胜科1井大井眼及盐膏层钻井技术

胜科1井是中国石化在胜利油田部署的一口重点科学探索井,完钻井深7 026 m，φ339.7 mm技术套管下深2 922.78 m,φ311.1 mm大井眼井段深达4 155 m,采用了阶梯式大井眼结构设计与钻头优选技术,提高了大井眼钻井速度。为解决盐膏层蠕变挤毁套管问题,裸眼段全部使用φ250.8 mm厚壁（壁厚15.88 mm）VM140HCVA进口高抗挤套管,并采用尾管固井技术。针对胜科1井钻井过程中钻遇的大段复合盐膏层、软泥岩、膏泥岩和极易水化膨胀的红泥岩,分析了其蠕变规律,发现胜科1井盐膏层间软泥岩的蠕变速度对钻井液密度具有很强的敏感特性,从而确定对易蠕变缩径的地层采用先释放后平衡地层应力的技术,保证了电测和下套管需要的安全时间。试验表明,钻井液密度提至2.27-2.30 kg/L时,获得了50 h套管安全下入时间,成功完成了下套管和固井作业。     

兴隆1井钻井液工艺技术

兴隆1井位于霸县凹陷，是渤海湾盆地冀中坳陷北部一个西断东超的箕状断陷，该井是高家堡地区的一口风。险探井，完钻井深为5500m。该地区地层以膏岩、膏泥岩、膏盐岩和含膏泥岩为主，地层胶结性较差，可塑性强，极易发生井漏、井塌、盐层卡钻等复杂事故。该井二开用高抑制性钻井液，三开用抗高温、抗污染高密度钻井液，四开用欠平衡钻井液。三开钻井液解决了该地区大井眼携岩、井壁稳定、膏盐层污染、电测和欠平衡保护油气层等钻井问题。现场应用表明，高抑制性钻井液确保了该井段井眼畅通，起下钻、电测完和下套管顺利；抗污染、抗高温、抗高密度钻井液利于井壁稳定，能抑制油页岩、泥页岩、膏泥岩互层引起的剥落掉块，满足了钻井施工的要求；欠平衡钻井液具有良好的保护井壁稳定的能力，较好地保护了油气层。     

库1井钻井液工艺技术

由于山前构造地质的特殊性，库1井在钻井过程中遇到了很多复杂情况，对钻井液性能及工艺技术的要求很高。详细介绍了该井大井眼巨厚砾石层、深井段巨厚盐膏层、第三系大段泥岩井段、高压盐水层及超深井高温条件下的钻井液工艺技术并对四开钻井液密度的确定、钻井液处理剂的优选和五开井段钻井液粘切的要求进行了探讨。     

聚磺饱和盐水钻井液技术在土库曼阿姆河右岸的应用

针对土库曼阿姆河右岸地区侏罗系上统长段盐膏层特点,为满足现场钻井液施工需要,通过室内实验,确定了防止大段盐膏层对钻井液污染的聚磺饱和盐水钻井液配方及性能参数,制定出了相应的现场应用技术对策;现场应用表明,该钻井液技术有效地解决了长段石膏及盐层钻进中盐膏层的蠕变、钻井液的抗盐、钙污染和控制高压盐水浸等难题,实现了石膏及盐层段的安全顺利钻进,形成了一套有效应对阿姆河地区大段盐膏层的钻井液技术.     

濮深16井钻井液技术

濮深16井位于东濮凹陷中央隆起带文留构造文东断层下降盘深层濮深7块,完钻井深为5 440 m.该井沙河街组自上而下分布大段盐膏层,其中文23盐埋藏深且厚度为1 201 m,盐底在井深5 267 m处,盐层段上覆地层压力大、井眼稳定性差,易盐溶、缩径,施工难度极大;沙三3含高压油气层,难以压稳,钻井液受气侵影响严重;地温梯度高,井底最高温度达到200℃;钻井液密度高,最高达2.20 g/cm<'3>.现场施工表明,该井应用聚磺饱和盐水钻井液顺利钻穿文23盐,井径扩大率仅为12.39%;在高温高密度条件下,通过用SMP-2、PHM、LP++复配饱和盐水胶液及SMT碱液共同维护处理,保障了钻井液性能稳定,抗盐抗温效果好;静止堵漏及狄塞尔堵漏方法解决了沙三段的漏失问题;用适量CaO处理CO<,2>污染可以获得较好的效果.通过应用高密度钻井液技术、穿巨厚盐层钻井液技术、近平衡钻井液技术等多项钻井液技术,保证了该井的安全施工及顺利完井.     

LG37井φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管悬挂固井技术

LG37井在四开钻进过程中钻遇漏失层、大段膏盐层、高压盐水层,井下条件十分复杂。现场决定四开钻至5900m中途完钻,下φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管固井。采用一级三凝加砂、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体系,该体系具有良好的控制失水和防漏失、防窜性能;采用一次注水泥至设计返高,下入特殊厚壁高抗挤、抗硫的φ193.7mm套管至膏盐层段,在盐水层位下入管外封隔器等工艺,圆满完成了作业。该井复合尾管悬挂固井的成功经验可为同类复杂井固井施工提供借监。     

土库曼斯坦阿姆河右岸气田复杂深井超高密度钻井液技术

土库曼斯坦阿姆河右岸气田的上侏罗系基末利阶长段膏盐层(厚度为700~1000 m)是典型的异常高压地层,钻井过程中存在高压盐水侵的风险,钻井液密度高达2.48 kg/L,常规钻井液不能满足安全快速钻井需要。为此,在现有饱和盐水钻井液的基础上,优选了抗高温、抗膏盐层污染处理剂,并与其他处理剂复配,研制了超高密度饱和盐水钻井液。室内性能评价试验显示,该钻井液密度可达2.48 kg/L,具有高温稳定性强、润滑性好、页岩抑制能力强和抗污染能力强等特点。30多口井的现场应用表明,该钻井液能解决长段膏盐层钻进中的地层蠕变、钻井液易污染及高压盐水侵等技术难点,并能大大提高机械钻速,缩短钻井周期。      

塔河油田TK1110X井盐膏层钻井液技术

TK1110X井盐膏层顶界面井深5 197 m,下φ244.5 mm套管封住盐上井段,盐膏层段采取专封专打.该井在钻进盐膏层井段时,选用了抗温、抗盐性强,润滑、防塌能力好的欠饱和盐水聚磺钻井液体系,有效抑制了盐膏层的蠕变和坍塌,在钻井过程中未发生井下复杂情况,安全钻穿厚200 m的盐膏层,经过2次扩孔、2次电测,顺利下入夺206.4 mm套管,在固井过程中未发生漏失等复杂情况,固井质量优.整个盐膏层井段施工周期比设计施工周期缩短了12.2 d.详细介绍了该井钻井液体系的优选、体系转换及现场维护处理措施.     

英深1井钻井液技术

英深1井位于塔里木盆地西南坳陷齐姆根凸起英吉沙构造,是1口五开超深预探井直井,完钻井深为7258m。该井钻遇大段巨厚泥岩、膏泥岩、盐膏层,地层倾角大,裂缝发育,高压盐水层发育,钻井过程中遇到了很多困难。研究出了高密度抗盐膏钻井液配方及维护处理方案,并针对五开后钻井液密度高、压力高和温度高的问题,研制出了高密度磺化有机盐抗高温钻井液,同时,对四开固井中水泥浆发生闪凝,造成井漏、盐水溢流的问题,配出了密度为2.60和2.80g/cm3的压井液,成功地压住了盐水层。现场应用表明,高密度抗盐膏钻井液成功地克服了巨厚盐膏层、高压盐水层等难点;高密度磺化有机盐抗高温钻井液抑制性好,具有较低的粘度、切力和高温高压滤失量,在220℃,138MPa下仍有良好的流变性,满足了深井段钻井的需要;密度高达2.80g/cm3的压井液具有良好的流变性,成功地解决了高密度压井的技术难题。     

秋南1井φ206.4mm超深小间隙长封段尾管固井技术

秋南1井四开井段采用φ215.9 mm钻头钻至井深6 476 m,钻进中存在钻井液密度大、环空间隙小、盐膏层蠕变严重、井底温度高、井下压力大、压力窗口窄和封固段长等难点。在详细分析主要固井难点的基础上,采用了尾管固井的方式,选择了贝克休斯公司的HMC型液压悬挂器及其工具附件,优选了高密度抗盐双凝水泥浆体系,并使用固井设计软件对该井尾管固井进行了详细的设计,制定了主要的技术措施。现场施工顺利,固井质量合格,达到了封固盐膏层、保护套管的预期目的。     

迪那11井超高密度钻井液技术

迪那11井是继迪那－1井钻遇超高压盐水层卡钻报废后，新布的一口预探井。迪那11井在三开的大段纯膏岩，盐岩和膏泥岩地层中设计使用密度为2．40－2．50g/cm^3的钻井液，压死超高压盐水层，然后用1．80g/cm^3左右的钻井液钻开目的层，钻至井深6050m裸眼完井。现场应用结果表明，高密度钻井液能平衡和抑制地层的蠕变，在钻进875m厚的纯石膏、盐岩、泥膏岩和泥岩时，没有发生阻卡现象，未排放过1次钻进液，钻井液性能稳定，电测、下套管和固井施工。     

乌兹别克斯坦明格布拉克油田明15井钻井液技术

乌兹别克斯坦明格布拉克油田,地质构造极其复杂,井深800～3850 m存在盐水层、大段硬石膏、膏泥混杂层以及强水敏性地层,地层内CO₂气体浓度高,中下部3850～5900 m地层存在断裂带,孔洞裂缝发育,石膏蠕变缩径,高压油气水同层,溢漏矛盾突出,针对“四高一超”井（地层温度≥ 170℃、压力系数≥ 2.3、含盐≥ 20%、含硫5%～6%、超深井）施工,钻井液既要满足压稳上部高压层,又要兼顾下部低压层防漏堵漏和防H₂S需要,为解决大段石膏层蠕变缩径、高压盐水侵入造成井壁失稳垮塌以及高密度钻井液流变性调控难度大,循环压耗高,油气层保护等技术难题,通过钻井液体系优选,确定二开以下异常复杂井段采用高密度复合有机盐钻井液。现场应用结果表明,复合有机盐钻井液抑制润滑性好,抗盐钙污染能力强,固相含量低,即使在加入高浓度堵漏材料后,钻井液流变性依然可控,成功解决了该油田高密度钻井液压差卡钻、盐膏层阻卡、溢漏同层造成井下复杂事故频发以及无法钻遇深部油气层的技术难题,实现了打成目标,为后续施工提供了技术支撑和宝贵经验。      

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E_1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。      

ZQ2井盐膏层高密度欠饱和盐水聚磺钻井液技术

ZQ2是库车凹陷秋里塔格构造中秋2号构造的一口预探井,吉迪克组～库姆格列木群泥岩段（N1j2 ～ E1-2km1）盐膏层埋藏深度在4545～5827 m,地层特性膏盐层段长、石膏含量高、压力系数高、盐间软泥岩欠压实高含泥质高含水与软黏特性、φ333.375 mm大尺寸井眼,原设计为油基钻井液,后更改为水基钻井液,且井深结构更改为高低压层套打,对水基钻井液技术提出了较高要求。针对地层特性通过改变传统钻井液体系思路引入烯丙基磺酸钠四元共聚物降滤失剂MYK、改性植物胶包被抑制剂NXX、国内首次在欠饱和盐水体系中引入有机盐Weigh2对传统的欠饱和盐水磺化钻井液进行改造升级为聚磺高密度欠饱和盐水钻井液,在实钻过程中表现出包被抑制性强、抗盐膏污染能力强、性能稳定、维护简单、岩屑代表性强,流变性控制优于邻井欠饱和盐水磺化钻井液,在ZQ2井该段盐膏层取得了良好效果,解决了传统欠饱和盐水磺化体系因使用稀释剂致强分散、强依赖性而出现“加～放～加、增黏～降黏～增黏”难题,实现了该层位盐膏层及软泥岩安全快速钻进、井壁稳定、井下安全,电测、下套管一次性成功,为该区块优化井身结构奠定了基础。     

聚磺欠饱和盐水钻井液在S117井的应用

S117井位于新疆塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起南部斜坡带,是以石炭系巨厚盐体覆盖以下地层为勘探目的的一口重点超深探井.该井在5102～5236 m井段有一套以纯盐岩为主的地层,夹有膏岩和泥岩,盐膏层厚234 m.由于盐膏层埋藏深、温度高、厚度大、蠕变性强,加之与上部大段低压砂泥岩同处一裸眼井段,增加了施工难度.针对该井段盐膏层易缩径、溶解、膨胀、坍塌的特点和与上部低压层同处一裸眼井段的特殊情况,通过对该区实钻盐膏层井的资料进行分析和室内试验,决定采用聚磺欠饱和盐水钻井液体系.现场应用表明,该体系性能稳定,具有良好的抗盐、抗钙、抗高温的能力,良好的流变性和润滑性能,不但安全钻过了蠕变性强的巨厚盐层,而且解决了高密度钻井液条件下上部低压力井段易发生压差卡钻的问题,首次成功地在该井下入了φ 244.5 mm和φ 273.05 mm复合套管,为今后开发塔河油田盐下油气藏提供了有力的钻井液技术保障.     

DP19井小井眼欠平衡长水平段水平井的钻井技术

DP19井是中国石油化工股份有限公司在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的第一口小井眼氮气泡沫全过程欠平衡长水平段水平井。该井为探索在小井眼条件下开发低压低孔低渗致密砂岩的自然建产潜力,设计水平段井眼尺寸为Φ152.4 mm,水平段长1 200 m。针对该井所面临的技术难点,在施工过程中采取了以下技术措施：应用了小井眼钻井、长水平段钻井、裸眼悬空侧钻、氮气泡沫钻井液、全过程欠平衡及地质导向等多项国内先进技术,在氮气泡沫钻井液条件下应用了英国GEOLINK公司生产的E-LINK MWD无线随钻测量仪器, 跟踪传递井底井眼轨迹参数和地层特性参数,使井眼轨迹能够安全有效地沿着目的层钻进;在地层自然伽马值稳定的井段,成功地实施2次裸眼悬空侧钻作业,保障了钻遇泥页岩夹层后井眼轨迹的顺利调整。多种先进适用技术在该井集成应用成功,为低效气藏的高效开发提供了新的工程技术手段和思路。     

DUKHAN油田水平井钻井液技术

DUKHAN油田是江苏油田钻井处在卡塔尔承钻的区块，该区块井多为水平井，井深为3000～3200m，水平段长1000～1500m。针对该区块地层易漏、垮塌和造浆性强等特点，在不同的井段采用了不同的钻井液体系。即一开井段用清水／高粘度胶液；二开井段用高密度聚合物膨润土钻井液；三开用低固相聚合物钻井液；四开井段采用无损害无固相聚合物钻井液。现场应用结果表明，该套钻井液体系具有较强的抑制性，能保持较高的动塑比，提高钻井液的携砂和润滑能力，解决了上部地层井漏、垮塌和地层造浆，以及增斜段、水平段的携砂、润滑性问题，保证了DUKHAN油田钻井施工的顺利进行。     

海上气田压力衰竭储层长水平段安全钻井控制技术

南海西部海域东方某气田Y平台采取浅层大位移水平井模式开发莺歌海组二段浅部气藏,储层埋深在井深1300m左右,最大水平位移为3783 m,最高水垂比为2.73。该气田经过十几年的开采,储层存在一定程度压力衰竭。同时,Y平台水平段穿过断层,钻进期间漏失风险高。在前期的一些开发井作业中,储层段钻进时曾多次发生井漏等复杂情况。因此,针对以往开发难题和结合Y平台的地层特点,进一步改良屏蔽暂堵无固相钻井液体系,配套环空ECD实时监测与精细控制工艺,成功解决了该区域储层漏失难题。Y平台实施的5口井提效显著,φ215.9 mm水平井段平均机械钻速为77.27 m/h,创造了东方区域类似浅部气藏大位移水平井的作业纪录。储层保护效果好,测试产量超油藏配产25%。      

新型聚胺钻井液在都护4井泥岩段的应用

为了解决新疆塔河油田泥岩段缩径阻卡、钻头泥包及井壁失稳问题,都护4井在二开和三开井段应用了新型聚胺钻井液。室内试验表明,新型聚胺钻井液具有强抑制性、优良的润滑性能。都护4井二开井段应用新型聚胺钻井液,有效解决了胶泥岩段阻卡和钻头泥包难题,没有出现任何复杂情况,钻井周期比邻井都护1井缩短了15d。三开井段应用新型聚胺钻井液,解决了大段复杂膏泥岩段泥页岩水化膨胀造成的井壁失稳和缩径问题,井下正常,钻井周期比都护1井缩短了50d,平均井径扩大率仅为4.37%。新型聚胺钻井液在都护4井的成功应用表明,该钻井液可以有效解决胶泥岩段阻卡和钻头泥包难题,保证井下安全,缩短钻井周期,提高钻井效率。     

缅甸M区块上部复杂地层钻井技术研究与实践

缅甸M区块属于推覆体构造,上部地层挤压破碎严重,地层孔隙压力和坍塌压力高,地层主要是极易蠕变的软泥岩,以往钻井作业事故率较高、机械钻速较低.在分析总结区内钻井工程难点与作业经验的基础上,通过井身结构优化、高密度分散性钻井液性能优化以及高密度防气窜固井技术的改进保证了该区块新钻4口井钻井作业的成功,通过采用小尺寸井眼、优化钻头结构、优化钻具组合以及高密度钻井液采用密度下限值等措施提高了机械钻速.以上探索与实践可为类似地层钻井作业提供借鉴.