顺北油气田深部破碎性地层井壁失稳机理及对策研究

顺北油气田多口探井在奥陶系碳酸盐岩地层钻遇破碎带,井壁失稳严重,已成为制约顺北油气田安全建井的突出问题。文章在综合分析顺北奥陶系破碎性碳酸盐岩地层井壁失稳类型及理化特性、裂缝面物理—力学特性和岩石力学实验的基础上,提出了井壁稳定钻井液技术对策。研究发现,区域断裂带附近地应力方向复杂,地应力差大;地层天然多尺度裂缝发育、破碎程度大、岩体等效强度较低;钻井液易沿天然裂缝侵入地层,钻井液-裂缝面水岩作用造成缝面粗糙度减小、摩擦系数降低,易诱发地层沿裂缝面失稳,是深部破碎性地层井壁失稳的主要机理。明确“合理密度支撑+钻井液刚柔并济多级配封堵”,配合使用“耐高温随钻/段塞固壁剂”是顺北油气田深部破碎性地层稳定的井壁钻井液技术对策。研究成果对促进深部破碎性地层安全高效钻井具有重要借鉴意义。     

顺北油气田鹰1井超深井段钻井液关键技术

鹰1井是顺北油气田的一口超深重点风险预探井,设计井深9 016.85 m（垂深8 603.00 m）。该井超深井段志留系柯坪塔格组与奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、志留系裂缝性地层和奥陶系破碎性地层,在钻进过程中易出现井眼失稳、井漏、坍塌掉块等井下故障。为此,通过室内试验研究,分析了该井超深井段硬脆性泥岩地层井眼失稳机理、强压力敏感性裂缝性地层漏失原因及破碎性碳酸盐岩地层井眼失稳原因,应用“多元协同”井壁稳定基本理论,构建了SMHP–1强抑制强封堵钻井液,并制定了针对性强的防塌防漏技术措施。该井顺利钻穿大段硬脆性泥岩、裂缝性地层和破碎性地层,未发生井眼失稳及钻井液漏失,顺利钻至井深8 588.00 m完钻,创亚洲陆上井深最深纪录。现场应用表明,SMHP–1强抑制强封堵钻井液能够解决深部地层大段泥岩及破碎性地层的井眼失稳与漏失难题,为国内外深井超深井安全钻进提供了技术借鉴。      

顺北油气田却尔却克组井壁失稳机理及应对措施

塔里木盆地顺北油气田却尔却克组钻井过程中井壁失稳事故频发,严重影响了施工进度。针对顺北油气田X井却尔却克组地层井壁失稳的机理,开展了岩石崩解实验、点载荷实验、X衍射、扫描电镜实验研究。结果显示,岩石矿物组分中黏土含量大（15%～35%）,其中伊利石含量在60%左右,伊蒙混层主要在10%～30%,吸水率小（2%）,崩解率大（5%）,岩石属于典型的硬脆性灰质泥岩。室内实验表明,在清水和水基钻井液条件下,岩石强度表现出较强的非均质性和强度弱化（岩石单轴强度降低在10～40 MPa之间）,但在油基钻井液下,岩石强度几乎无弱化影响,并且油基钻井液对微裂缝起到较好地封堵作用。此地层水基钻井液下井壁失稳机理一方面是硬脆性泥页岩中的膨胀性黏土矿物吸水膨胀,强度弱化,失去有效支撑;另一方面微裂缝在水力尖劈作用下,井壁岩石崩落垮塌失稳。油基钻井液中乳化剂、润湿剂等表面活性剂特殊结构可以对泥页岩中裂缝微裂缝进行有效封堵,减少水化和水力尖劈作用,实现井壁稳定。现场在第三侧钻井眼水基钻井液井壁严重失稳条件下,改用油基钻井液,顺利钻完计划进尺,大幅度减少井壁失稳损失。      

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。     

断裂带破碎地层井壁稳定机理的离散元法分析

受挤压构造运动影响,顺北5号断裂带奥陶系地层破碎,钻井过程中井壁坍塌掉块严重。由于破碎地层岩石的变形及应力是不连续的,破碎岩块间不存在黏聚力,导致常规的基于连续介质的岩石力学分析方法不适用于此类破碎地层。而离散单元法将含结构面的岩体假定为若干刚体组合,可以刻画变形及应力的非连续性,适用于破碎性地层建模。首先针对地层破碎特性提出能更加合理地表征钻井液封堵性能的新指标——压力传递系数,该系数可通过简单的实验获取;之后建立了适用于顺北破碎带的离散元模型;利用标定的模型分析了不同井斜角、钻井液密度、钻井液压力传递系数对井壁坍塌的影响程度。研究发现:破碎地层失稳是岩块受力平衡的打破造成的(而非岩块本身的强度破坏造成),钻井液压力传递造成井壁周围孔隙压力增加,降低岩石间的挤压力同时降低摩擦因数,导致摩擦力大幅度下降引发岩块失稳;破碎带岩石的尺寸影响井壁稳定性,岩块越破碎越容易发生失稳;随着井斜角增加,井壁失稳风险急剧增加;不同压力传递系数的模拟结果显示,钻井液安全密度窗口随封堵性提高得到不同程度的提高,各影响因素的容错率提高。该研究可为破碎地层安全高效钻井工程措施制定提供指导。     

顺北油气田碳酸盐岩破碎性地层防塌钻井液技术

为了解决顺北油气田奥陶系碳酸盐岩破碎性地层易发生井壁坍塌的问题,从地质构造特征、地层裂缝发育及充填程度和井壁岩块受力等方面分析了井壁坍塌的原因,发现造成井壁坍塌掉块的主要原因是强挤压段应力集中、地层微裂缝发育和定向井段受重力影响。虽然地层破碎、应力集中无法改变,但可以提高钻井液的封堵性能,通过有效充填、封堵微裂缝阻止压力传递,同时钻井液保持较高的密度支撑井壁,从而解决井壁坍塌问题。为此,综合考虑强化钻井液封堵能力、控制钻井液高温高压滤失量和优化钻井液动塑比等,优选了防塌钻井液配方,并保持较高的钻井液密度以支撑井壁,形成了防塌钻井液技术。该技术在顺北X井进行了现场试验,钻进中扭矩稳定,机械钻速较高,井径扩大率较小,防塌效果良好,可为其他油气田破碎性地层的高效、安全钻井提供借鉴。      

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。      

顺北区块深层井壁稳定钻井液技术

顺北区块位于顺托果勒低隆北部,储层埋深7300 m.石炭系及以下深部地层其地质结构复杂,钻井施工中井壁失稳严重,钻井液井壁稳定技术难度大.为保证顺北区块勘探开发顺利,提高超深井钻完井成功率,针对该区块深部地层岩性特点及钻井液技术难点,优选了聚胺强封堵润滑防塌钻井液体系.评价实验表明,聚胺强封堵润滑防塌钻井液体系抗温性好...     

白-平2HF井回收油基钻井液的优化研究及应用

为实现白-平2HF井回收油基钻井液的重复利用,采用具有塑性黏度低、动切力高、低转速度数高、乳化稳定性好的高性能油基钻井液改善老浆的流变性和乳化稳定性,并将优化后的回收油基钻井液应用于白-3HF井四开水平段。现场应用结果表明,该钻井液具有良好的流变性、乳化稳定性以及封堵防塌性。1000m水平段钻进期间井壁稳定,井眼清洁,摩阻仅为40～60kN,四开水平段井径扩大率为2.57%。在老浆利用率为67%的情况下,将密度为1.70g/cm³回收油基钻井液的油水比由96∶4降至85∶15,实现了老浆的重复利用,有效降低了油基钻井液的成本。     

抗高温封堵固壁防塌水基钻井液研究与应用

顺北油气田破碎性地层井壁失稳、阻卡和现有水基钻井液抗温性能不足等问题严重制约了勘探开发进程。为此，采用X射线衍射、扫描电镜、膨胀率及滚动回收等手段深入分析了奥陶系泥岩、灰岩井段岩石特性，明确了钻井液防塌对策。在此基础上，自主研发了抗高温聚合物降滤失剂HT-FL,并针对性地筛选了固壁剂GBJ、超疏水剂CSSJ、沥青封堵剂FF-1和键合润滑剂JHRH等配套处理剂，构建了一套抗高温封堵固壁防塌水基钻井液新体系。该体系抗温可达200℃,高温高压滤失量低于8 mL,砂盘(孔径20μm)高温高压滤失量低于6 mL,低孔岩心(渗透率低于200 mD)封堵率可达100%,破碎性岩心胶结强度提高率达62.44%,滤饼黏滞系数和极压润滑系数仅分别为0.069和0.12,各项指标均优于现场所用配方。研制的钻井液在顺北奥陶系斜井SB8X中应用成功，有效解决了奥陶系破碎地层掉块、卡钻和垮塌等问题。     

页岩气井钻井液井眼强化技术

页岩气地层有着易表面水化剥落掉块、微裂缝发育、脆性好而裂缝易压裂等理化特性,目前,页岩气开发中常用的油基和合成基钻井液体系,起到了很好的防塌防卡效果。但随着开发的深入和地层特性的变化,如钻遇破碎带、裂缝异常发育的地层,采用油基体系仍然会出现大量掉块和严重井塌。为了解决易破碎性地层又垮又漏的复杂情况,需要及时有效地强化已形成的井眼。在钻井液中引入井眼强化剂YH11和BT100,室内实验对加入2种处理剂的钻井液进行了评价,研究出了一套适用于页岩气钻井液的井眼强化技术。该钻井液密度可调范围大,现场可控制在低密度范围1.14~1.50 g·cm-3,该体系抑制能力强,在防漏方面实现了低密度钻进,并且该钻井液体系具有良好的成膜封堵效果,解决了井壁稳定和承压能力低的矛盾,减少了井下复杂情况,确保了井下安全,进一步促进了机械钻速的提高。室内实验和现场应用都表明,井眼强化剂能及时胶结破碎性地带和封堵微裂缝而使井壁变得更致密,大大降低井壁的孔隙度和渗透性,有效阻止液柱压力向井壁孔隙的传递和阻止滤液的深度侵入,减少井壁支撑力的损失,获得防塌和防漏的双重效果。      

抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X井的应用

大北12X井是2018年塔里木油田的一口高温高压评价井,位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12号构造东高点,该区块库姆格列木群膏盐岩段（4267～5287 m）普遍为高压～超高压,局部存在高压盐水层、漏层。钻井过程中,易出现井壁失稳、漏失、盐水侵等复杂技术难题。针对该区域的地质特点和作业要求,分析了高温高压作业条件下油基钻井液体系的技术难点,优选出抗高温高密度油基钻井液体系配方,并且通过室内实验,模拟高温高压井段作业可能出现的风险,进行了系统的工况模拟评价。实验结果表明,抗高温高密度油基钻井液体系性能稳定,破乳电压为1562 V、高温高压滤失量为1 mL,体系抗30%体积分数的近饱和NaCl盐水污染,污染后体系表观黏度变化小于10%,滤失量小于2 mL,破乳电压为1002 V。体系抗温稳定能力强,室内实验170℃老化10 d后体系流变性能稳定,沉降因子为0.522。现场应用表明,抗高温高密度油基钻井液体系能够解决塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业难题。四开井段,钻井液密度为2.43 g/cm3,油基钻井液保持了良好的钻井液流态,较低的黏度、切力及ECD等优良参数,未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。该井钻遇盐膏层厚度达2135 m,油基钻井液抗石膏污染能力强,流变性能稳定。      

一种低黏高切油基钻井液体系

针对传统油包水钻井液黏度高、切力低、携岩能力差的问题,合成了一种Gemini主乳化剂,其与辅乳化剂有较好的协同效应,钙皂分散性好,兼具润湿功能,在2.0%~3.5%的低加量下具有好的乳化能力。研制出了密度在1.0~2.0 g/cm3之间、抗温达170℃的低黏、高切油基钻井液。室内研究结果表明,该钻井液密度为1.00~1.70 g/cm3时,塑性黏度小于40 m Pa s,动塑比为0.35~0.50 Pa/m Pa s,具有低黏高切的特点;破乳电压在800 V以上;抗水达15%,抗钻屑达10%,并且润滑性能好,密度在2.0 g/cm3以下时润滑系数小于0.085。在焦页54-1HF井水平段的应用表明,该钻井液性能稳定,具有突出的低黏高切流变特性,破乳电压高,保证了施工顺利、井壁稳定、井眼通畅。     

裸眼水基钻井液替换油基钻井液技术

塔里木油田库车山前克深区块“库姆格列木群”层位岩性属于复合盐膏层,该盐膏层具有压力系数高、裸眼长、易塑性变形等特点,均用油基钻井液钻进。KS603井钻遇该层位中途完钻时发生井漏,为避免油基钻井液在下套管过程中出现恶性井漏,采用欠饱和盐水钻井液替换油基钻井液完成中完作业。施工过程中,在隔离浆中加入高碱比抗盐钙降黏剂碱液,利用碱液的稀释特性与OH-离子对油基钻井液中Ca2+的中和作用,使隔离浆始终保持较低黏切;因隔离浆中不能加入堵漏材料,在隔离浆之后的第一罐井浆中加入8%堵漏剂,提高井浆的防漏能力,避免替浆过程中发生井漏;为保证盐膏层井壁稳定,替浆密度为2.39 g/cm3,严格控制钻井液中的Cl-含量不小于1.8×105 mg/L,避免盐晶颗粒过多地溶入钻井液中,同时使用盐重结晶抑制剂NTA-2;下套管前进行承压堵漏作业。钻井液性能稳定,在中完作业过程中光钻铤、单扶、三扶、四扶通井、测盐层蠕变静止72 h后四扶通井、下套管、固井作业均一次性成功,井壁稳定、井下安全。      

缅甸D区块高陡高压地层封堵防塌钻井液技术

缅甸D区块地层属高陡高压地层、断层多,地层水敏性强且裂缝发育,钻井过程中多井发生井壁坍塌,其中,P-1-1井最具代表性,该井由于井塌造成的卡钻高达32次,井径扩大率达100%。使用常规的KCl聚合物钻井液体系及套管封隔技术等均不能解决井塌难题。为此,通过室内实验研究,优选出以微米级乳化沥青为防塌剂、以KCl和聚合醇为主抑制剂、以聚阴离子纤维素为降滤失剂、以磺化聚合物为高温稳定剂的微米乳液防塌钻井液体系。该体系与优化前的钻井液相比,页岩膨胀率降低15%,页岩回收率提高50%。结合提高钻井液密度,优化钻井液流变性能,降低钻井液API滤失量等配套技术措施,在D区块现场应用取得了较好的防塌效果,易塌井段井径扩大率由100%降低到20%,钻井时效提高了35%,钻井成本降低20%。该套钻井液技术解决了缅甸D区块高陡构造、高压地层井壁坍塌问题。      

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。      

杭锦旗区块防塌防漏钻井液技术

杭锦旗区块具有丰富的天然气资源,但在钻井施工中井壁失稳及漏失问题严重,严重影响钻井进度。为此,在充分认识该区块地质特征的基础上,开展了钻井液防塌防漏技术研究。地层物性分析表明,该区块属于典型断层发育区域,地层存在泥岩混层、胶结强度低、微裂缝发育、极易受到损害等问题,导致井壁失稳及漏失问题严重。基于此,通过研发温敏变形型封堵剂SMSHIELD-2、高效润滑剂SMLUB-E、随钻防漏堵漏材料SMGF-1,形成了针对该地区的井壁稳定防塌技术和随钻堵漏技术。室内实验表明,SMSHIELD-2加量为1%时,钻井液高温高压滤失量降至15 mL,并且增强了滤饼韧性;润滑剂SMLUB-E可使极压润滑系数降至0.033 ;堵漏剂SMGF-1由不同粒径大小材料复合而成,显著提高地层承压能力,降低漏失量;通过配方优选,形成了防塌、防漏钻井液。该技术在杭锦旗区块2口试验井成功应用,一次性钻穿易漏地层,钻遇泥岩井段未发生坍塌问题,井径扩大率小于5%。      

马氏漏斗黏度计测定钻井流体流变参数新方法的建立

目前使用马氏漏斗黏度计作为流变仪使用,所得到的数学模型计算过程繁琐、精度不足,无法满足现场测定钻井流体流变参数的需求。笔者针对牛顿型与非牛顿型钻井流体,优化了流量系数、壁面剪切速率、壁面剪切应力及流变曲线的数学模型,得到了测定牛顿黏度、表观黏度、塑性黏度以及动切力的新数学模型。结果表明,模型下矿物油、合成油、燃料油、绒囊冲洗液及甲酸盐钻井液的流变曲线与HAAKE MARS Ⅲ流变仪所测得的流变曲线之间存在很强的正相关性,相似度很高;模型下5种钻井流体的牛顿黏度、表观黏度、塑性黏度以及动切力的测量值与ZNN-6旋转黏度计的测量值之间的误差分别为1.40%、4.29%、2.78%与10.13%;说明了,建立的新方法可准确、简便地求得钻井流体的流变参数,计算准确度与ZNN-6旋转黏度计相符,可满足现场钻井流体流变学设计的需求。