型水基钻井液显著抑制云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩水化膨胀与分散,页岩膨胀率分别为1.23%、0.95%和0.98%,回收率分别为98.94%、99.13%和99.05%,其抑制页岩水化膨胀分散性能与油基钻井液相近;与常规水基钻井液相比,页岩抗压强度降低程度大幅减小,能有效减缓页岩抗压强度降低,对页岩裂缝具有较强的封堵性;抗盐（5% NaCl）、膨润土（5%）、岩屑（20%钻屑）污染能力强,具有良好的稳定井壁效果。      

加重剂对抗高温超高密度柴油基钻井液性能的影响

在塔里木盆地库车山前钻遇库姆格列木群盐膏地层时,要求采用抗高温超高密度油基钻井液,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动、静沉降稳定性。研讨了不同类型加重剂对抗160℃超高密度柴油基钻井液性能的影响;采用重晶石（ρ=4.2 g/cm3）、重晶石（ρ=4.3 g/cm3）、氧化铁粉、Microdense等单一加重剂配制超高密度柴油基钻井液,钻井液性能无法全面满足钻井工程的需要;采用具有超微细、高密度、球形等特点的MicroMax加重的超高密度柴油基钻井液拥有非常好的流变性能和良好的沉降稳定性,但无法控制钻井液的高温高压滤失量;当重晶石和MicroMax按60∶40比例复配时,可配制出性能良好的超高密度（2.4～3.0 g/cm3）抗高温柴油基钻井液,能满足库车山前钻进高压盐水层与易漏地层的需求。      

海上低渗储层防水锁强封堵钻井液技术

南海西部北部湾盆地乌石区块低渗储层硬脆性页岩发育,孔隙喉道小,水敏性强。前期钻井过程中水锁伤害严重,表皮系数高,且井壁失稳问题突出,井眼扩径严重,钻井事故频发。在前期使用的钻井液基础上,通过优选氟碳防水锁剂,降低油水界面张力,使用成膜封堵剂及优化碳酸钙粒径配比,在加强井壁稳定的同时可显著降低钻井液滤液及固相颗粒侵入储层,进一步保护低渗储层。室内评价优化后的钻井液滤失量及砂床侵入深度得到显著降低,高温高压滤失实验滤液固相粒度分布显示固相侵入低,高温高压滤失实验泥饼表面扫描电镜观察显示致密光滑,水锁伤害率降低至17.5%,岩心渗透率恢复值大于80%。乌石区块现场应用表明,优化后的钻井液井壁稳定性好,井径扩大率仅为5.4%,储层保护效果较好,测试表皮系数仅为1.2。该钻井液技术对其他低渗储层钻井液设计有一定的借鉴意义。      

适合页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系

针对威远地区页岩气井W-X1井长水平段钻进时存在井壁失稳、漏失以及摩阻较大等问题,以多氨基页岩抑制剂HCA-3、复合封堵剂和高效润滑剂RMLUB-1为主要处理剂,研制了一套适合该区块页岩储层的强抑制防塌水基钻井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该钻井液体系具有良好的流变性能、较低的滤失量以及较好的润滑性能,能够满足页岩储层水平井钻井施工对钻井液性能的基本要求;该钻井液体系与其他水基钻井液相比,其能够更好地降低页岩岩样的Zeta电位值,具有更强的抑制能力;该钻井液体系的高温高压PPA滤失量和滤失速率均与油基钻井液相当,并且能够较好地阻缓压力传递,具有较强的封堵能力;此外,该钻井液体系还具有较强的抗污染能力,加入不同的盐、钻屑粉和膨润土后,体系性能变化不大。强抑制防塌水基钻井液体系在威远地区W-X1井三开水平段成功进行了应用,现场各分段钻井液性能稳定,施工过程顺利,未出现井壁失稳、起下钻遇阻等复杂井下情况,井眼稳定,且提高了钻井效率,取得了良好的施工效果。      

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

辽东湾探井用改性天然高分子钻井液技术

DS4井是一口位于渤海北部辽东湾海域的区域探井。针对DS4井裸眼段长、地质条件复杂、钻遇油气层位多的情况,在对钻井液抑制性、封堵性、保护油气层作用机理进行分析的基础上,对改性天然高分子钻井液进行了配方优选。实验结果表明,在改性天然高分子钻井液中引入强抑制剂AP-1和封堵剂DLP后,钻井液具有良好的抑制性和封堵性,防止了DS4井上部明化镇组、馆陶组高渗透地层的漏失,在较低的密度下确保了下部东营组泥岩地层的井壁稳定,实现了安全快速钻井;具有优良的润滑能力,在DS4井二开裸眼段长3131 m、位移大（1060 m）、最大井斜达到34.5°的情况下,成功地实现了电测一次成功率100%;钻井液具有低荧光特性,能够及时地发现油气层;具有优良的油层保护效果,DS4井在东营组发现了良好的油气显示,并在试油阶段获得了高产的工业油流。      

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。