温度和压力对井内流体密度的影响

高温高压深井的安全压力窗口窄,井筒内不同深度之间的流体温差和压差大,且井内流体受到地层加热膨胀和液柱压力压缩造成密度变化,因而容易因入井流体初始密度选择不当造成压力失稳。利用自主研制的高温高压流体密度变化测量仪,进行了温度和压力对淡水、隔离液、水泥浆和矿物白油密度的影响试验,得到了相应的关系曲线;筛选出了适合固井水泥浆温度、压力变化的密度模型——Dodson-Standing模型;通过Drillbench软件,分别计算了入井初始密度1.2和2.0 kg/L水基钻井液和油基钻井液,在井下不同地温梯度下的当量静态密度,得到了4幅对应图版,该图版可为高温高压深井的钻井液和固井液密度设计提供参考。试验结果表明,对于井深为5 000 m、井底静态温度为270 ℃的井,入井初始密度1.2 kg/L水基钻井液的密度可降低5.58%,油基钻井液的密度可降低6.41％。      

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。      

高温高压钻井液P-d-T特性及其对井眼压力系统的影响

在高温高压环境下的钻井与完井,既困难,危险性又大。文中阐述了地温梯度、入口钻井液温度、钻井液类型等因素对当量静态钻井液密度的影响;建立了高温高压井中当量静态钻井液密度的计算模型;分析了钻井液密度变化对井底静压、动压、当量钻井液循环密度和动态波动压力的影响。结果表明,利用地面测量的钻井液密度计算井下压力,只适用于浅井和中深井;对于安全密度窗口很窄的高温高压井,必须考虑井筒温度和压力变化对钻井液密度及井内压力系统的影响,才能确保高温高压井的施工安全。     

高压窄密度窗口油基钻井液固井技术

海上油田固井作业面临着高压窄密度窗口易发生漏失和气窜,油基钻井液环境下固井井壁滤饼清洗困难,大斜度定向井固井顶替效率低等诸多挑战。在分析相关固井技术难点的基础上,采用高密度冲洗液提高对油基钻井液套管壁及井壁滤饼的清洗质量;选用聚合物增强水泥浆体系,在固井压耗动态计算及压稳计算的基础上优化双凝水泥浆柱设计,实现防漏及压稳储层;采用旋转尾管固井技术实现固井过程中尾管旋转,提高冲洗液的洗井质量及水泥浆顶替效率。上述技术措施在涠洲油田压力系数高达1.61 g/cm3、高气油比达358 m3/m3、密度窗口仅0.12 g/cm3 的油基钻井液固井施工中成功应用,固井质量评价优良,表明该套海上油田固井技术能够满足高压窄密度窗口油基钻井液的固井需求。     

高温高压超深井钻井液密度设计方法探讨

在高温高压超深井的钻探中,由于形成了相对较窄的钻井液安全密度窗口,同时钻井液的密度受温度和井筒压力的影响比较大,地面所配置的钻井液密度和井筒中钻井液密度不同,因此,必须准确的计算并控制钻井液的密度,确保超深井的安全施工。在前人研究基础上,基于超深井中温度和压力对当量静态钻井液密度的影响建立了模型,并对莫深1井的钻井液密度进行了设计分析,研究了井底压力系数和井筒温度对当量静态钻井液密度的影响。     

表面活性剂提高页岩气井固井水泥浆的抗污染性能评价

采取水平井开发页岩气储层时,由于套管偏心以及井径不规则等原因,通常会导致油基钻井液的顶替效率较低,部分油基钻井液掺入固井水泥浆中,影响水泥浆的性能。为了提高页岩气固井水泥浆的抗污染能力,室内将非离子表面活性剂与阴离子表面活性剂复配制得表面活性剂（AFSG-1）,然后以现场油基钻井液和固井水泥浆为研究对象,开展了AFSG-1提高页岩气井固井水泥浆抗污染性能的研究。结果表明,现场油基钻井液的掺入会严重影响固井水泥浆的流动度、稠化时间以及混浆水泥石性能;油基钻井液的掺入比例越大,污染越严重。随着固井水泥浆中AFSG-1加量的不断增大,水泥浆自身的抗污染能力逐渐增强;当固井水泥浆中AFSG-1的质量分数为2%时,再掺入20%的油基钻井液,混浆的流动度、稠化时间以及水泥石性能与未加表面活性剂时相比均有明显改善。另外,AFSG-1对固井水泥浆抗油基钻井液污染性能的改善效果明显优于其他常用表面活性剂。AFSG-1能有效提高页岩气固井水泥浆抗油基钻井液污染的能力,可提高固井质量,保障固井安全。     

克深134超深井高温地层尾管固井技术

克深134井是克深气田克深13号构造东高点东翼的一口评价井,五开完钻需进行尾管固井,井深7 777 m,井底静止温度173℃,压力148 MPa,固井存在环空间隙小、安全密度窗口窄、施工排量受限、井底温度高、地层压力高、油气上窜速度高难压稳、油基钻井液在套管及井壁表面附着一层"油膜"不易驱替干净等难点;为保证水泥石在高温下的后期强度,在塔里木油田固井所用水泥内首次混入了目数达500目的超细硅粉用于本次尾管固井施工,利用壁面剪应力原理确定施工排量,同时优选了抗高温外加剂及与油基钻井液相容性较好的冲洗型隔离液,水泥浆密度领浆2.0 g/cm~3、尾浆2.03 g/cm~3,结合配套固井工艺技术措施,现场固井施工连续,后经过测井解释,固井质量达到了优质。     

油基钻井液钻井的固井技术难点与对策分析

油基钻井液具有优良的抑制性及抗温性等优点,近年来在复杂深井和页岩气井中得到了大量应用。由于油基钻井液与固井水泥浆间存在相容性问题,因此为固井工程带来诸多难题。为促进油基钻井液的应用,提高固井质量,在总结国内外研究现状基础上,分析指出油基钻井液钻井的固井难点主要包括井壁和套管清洗困难、滤饼难以清除、前置液评价方法不完备、流体接触污染严重、顶替效率低等。针对上述难点,提出应加强高效前置液体系、前置液性能评价方法与相应装置、油基钻井液驱替与置换机理研究,形成适用于油基钻井液钻井的配套固井技术。     

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

深井无固相压胶塞隔离液的研究与应用

柴达木盆地深井固井作业中,由于某些钻井液性能不达标或胶塞封闭不严致使部分水泥浆与顶替钻井液发生絮凝反应等原因,导致固井质量电测仪器下不到井底。为此,研制了无固相压胶塞隔离液。通过压胶塞隔离液的抗水泥浆污染性能、高温稳定性能和沉降稳定性能等评价实验,优选出深井完井压胶塞隔离液配方。现场应用结果表明,在胶塞和顶替钻井液之间的300~500 m的无固相隔离液段,可有效阻止套管内残留水泥浆与钻井液发生絮凝反应,并减缓固相颗粒的沉降堆积,保证电测仪器顺利下井。使用无固相压胶塞隔离液的37口深井,完井固井质量电测一次成功率达到了100%,有效缩短了完井作业施工周期。     

油基钻井液下水泥浆抗污剂的研究与应用

针对目前油基钻井液下水泥浆易被污染,固井质量难以保证的问题,运用实验方法结合理论分析,开展了抗污染水泥浆体系的研究。利用人工岩心法证实了油基钻井液对固井质量有较大影响,特别是对二界面胶结强度影响最大。通过实验分析了基础水泥浆被油基钻井液污染后性能的变化,研制出了一种主要成分为烷基酚聚氧乙烯醚的抗污染剂Anti-P。室内实验结果表明,将1%抗污剂Anti-P加入水泥浆中,在水泥浆被少量油基钻井液污染后（小于10%）,水泥浆性能不受影响,保证了固井质量。将其在多口井进行应用,效果良好。该成果填补了目前抗污染水泥浆体系的空白,值得进一步研究推广。      

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

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。      

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。      

库车山前固井质量风险评价研究

塔里木山前构造油气资源丰富,但其气藏埋深在7 000 m左右,应用油基钻井液可有效地解决盐膏岩、泥页岩层段钻进过程中井下复杂问题,但在此环境下油基钻井液影响了水泥石与井壁/套管的胶结能力。为此,以已施工井的相关数据为参考依据,分别从液固界面润湿反转能力、防漏条件下提高顶替效率的施工排量、固井井筒浆体性能匹配以及套管扶正器安放情况为研究对象,系统分析影响固井质量的主要因素。研究结果表明,在用隔离液中表面活性剂/水大于30%可实现胶结界面处于亲水状态、在未发生漏失条件下排量达到塞流流量以上均有助于提高顶替效率,每2个套管安放一个扶正器能确保套管居中度大于67%;综合分析表明,影响部分井固井质量不理想的主要原因是套管居中度差与部分井段井筒内的浆体匹配性差。基于本论文理论与现场相结合的针对性研究,为提高区域固井质量提供了切实可行的方法与依据。      

深层页岩气油基钻井液承压堵漏技术

随着涪陵页岩气向深层开发,钻井液密度达到1.75 g/cm3,固井水泥浆密度达到1.85～1.89 g/cm3,为了提高固井质量,防止水泥浆漏失,需要提高油基钻井液应用井段承压能力。国外新型油基堵漏材料在涪陵二期深层页岩气焦页XX井进行了应用。应用效果表明,该技术能够实行随钻封堵,对钻井液的流变性能没有副作用,在提承压作业过程中,对部分漏失层段进行承压作业,承压能力能够从1.75 g/cm3提至1.80 g/cm3。最后对全部漏失层段进行承压作业,采用国外油基堵漏剂和自研油基堵漏材料T150联合堵漏,承压能力提高至1.85 g/cm3。研究结果表明,该油基堵漏技术适用性强,配方简化,亲油性强,可操作性好,可以进行推广应用。      

大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术

大北X井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带的一口预探井,该井五开φ177.8+182 mm尾管固井存在纯盐层易发生蠕变、高低压互存,裸眼段长、环空间隙小、套管下入深、钻井液安全密度窗口只有0.03 g/cm3,极易出现上喷下漏、上漏下喷、漏涌交替发生等复杂,为了解决该井固井施工存在的技术难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过精确控制井口压力,防止溢流、井漏的发生,采取正注精细控压固井+反挤平推水泥浆的方案,配套防窜压稳和防漏等固井技术措施,安全顺利完成了大北X井固井施工,经CBL/VDL测井,重叠段和裸眼段封固质量合格,管鞋以上200 m封固质量优质,六开降钻井液密度后钻进正常。该技术为窄密度窗口井段安全固井施工积累了经验,并对该区块类似复杂井固井施工提供了借鉴意义。      

大港油田页岩油储层固井技术研究与应用

针对大港油田页岩油储层固井过程中地层压力系统复杂、油气活跃、钾盐钻井液与水泥浆相容性差、钻井液混油驱替困难、水泥石力学性能要求高等难题,开展了固井工作液及配套固井技术措施研究。采用具有洗油作用的功能型前置液,对含油钾盐钻井液的冲洗效率超过90%;针对大港油田页岩油储层固井"四低一高"要求,采用具有静胶凝过渡时间为5 min、抗压强度大、弹性模量低等特点的防窜性能优良、水泥石力学性能突出的高强度韧性防窜水泥浆体系。落实"双扶"、"三扶"通井措施,采用纤维+稠钻井液裹砂携砂井眼清洁技术、虚泥饼清除技术,做好井眼准备工作,优化页岩油储层配套固井技术措施,形成了适用于大港油田页岩油储层的固井工艺技术,该成果在现场获得成功应用。