用于页岩气水平井的防塌水基钻井液体系的优选与评价——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

页岩气水平井钻进中常采用油基钻井液体系来解决页岩井壁失稳问题,但却面临废弃油基钻井液和油基后期岩屑处置的环保问题,因而迫切需要研制一种能防止页岩垮塌的水基钻井液来替代油基钻井液。为此,在分析四川盆地长宁—威远地区页岩矿物组分和微观结构的基础上,对构成防塌水基钻井液体系的关键处理剂,如封堵剂、抑制剂、润滑剂等进行了评价和优选,并确定了加量范围;然后通过室内配伍实验和复核,研制出防塌水基钻井液体系并对其性能进行了评价。结果表明,该钻井液的封堵性、抑制性、润滑性等性能均优于该区使用的聚磺钻井液、聚合物钻井液,接近或达到油基钻井液的水平。在长宁—威远国家级页岩气示范区进行的水平井钻进现场试验结果表明,该钻井液体系密度可达到2.31 g/cm~3,抗温能力达到130℃,在造斜段和水平段表现出良好的封堵能力和抑制能力,具有很好地防塌效果。该钻井液体系对实现该区页岩气的清洁生产与效益开发将发挥重要作用。     

页岩气水基钻井液在YS-AB井现场试验与认识

针对川南页岩气井地层特点和前期页岩气水基钻井液应用情况,通过引入插层抑制剂、双疏抑制剂、键合润滑剂、封堵剂4种核心功能性处理剂对页岩气水基钻井液进行优化,室内评价表明,页岩气水基钻井液性能与油基钻井液接近.在昭通YS-AB井顺利完成该井直井段、造斜段和水平段钻井作业,该页岩气水基钻井液具有良好的抑制性、封堵性,岩屑返出...     

强抑制性水基钻井液在长宁区块页岩气水平井中的应用

近年来,随着新环保法的颁布和环保观念的增强以及降低钻井成本的压力,页岩气储层井段常采用油基或合成基钻井液钻进使用范围越来越小,研发并应用页岩气水基钻井液成为当前开发页岩气的热点和重点攻关技术。通过分析页岩气储层地质特征,针对其页理发育、孔隙度低、渗透率低、微裂缝发育、强分散性、易剥落掉块和垮塌的特点,以及长水平段深井钻井防黏卡、强封堵防塌、低摩阻、良好润滑性等工程需求,以抑制性、封堵能力、润滑性和流变性为核心和重点研究对象,自主研发出一套页岩气水基钻井液配方,并在四川盆地长宁页岩气区块试用。应用结果表明,该钻井液配方精练,维护处理简单,性能稳定,具有优良的抑制性、封堵性、润滑性和流变性,以及滤失量低等特点,完全满足长宁区块页岩气水平井地质和工程需求,为优质安全快速钻井提供了有力的技术支持。该页岩气水基钻井液可取代目前页岩气钻进中常用的油基和合成基钻井液,既可节约钻探成本,又能大幅降低环保压力,具有广阔的推广应用前景。     

一种适合页岩气水平井的水基钻井液

由于泥页岩地层特性以及页岩气钻井工艺技术特点,目前页岩气井多采用成本较高、易污染环境的油基钻井液。优选一种基于纳米材料的水基钻井液体系,该钻井液利用纳米二氧化硅封堵泥页岩微小孔隙,采用磺化沥青Soltex作页岩井壁稳定剂。对该体系的高温高压滤失性能、高温高压流变性、膨胀性、滚动回收率、润滑性、泥饼摩阻系数以及表面张力等参数进行了测试。结果表明,该钻井液对泥页岩有较强的抑制性,抑制效果好于具有强抑制性的聚合醇体系,可防止泥页岩水化膨胀分散,保证井壁稳定;具有很好的润滑性,润滑系数为0.21,泥饼摩阻系数为0.049 7;在120℃下滤失量较低,流变模式较符合赫-巴模式;纳米二氧化硅/纳米碳酸钙近似球型结构,以及与Soltex的协同作用,使钻井液具有低表面张力,可削弱水锁损害。该水基钻井液体系适用于泥页岩地层钻进。     

高密度油基钻井液在长宁——威远区块页岩气水平井中的应用

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区下志留统龙马溪组黑色页岩层具有较强的层理结构,微裂缝和裂缝发育。钻进过程中钻井液沿微裂缝和裂缝侵入地层,使井壁易发生层间剥落,造成井壁失稳。针对该区龙马溪组页岩层的地质特点,分析使用油基钻井液钻井的技术难点,提出了相应的技术对策。在自主研发出三合一乳化剂CQMO的基础上,通过实验优选出高密度油基钻井液配方,并对其性能进行实验分析评价。实验结果表明,该高密度油基钻井液体系具有好的高温沉降稳定性、抑制性、封堵性和抗污染性。该高密度油基钻井液体系已成功应用于长宁—威远国家级页岩气示范区36口水平井钻井,解决了钻进页岩气水平井摩阻大、井眼净化难和井壁失稳等难题,能满足页岩气水平井技术需要;钻进过程中,钻井液性能稳定,井壁稳定,携砂良好,井下安全。该高密度油基钻井液可在其他页岩气区块推广应用。     

超低摩阻水基钻井液在页岩气水平井的应用

油基钻井液具有优异的抑制性、封堵性、润滑性,是目前页岩气井作业的主要钻井液类型,但其对生态环境造成严重影响、过高的成本及废弃钻井液和钻屑处理压力限制了其在钻井中的应用。涪陵焦石部署4口水平井,钻探目的层为龙马溪组-五峰组,目的层含大段泥页岩,裂缝发育,易水化分散、垮塌漏失风险大。针对涪陵水平井要求低摩阻及地层泥页岩易发生井壁失稳的特点,研究了一套超低摩阻水基钻井液体系。该体系具有较好的流变和抑制性能,同时具有和油基钻井液相当的润滑性能。现场应用表明,超低摩阻水基钻井液实现了页岩气井水平段全流程高效安全作业,与同区块油基钻井液相比机械钻速提高了24.7%,每米钻时降低了6.2%,水平段起下钻1～2次,而油基钻井液需要2～3次,其中涪陵X4井水平段长2235 m,创完钻时国内页岩气水平井水基作业记录。该超低摩阻水基钻井液在涪陵页岩气的成功应用有望实现页岩气水基钻井液替代油基钻井液作业。     

高效环保型页岩气开发水基钻井液体系研究

目前在页岩气水平段钻井过程中常用油基钻井液,但存在一系列环保问题。因此,有必要研究出一种可替代油基钻井液的高效环保型水基钻井液体系。针对涪陵礁石坝区块龙马溪-五峰组页岩气地层的实际情况,通过老化前后流变性、高温膨胀率、滚动回收率、常温中压失水、高温高压失水以及极压润滑摩阻系数等实验,以KCl和甲酸钠为抑制剂、准纳米颗粒与新型Soltex复配、高效润滑剂与乳化剂复配,研制出一种强抑制性、强封堵和良好润滑性的高效环保型水基钻井液体系。性能评价结果表明,该体系膨胀率为5.12%、FL_(API)为1.6mL、FL_(HTHP)为4.8mL、K_f为0.14,能够满足水平段泥页岩地层钻进的要求。     

YJJS-Ⅰ高性能水基钻井液技术的研究与应用

四川泸州地区太阳-大寨构造页岩气井的钻井施工中存在以下技术难点：上部地层溶洞裂缝发育,失返性漏失频繁发生;目的层埋深浅,压力高,油气显示活跃,油气上窜速度快;目的层龙马溪组的页岩极易垮塌。针对以上难点,研究形成了一套适合该地区页岩气井顺利施工的高性能水基钻井液体系及施工工艺技术,该钻井液体系具有强封堵性、强抑制性和优良的润滑性,既满足了该区块页岩气水平井的安全钻井需求,也实现了替代油基钻井液解决环保问题的目的,提高了该区页岩气井开发的整体效益。     

疏水抑制水基钻井液在长宁H25-8井的应用

在页岩气井钻井中,油基钻井液占据着主导地位,但随着人们环保意识的提高和投资的减少,页岩水基钻井液逐渐成为人们关注的重点。常规水基钻井液体系对页岩水平井而言,润滑性和井眼清洁能力较差,在造斜段和长水平段易出现高摩阻和高扭矩的现象,同时水相的侵入还会造成页岩水化和内部结构损伤破坏,引起井壁坍塌。针对上述问题,研制了一套具有强抑制性、强封堵性和高润滑性能的疏水抑制水基钻井液体系,并在长宁H25-8井进行了成功应用。应用结果表明,该水基钻井液各项性能优异,能够较好满足长宁区块地质、钻井要求,钻进过程中水平段井壁稳定、井眼清洁、起下钻摩阻小、电测成功率100%,下套管和固井作业顺利。     

川西须家河组页岩气水基钻井液技术

油基钻井液是页岩气开发常用的钻井液体系,但存在污染大、费用高等问题,通过改进水基钻井液体系开发页岩气藏可以有效地解决上述问题。对川西须家河组五段泥页岩的工程地质特征进行分析发现,该层属硬脆性泥页岩,膨胀性矿物体积分数低,微裂缝发育,井壁失稳是影响水基钻井液使用的主要因素。通过室内实验优选了抑制剂、封堵剂和降失水剂,形成强抑制强封堵的聚胺仿油基水基钻井液体系。该体系具有较强的抑制封堵性、抗污染性、润滑性和优良的流变性,同时具有较低的中压失水和高温高压失水,在川西XYHF-1井页岩层现场进行了应用。结果表明,该体系能有效防止页岩层吸水膨胀、缩径垮塌,确保钻井施工安全,在川西页岩气藏开发过程中具有广泛的应用前景。     

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。      

应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液

目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。      

超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用

Lu206井是四川盆地南部泸县长宁地区油气页岩气勘查区块的一口评价井,目的层为宝塔组。该井直导眼井井深为4082 m,实际钻井过程中钻遇高压裂缝气导致所施工的最高水基钻井液密度为2.42 g/cm3,气层活跃井控风险大,必须维持钻井液具有超高密度,由于密度超高导致固相控制难度大,还因为上部泥岩地层易造浆,所以导致调控钻井液体系的流变性困难。总结区域内钻井经验,通过系统的室内实验研究,将上部聚磺钻井液体系转换成抗污染能力、抑制性强的超高密度复合盐水钻井液。该复合盐水钻井液在实践中也面临着流变性调控的难点,加强现场理论分析和小型试验,优选出了一种褐煤树脂KJ-4,将KJ-4、高密度分散剂、磺化单宁一起复配,在Lu206井直导眼井四开进行了超高密度复合盐水钻井液的试验。结果表明,该复配组合能较好地调控复合盐水流变性,控制超高密度复合盐水钻井液的黏度和切力,为该区块高密度钻井液流变性的调控提供了一种解决思路。     

超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用

Lu206井是四川盆地南部泸县长宁地区油气页岩气勘查区块的一口评价井,目的层为宝塔组。该井直导眼井井深为4082 m,实际钻井过程中钻遇高压裂缝气导致所施工的最高水基钻井液密度为2.42 g/cm3,气层活跃井控风险大,必须维持钻井液具有超高密度,由于密度超高导致固相控制难度大,还因为上部泥岩地层易造浆,所以导致调控钻井液体系的流变性困难。总结区域内钻井经验,通过系统的室内实验研究,将上部聚磺钻井液体系转换成抗污染能力、抑制性强的超高密度复合盐水钻井液。该复合盐水钻井液在实践中也面临着流变性调控的难点,加强现场理论分析和小型试验,优选出了一种褐煤树脂KJ-4,将KJ-4、高密度分散剂、磺化单宁一起复配,在Lu206井直导眼井四开进行了超高密度复合盐水钻井液的试验。结果表明,该复配组合能较好地调控复合盐水流变性,控制超高密度复合盐水钻井液的黏度和切力,为该区块高密度钻井液流变性的调控提供了一种解决思路。      

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。      

提高油基钻井液在页岩气地层抑制防塌性能的措施

针对四川页岩气水平井钻井作业中使用油基钻井液不断出现的井下复杂情况,在分析四川威远龙马溪页岩地层特点的基础上,从钻井过程因素、地质因素以及钻井液因素,重点从油基钻井液技术的角度,对如何提高四川页岩气地层油基钻井液抑制防塌能力进行探讨。①研究具有乳化与降滤失作用、提黏度和切力同时具有乳化作用、封堵同时具有降滤失的多功能处理剂,调整好钻井液性能,尽可能降低高温高压滤失量。②采用油水比为85∶15～95∶5的油基钻井液。③使用封堵技术,注意流变性能的变化,主要是黏度、切力和塑性黏度的增加。④油基钻井液内相中的盐使用甲酸钾,或者进一步增加CaCl₂溶液浓度,降低内相溶液的水活度。⑤在甲酸钾或者CaCl₂溶液中加入插层抑制剂,如胺基抑制剂等,提高油基钻井液滤液的抑制能力。      

辽河油田油页岩地层全油基钻井液技术

沈平1井是辽河油田第1口油页岩和泥质白云岩互层为目的层的预探水平井。由于油页岩地层的特殊性,井壁失稳现象突出,油层段轨迹控制难,安全环保工作敏感,钻井时效难以提高。在处理剂研发的基础上形成了适用于沈平1井的抗温达150℃、密度为1.55 g/cm3的全油基钻井液体系。现场应用结果表明:该套全油基钻井液体系综合性能优良,具有良好的流变性、抑制性、封堵性、抗污染性、润滑性及高温稳定性,能够控制油页岩水化膨胀,解决井壁失稳的难题。与同类型井相比,沈平1井机械钻速提高1.6倍,生产时效提高30%。     

国内页岩气长水平井JY2-5HF井钻井液技术

JY2-5HF井是中石化在重庆涪陵页岩气田部署的一口开发评价井,完钻井深5965 m,水平段长3065 m。该井二开中下部钻遇地层主要为泥页岩井段,存在井壁垮塌、卡钻、漏失等潜在风险,使用多元协同防塌水基钻井液（BT-200钻井液）钻井,主要处理剂有抑制剂BT-200、K-HPAN、KCl、井壁稳定剂、乳化沥青、非渗透处理剂、聚合醇、多功能固体润滑剂和QS-2。水平段要求钻井液除了具有较强的化学及物理防塌能力,还须具有良好的润滑及悬浮性能,采用了油水比为90:10的油基钻井液,水相为26% CaCl₂水溶液,破乳电压控制在900 V以上。现场实践表明,该套钻井液较好地满足了井下和钻井工程的需要;页岩气井长水平段钻进较适宜采用旋转导向和油基钻井液;压裂后测出的地层压力系数普遍比钻进时高0.1~0.2,建议设计钻井液密度时减去。      

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。      

长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

阐述了长宁页岩气区块嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现的复杂情况:在大段泥岩段钻井钻头被泥包;部分地层层理发育,易发生力学坍塌,上部裸眼井段垮塌,出现卡钻;裂缝发育较好,地层连通性强,易发生井下漏失;在蠕变地层钻井易造成井径扩大;泥岩污染,同时提出了钻井液维护处理存在的难题以及解决措施。根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用,对水基钻井液配方进行优化,在长宁区块应用十余井次,大大减少了复杂情况出现的概率,顺利钻穿嘉陵江石膏层,克服了飞仙关泥岩段,避免了长兴-龙潭区域性垮塌,杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况。长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大,加深对长宁区块地层的认识,尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施,减小复杂情况出现的频率,为页岩气优质、高效、低成本的钻井提供一定技术参考。