塔河油田三叠系不稳定地层钻井液技术

针对塔河油田三叠系、石炭系地层失稳严重的问题,分析了井眼失稳原因,提出了适用的钻井液技术,优选了阳离子乳液聚合物钻井液体系,评价了该钻井液体系的性能,进行了现场应用。结果表明,塔河油田三叠系石炭系泥页岩地层微裂隙发育、水敏性强,是典型的不稳定地层。阳离子乳液聚合物钻井液体系抗温140℃,抑制性强,加重稳定性好,封堵润滑性能良好,能够满足钻井施工需要,在YK15H井的现场施工取得理想效果。     

中牟页岩气区块泥页岩井壁稳定影响因素分析及技术对策

井壁失稳是钻井过程中常常遇见的难题之一,尤其在钻遇泥页岩井段。针对河南中牟页岩气区块在山西组-太原组泥页岩钻进过程中发生井壁坍塌掉块、卡钻、井径扩大率大等复杂情况,利用MY1井钻井岩心从泥页岩类型划分、孔渗特征、微观结构、岩石力学以及地应力等方面开展井壁稳定性影响因素实验分析。通过分析可知,中牟区块泥页岩属硬脆性泥页岩,造成井壁失稳的主要因素为地层非均质性强,岩石脆性程度较高,微裂缝发育,易导致井壁机械剥落、坍塌掉块。通过合理控制钻井液密度、优化井身结构及钻井参数、研发低自由水强封堵钻井液提高井壁稳定性,在区块钻井实践中取得了较好的应用效果,基本解决了井壁失稳难题。     

湘新页1井钻井技术难点及对策

湘新页1井为一口页岩气参数井,自二开以来频繁出现泥岩地层坍塌掉块的问题,尤其是到了三开以后,坍塌掉块更加频繁、掉块尺寸3～5cm。由于井径扩大,出现“葫芦井眼”,测井时易阻卡,固井时泥浆顶替效果不好,影响固井质量。为保证钻探顺利进行,结合钻遇地层的特点,分析了该井技术难点,并采取了针对性技术措施,安全钻穿了井壁垮塌井段。湘新页1井在易垮塌地层的钻井实践为今后在严重破碎带地层安全钻井积累了经验。     

THN 2井快速钻进钻井液技术

近两年在塔里木河流域附近区块的井地质特性与井身结构与塔河油田内施工的井有所区别,该区块井是二级结构,一开井深800m左右,二开井深4300～4400m左右,以三叠系为目的层,该区块三叠系地层含有大量粉质砂岩,井径很容易扩大.THN2井是该区块一口开发井,设计井深4370m,该井在施工中合理调配钻井液性能,通过采用有针对性的施工工艺,优选钻井参数,合理组织施工,取得了很好的效果,该井只用了23.08d便完钻,刷新了塔河油田新纪录.二开平均井径扩大率仅为2.38%.     

伊拉克东巴油田复杂地层钻井液技术对策研究

EBS油田位于伊拉克中部巴格达省,二开主要岩性上部泥岩发育,下步膏盐层发育,易发生盐溶,石膏层缩径,存在卡钻风险。三开页岩发育,且地层胶结不好,极易剥落掉块,甚至井塌。从区块初期施工井来看,井塌风险最为严重,直井页岩段剥落掉块严重;S2区块水平井定向段发生两次井塌,最终改为直井。通过从改善钻井液的封堵性能和液柱压力入手,进行研究,对现用的钻井液体系进行改进,并提出相应对策,建议先从小角度定向井开始,逐步摸清该区块定向井页岩的坍塌压力,降低施工风险。     

YJ1-4井快速钻进钻井液技术研究

针对YJ1-4井的地层情况及钻井液技术难点等要求,通过小型实验进行处理剂优选、最佳加量的确定,合理调配钻井液性能,最终保证了该井的钻井施工安全、快速。在该井的钻井施工过程中,无缩径、阻卡、掉块和漏失现象发生。该井设计井深7273m,用时91.42d便全井完钻,较设计提前了57.58d,二开平均井径扩大率只有3.2%,三开平均井径扩大率只有8.1%。     

玉北区块钻井液施工难点及对策

由于麦盖提区块地质构造复杂,压力系统多变,地理位置特殊,在施工过程中可能会遇到重重困难,钻进过程中垮塌、粘卡、漏失等复杂情况交互出现。该区域西域组、阿图什组上部地层胶结松散、易垮塌,渗漏严重。砂岩易形成厚泥饼;泥岩易水化膨胀;古近系地层含有泥膏岩、石膏岩以及含膏泥岩。易垮塌:二叠系、石炭系的小海子组和卡拉沙依组,易发生剥落掉块,形成不规则井眼;考虑到雷克组垮塌严重,井壁失稳也是该井段钻井液重点。采用KCl-聚磺钻井液体系,使平均井径根据不同的施工条件合理调整钻井液性能参数,从而解决了该区域井眼稳定、防漏、防塌等复杂问题。     

准噶尔盆地中部1区块防塌技术研究

以现有的防塌技术为依托,在分析和研究该区块已完成井坍塌掉块的基础上,重点研究该区块三工河组泥页岩防塌技术和钻井液的防塌技术,通过室内实验优选出磺化钻井液体系,结合沙11井、征11井防塌技术,从工程和钻井液两方面提出具体防塌措施,并在庄11井的现场应用,庄11井平均井径只有4.7%,已完成其他井最小为14.45%,防塌效果显著。该技术的成功应用,解决了长期困扰中部1区块钻井井壁易失稳的问题。     

塔河油田托甫台区块井壁稳定分析与探讨

塔河油田托甫台A小区二叠系发育大段玄武岩,易垮易漏;深部志留系硬脆性泥岩裂缝发育,安全密度窗口窄,井塌井漏问题突出,井下复杂频发,井壁失稳问题一直制约着该区块钻井技术的发展。通过对已完钻井过程的分析,探讨了该区块井壁失稳机理,同时在室内进行了钻井液体系评价与优选,提出相对应的钻井液抑制、封堵措施及工程施工措施,通过在G井的实际应用,钻进过程中未发生井下复杂,易失稳井段井径扩大率较小,钻井周期节约20%以上,取得了较好的效果。     

塔河油田盐下井钻井工艺技术

以S1102井施工为例,介绍了塔河油田盐下井钻井工艺技术,为四级井身结构设计,对盐膏层进行专打专封.着重对该种井钻头选型、二开裸眼井段防斜、石炭系防井径扩大和盐膏层安全钻井技术几个方面的问题作了分析,对塔河油田该种类型井的施工具有一定的参考意义.     

大水平位移五段制斜直井的施工难点与重点

TH10314X井是塔河油田十区块的施工难度较大的一口五段制斜直井。三开215.9mm裸眼井段长达2082m,钻遇地层较复杂,尤其是出244.5mm的套管40m白垩系砂岩地层开始定向造斜,进入二叠系前吊直(二叠系顶部为5093m),水平位移达417.93m。该井的关键技术是控制好井眼轨迹和克服二叠系的漏失和掉块现象,提高钻井液的防阻卡、防掉块,稳定井壁和润滑性,通过合理的钻具组合、钻井参数及MWD的随钻监测来调整钻井参数,根据实钻情况,基本实现了井眼畅通,下套管一次到位,确保本井的施工顺利完钻。     

中江19H井卡钻原因分析及预防技术措施

中江19H井是川西中江地区的一口长水平段水平井,设计井深3830 m,水平段长990 m。目的层为下沙溪庙组,是开发中江地区该层位的首口水平井,邻井参考资料少。中江地区地层裂缝发育,普遍存在井壁失稳现象,极易产生掉块,同时,该井设计二开裸眼段长,更恶化了井壁失稳,施工中产生大量掉块,掉块在井眼局部堆积形成砂桥造成该井水平段卡钻。仔细分析了该井卡钻原因,提出了优化钻井液性能、优选钻井工具、优化水平段钻具组合、加强井眼净化等相应预防技术措施,顺利完成了该井的后期侧钻施工。为川西中江地区下沙溪庙目的层的开发提供了宝贵施工经验。     

塔河油田不稳定地层的钻井液技术探讨

塔河油田的井深、钻遇地层和地质构造复杂并存在多套压力系统等,在钻探过程中上部起下钻普遍存在阻卡、井眼不稳定问题,及深部地层机械转速低等问题。主要表现在三叠系和石炭系为主要地层的井眼垮塌、扩径、井漏、长时间大段划眼、卡钻、测井遇阻、固井质量差等。通过现场实验加入高软化点乳化沥青(RHJ-3)、KJ-1等处理剂优化钻井液配方,使钻井液具有较好的防塌抑制性。     

顺北1-2H井二开长裸眼井筒强化技术

顺北1-2H井是中石化西北油田分公司顺北区块的一口超深水平井,该井采用四开制井身结构,二开裸眼段长达5060m,三叠系、志留系等泥页岩地层与二叠系火成岩地层共存,井壁稳定与井漏矛盾十分突出。针对上述问题,分析了泥页岩全岩及粘土矿物组成、微裂缝大小及火成岩组成、厚度与漏失特征。研究表明,三叠系与志留系均为硬脆性泥页岩,微裂缝缝宽1~4μm;二叠系火成岩地层多尺度裂隙发育,宏观裂缝0.5~2mm部分充填,微孔裂缝2~3μm;微裂隙的存在是井壁失稳和井漏的主要原因。因此,优选了纳微米封堵剂、纳米乳液、多软化点沥青等封堵材料,构建了强抑制强封堵钾胺基聚磺钻井液体系。现场应用表明,该钻井液体系能够有效预防泥页岩地层井壁失稳与二叠系地层漏失,确保了该井5060m裸眼段电测及下套管一次到位,井身质量达到优良标准,且漏失量比顺北1-1H井大幅下降。     

涪陵页岩气井长水平段漏失井固井技术应用研究

涪陵页岩气井钻井过程中井漏频繁,类型多样,严重影响了工程质量,特别是三开长水平段发生漏失油基钻井液甚至固井时发生漏失,影响了固井质量及后期页岩气的开采。针对长水平段漏失井特点,研究了一系列井眼准备技术、高效纤维隔离液封堵技术、管外浆柱结构优化技术、漏失井固井压稳技术,增强堵漏性能,提高固井质量。随着区域不断地扩大,地质情况复杂多变,提出了下一步的研究方向及建议。     

黔西南地区煤系地层井壁稳定技术探讨

井壁稳定性问题对黔西南地区煤系气的勘探开发效果至关重要。对泥页岩和煤岩井壁失稳的机理进行了分析,从化学、力学和化学与力学耦合等方面,探讨了煤泥互层段井壁失稳的对策。结合黔西南地区煤系地层煤层气井的实例,分析了井壁失稳对井径大小及岩心采取率的影响,发现煤泥互层段的井径扩大率较大而相应的岩心采取率较小。尽可能准确地预测探井的地层压力、选用合理的钻井液体系和密度、采用合理的钻井工艺有助于维持黔西南地区煤系地层井壁稳定。     

盐水钻井液在伊拉克东巴地区取芯井的应用

东巴格达油田位于美索不达米亚盆地,探明储量在15×10^8t左右。该区块地质情况较为复杂,二开井段泥岩和盐膏层发育,易发生坍塌和缩径;三开和四开井段岩性胶结质量差,易发生剥落掉块等事故。从前期施工情况看,该区块在钻井过程中主要风险是由剥落掉块造成的坍塌卡钻及地层裂缝造成的井下漏失。为了进一步摸清储层的地质情况,进行了取芯作业,通过钻井液密度控制、提高体系抑制性等技术措施顺利完成取芯作业,获得了较高的岩芯收获率。     

钻井液技术在塔河油田的运用

塔河油田在钻井过程中,经常遇到钻井液难点:17-1/2″大井眼中的携砂和造壁问题, 12-1/4″井眼中的阻卡问题,8-1/2″井眼中石炭系地层井径扩大和油气层保护问题,150mm井眼漏失和井涌以及奥陶系地层的油气层保护问题.针对不同情况采用相应的钻井液体系和适宜的钻井液工艺技术,解决了该地区不同井眼的问题.现场应用表明,在17-1/2″大井眼钻井以维护为主,采用高粘度、高切力、低排量钻进;12-1/4″井眼采用包被剂、大排量、高效固控和短程起下钻措施,解决了该井段阻卡问题,井下钻井施工正常,减少了井下事故的发生;在8-1/2″井眼采用"物理封堵"为主、"化学抑制"为辅的措施,防止井塌和井径扩大,取得了良好的效果.     

文92-平1深层水平井钻井液技术

文 92 -平 1井是中原油田第一口深层水平井 ,完钻井深 3 680m ,垂深 3 179.5m ,水平段总长 3 76.5m ,最大井斜角94.9°。该井上部沙一地层 2 3 90～ 2 5 10m为沙一盐 ,易形成大肚子井眼 ;沙二段地层渗漏严重 ;地层压力系数高 ,沙三上地层垮塌掉块严重 ,钻井液密度最高达 1.61g/cm3 ;三开水平段为了追踪油层 ,多次调整垂深 ,垂深差达 7.5m ,又兼扭方位 ,井眼轨迹状况差。介绍了钻井液体系的优选、不同施工井段的钻井液技术。二开导眼段使用欠饱和盐水钻井液 ,二开侧钻斜井段及水平段使用聚合醇有机正电胶钻井液。结果表明 ,聚合醇有机正电胶泥浆具有较好的抗盐、抗温能力 ,良好的润滑性和抑制性 ,携砂效果好 ,并能较好的保护油气层 ,满足了文 92 -平 1井的钻井施工要求。     

D油田低渗高压区块中深调整井钻井液技术研究与应用

D油田低渗高压区块具有压力高、降压缓慢的特征,同时,储层裂缝发育,钻井液密度设计窗口较窄,甚至为负窗口,对调整井钻井安全和质量造成较大影响。据不完全统计,近年该区块调整井平均使用钻井液密度在1.75g/cm~3以上,油气侵发生率15%左右,固井质量优质率仅为60%左右,管外冒发生率超过10%。该区块开发目的层为FY油层兼顾S、P油层,属于多层位分段开发。井筒内多压力系统矛盾突出,易引发泥包钻具、局部井段环空憋压严重、局部井段井径扩大率超高、井塌卡钻、井漏等事故,且井漏发生后一次堵漏成功率较低,严重影响了钻井施工的顺利进行。应用强抑强封钻井液技术,有效抑制泥页岩的水化膨胀,减少地层环空憋压,并制定相应工程技术措施,降低井下激动压力;优选防塌封堵材料,确保井壁稳定,有效降低了井径扩大率;多种润滑剂复配使用解决定向井防卡润滑问题。2017～2019年进行了215口井的现场应用,固井优质率80%;井漏发生率由9.43%降低至零,一次堵漏成功率提高80%,取得较好的经济效益和社会效益。