莫深1井抗高温高密度KDF水基钻井液室内研究

莫深1井是位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜上的一口超深预探井，设计井深为7380m，预测地层压力系数为2．12，预测井底温度为204℃。针对莫深1井高温高压并存问题，成功研制出抗高温高密度KDF水基钻井液。该体系主要由高温降滤失剂、防卡降滤失剂、抑制性降滤失剂、高温保护剂、高温封堵剂、高温增效剂、包被剂、润滑剂等组成。实验结果表明：密度为2．30g／cm^3的KDF水基钻井液体系在120～220℃范围内，滚动16h、48h及72h后均具有较好的热稳定性、沉降稳定性、流变性、失水造壁性、润滑性及抗污染性能，且配方的重复验证性较好。KDF水基钻井液配方应用范围广，可通过调整体系中处理剂的加量来满足莫深1井深井段不同温度条件下的钻井施工要求。     

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅱ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及其作用机理发展概况,抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,抗高温钻井液流变性研究、高密度水基钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅰ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及处理剂作用机理发展概况,国内外抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,国内抗高温钻井液体系的现场应用概况、抗高温钻井液流变性研究、高密度钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

莫深1井钻井液技术

莫深1井是位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜上的一口超深预探井，设计井深7380m。该井一开Φ660．4mm井眼至井深501m，选用正电胶钻井液体系，利用高坂含与MMH的特殊流变学特性，解决地袁流沙层的井壁稳定与井眼清洁问题。二开叫44．5ram井眼至井深4463m，选用钾钙基聚磺钻井液体系，强化体系的抑制封堵与抗污染能力，解决了因泥岩段水化膨胀、砂岩段形成虚厚泥饼造成的阻卡问题，实现了井壁稳定。三开Φ311．2mm井眼至井深6406m，选用抗高温高密度聚磺氯化钾钻井液体系，解决了高温高密度钻井液的抗污染问题，实现了深部地层的快速钻井，四开Φ215．9mm井眼至井深7500m，选用抗高温高密度聚磺钻井液体系，解决了高温高密度钻井液的抗温问题，应用“填充封缝即堵技术”，大幅度提高深部地层的承压能力，保证了施工安全。     

抗220 ℃高温水基钻井液技术研究

深井、超深井高密度水基钻井液的热稳定性一直是国内外钻井液行业研究的关键问题之一。为了提高钻井液的抗高温能力,研究了高温对钻井液的影响及相应的技术对策,形成了一套密度为2．00g／cm ^3～2．35g／cm^3抗220℃高温的水基钻井液体系。该体系由四类核心处理剂组成：抗高温复合降滤失剂、抗高温降粘剂、润滑封堵防塌剂及高温稳定剂。评价了水基钻井液体系在高温下的高温稳定性、高温高压流变性能、抑制性能和抗污染性能。实验结果表明,该体系具有良好的热稳定性,钻井液经过220℃高温老化后,高温高压滤失量低,流变性好,并具有良好抑制性能和抗盐、钙及钻屑等污染性能。     

莫深1井钻井液技术

莫深1井是位于准噶尔盆地中部马桥凸起莫索湾背斜上的一口超深预探井,完钻井深为7500 m.该井一开选用正电胶聚合物钻井液,利用其高膨润土含量与MMH的特殊流变学特性,解决地表流沙层的井壁稳定与井眼清洁问题.二开选用钾钙基聚磺钻井液,通过强化钻井液的抑制封堵与抗污染能力,解决了因泥岩段水化膨胀、砂岩段形成虚厚泥饼造成的阻卡问题,实现了井壁稳定.三开选用抗高温高密度聚磺氯化钾钻井液,解决了高温高密度钻井液的抗污染问题,实现了深部地层的快速钻进.四开选用抗高温高密度聚磺钻井液,解决了高温高密度钻井液的抗温问题,应用"填充封缝即堵技术",大幅度提高深部地层的承压能力,保证了施工安全.     

超高温(240℃)水基钻井液体系研究

针对中国目前高温深井钻井的需求，研制出了一种新型抗高温水基钻井液体系，抗温可达240℃。该体系主要由抗高温保护剂、高温降滤失剂、封堵剂、增粘剂等组成。抗高温保护剂GBH可以大幅度提高磺化聚合物的抗高温降滤失性能、高温稳定性能及钻井液体系的整体抗温性能。评价了新型抗高温水基钻井液体系在高温下的高温稳定性、高温高压降滤失性能、流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。实验结果表明，该抗高温水基钻井液体系各种密度配方在240℃温度下均具有良好的高温稳定性，高温高压滤失量低，并具有良好的流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。     

南海东方气田高温高密度钻井液体系研究

东方气田属于我国南海海域高温高压并存油气田之一,具有地温梯度高、多套压力系统共存、钻井液密度窗口窄等特点。为此,总结分析了现阶段东方气田高温高压井钻井液所面临的技术挑战,高温稳定性以及流变性、滤失性控制等钻井液技术难题亟待解决。针对东方气田高温高压井对钻井液高温稳定性和防塌技术的需求,通过优选关键钻井液处理剂,研制了抗高温高密度水基钻井液。结果表明,优选的高温高密度水基钻井液体系具有高温稳定性强、润滑性好以及页岩抑制能力、封堵能力及抗污染能力强等优点,气层保护效果优良。     

抗高温高密度饱和盐水钻井液在川西地区的应用

随着油气勘探向着深部地层发展,钻井液面临严峻挑战,尤其是在高温、高密度、饱和盐环境下,钻井液极易发生流变性与失水造壁性失控。国内外对同时具备抗高温、高密度、饱和盐三者同存条件下的钻井液体系研究成果较少。文章通过大量基础研究,在钻井液中引入了抗温抗盐降滤失剂、高温稳定剂、除氧剂,采用激光粒度分析仪和扫描电镜优选刚性填充粒子和柔性填充粒子,最终形成了一套具有较好综合性能的抗高温高密度饱和盐钻井液体系。该钻井液体系在川西邓井关构造DT1井进行了现场应用,成功解决了国内首例井底高温(200℃)、钻井液高密度(2.22 g/cm~3)、饱和盐(210 000 mg/L)污染三者共存的特殊地质情况井的钻进作业,证明了该钻井液体系能够很好的解决高温、高密度、饱和盐环境下钻井液流变性、抑制性和失水造壁性的技术难题。     

高温高密度钻井液的润滑剂研究与应用

随着深层油气资源的勘探开发需求,井身结构的不断优化,深层大斜度大位移钻井对钻井液体系的润滑性能提出了更高的要求,高温高密度水基钻井液的润滑性研究是目前深层油气资源勘探开发的关键技术之一。高密度水基钻井液在高温环境、高固相及高矿化度条件下,润滑性能普遍较差,摩阻较大,严重影响钻井施工时效及质量。根据目前钻井施工过程中的工程需求,以植物油及植物油酸为原材料,通过酸酯化反应,生成含有不饱和双键的酯基基团的长链脂肪酸酯,通过接入含氯、硫、磷具有极压抗磨能力的化学元素,同时引入羟基、氨基等吸附基团,研制一种热稳定性好、吸附性强的高效钻井液润滑剂HLG。评价结果表明,润滑剂HLG抗温能力达到180℃,抗盐抗钙能力强,可以满足密度达到2.2 g/cm³的高密度水基钻井液需求,有效提高钻井液体系润滑性能,降低摩阻,适合深层复杂地层及大斜度大位移井型的勘探开发,应用前景良好。     

克深6井超常规大井眼穿盐膏层钻井液技术

山前井克深区块的岩性复杂多变、倾角大、地层破碎、研磨性强、断层多、构造应力集中,现场钻井液体系必须具有抗高温、高密度、超强抑制性和抗石膏污染能力,确保井壁稳定。通过室内分析评价,得出BH-WEI体系钻井液具有抗高温、高密度,超强抑制性和抗石膏污染能力。因此,在克深6井应用BH-WEI结果表明,采用BH-WEI钻井液技术成功钻穿1 438 m的盐膏层,中完井深4 485 m,电测一次成功,井径扩大率5.12%,钻井液施工难度达到克深区块之最,实现安全无事故。     

抗高温高密度钻井液在印尼LOFIN-2井的研究和应用

LOFIN-2井是部署在印尼东部塞兰岛的一口重点探井,垂深为5861 m,为印尼陆上最深井。该井高温高密度井段预测井温为150~180℃,密度为2.10~2.16 g/cm3,发育裂缝性页岩、含高压盐水层,易发生诱导性井漏和盐水侵,并且发育粉砂质泥岩,易分散造浆使抗高温高密度钻井液的流变性难以控制。针对LOFIN-2井高温高密度和地层特点,提出了钻井液设计性能参数,并进行现场验证,从抵抗温度对钻井液性能破坏出发,优选抗温处理剂,研制出一套抗温180℃、密度2.10~1.26 g/cm3的水基钻井液体系,该体系在现场应用性能稳定,配制维护简单,应用效果良好,为该区块后续高温高压钻井液体系提供了一种选择。      

抗高温水基钻井液在龙岗地区的应用

针对龙岗地区深井段的工程地质特点,进一步优化抗高温水基钻井液体系,配制了高温热稳定性优良、抗盐钙污染能力强、抑制性能好的抗高温水基钻井液。在龙岗地区剑门1井、龙岗（301-3井、龙岗19井及龙岗29井进行了现场应用。室内及现场试验结果表明,该钻井液体系抗温达180℃、抗盐达15％及抗钙大于1000mg／L;钻井液综合性能优良,可有效减少井下复杂情况,能够满足该地区深井段安全快速钻井的要求。     

抗高温高密度水基钻井液流变性研究

使用Fann50SL型高温高压流变仪对抗高温、高密度水基钻井液的流变性能进行了测定。实验分析表明，该种抗高温高密度水基钻井液在高压下表观黏度、塑性黏度和剪切应力随温度升高而降低，其降低趋势逐渐递减。运用回归分析方法对实验数据进行处理，确定出钻井液在高温高压下遵循的流变模式--卡森模式，建立了预测井下高温高压条件下钻井液表观黏度的数学模型。计算表明，所建立的预测钻井液表观黏度的数学模型能够较准确地描述高密度钻井液在高压下与温度之间的关系，钻井液的表观黏度与温度呈指数函数关系。运用幂律、H B和卡森等流变模式对钻井液高温高压下的流变数据进行拟合分析时，建议最好选用卡森模式。     

泌深1井钻井设计与施工

根据泌深1井钻遇地层和地温梯度,对井身结构、钻井液体系进行了优化设计。该井第四次开钻以抗高温和防塌为主,采用封堵-抑制-合理的钻井液密度支撑的协同防塌技术,采用超高温水基防塌钻井液体系。该井钻井施工顺利,有效防止和解决了井壁掉块和高温的问题,全井没有发生任何井下复杂情况和钻井事故,完井电测一次成功,完钻循环静止24 h后实测井底温度高达236 ℃。      

抗高温钻井液体系的研究与应用

通过对抗高温处理剂的优选及对处理剂间协同作用的考察,研制了一种抗高温水基钻井液体系。室内评价了该钻井液体系的高温稳定性、抗盐污染性、抑制性、润滑性、油层保护性和高温高压滤失性能等,结果表明,该体系具有很高的热稳定性（抗温可达250-260℃）,优良的抑制防塌能力、抗污染能力和润滑性能,岩心的渗透率恢复值平均为83．11％。在民深1井、车66区块的现场应用中,该抗高温钻井液的性能稳定,未发生井壁垮塌现象,电测一次成功,施工顺利,应用效果显著。     

东濮凹陷高密度抗高温饱和盐水钻井液

中原油田东濮凹陷柳屯洼陷区块文九井盐层段厚、埋藏深,地层压力系数最高2.0,井底温度高达150℃。针对高温、高盐、高固相条件下钻井液流变性难以控制、高温高压滤失量与流变性难以兼顾的技术难点,进行了室内研究,确定了高密度抗高温饱和盐水钻井液配方以及维护措施,并在濮深18井、文408井成功应用,解决了"三高"条件下顺利钻进难题,形成了一套适合东濮凹陷柳屯洼陷盐层施工的高密度抗高温饱和盐水钻井液配套技术。     

南海东方气田高密度抗高温钻井液完井液室内研究

南海东方气田地层温度高,储层渗透率低,钻完井过程中钻井液、完井液的高温稳定性及储层保护性能至关重要。针对该问题,通过滚动老化与配伍性试验优选了各类抗高温处理剂,研制出了高密度(2.2 kg/L)抗高温(170 ℃)的水基钻井液体系和甲酸铯无固相完井液体系。采用堵漏试验、岩心流动试验及流变性、滤失性测试等,评价了其综合性能。研究得出,高密度抗高温水基钻井液体系在高温高压条件下流变性、滤失性良好,高温高压滤失量小于15 mL,岩心渗透率恢复率达85%以上,极压润滑系数为0.131,抗盐、抗钙、抗劣土能力分别为5.0%,0.5%和8.0%;甲酸铯无固相完井液体系腐蚀速率仅为0.066 9 mm/a,页岩回收率为87.28%,岩心渗透率恢复率达88%以上。性能评价认为,研制的钻井液完井液体系能够满足海上高温高压气井的钻井要求,为南海东方气田安全高效开发提供了技术支持。      

莫深1井φ244.5 mm+φ250.8 mm中完固井水泥浆技术

莫深1井是中石油的重点探井,设计完钻井深7380m,三开使用Φ311.2mm钻头钻进至6406m,单级固井一次封固2906m,这将导致长封固段顶部水泥浆会过度缓凝,不利于强度发挥的问题.针对这一难题,通过室内大量实验,对水泥浆体系进行改进、研究,优选出了合适的水泥浆抗高温外加剂,设计了满足施工要求且封固段顸部96h强度达到13.8MPa的水泥浆体系,结合莫深1井固井施工设计,较好地解决了高温深井长封固段固井问题.     

抗高温高性能水基钻井液及其在顺北801X井的应用

顺北801X井是塔里木盆地顺托果勒区块的一口重点探井,完钻井深为9145 m,最大井斜为71°,水平位移为1075.77 m,为国内陆上采用水基钻井液完钻的最深定向井。针对顺北801X井高温高压地层的特点,通过优选抗温处理剂,优化钻井液性能参数,研制出一套密度达2.0 g/cm³的高性能水基钻井液体系。室内评价结果表明,该钻井液抗温可达200℃,在高温下具有良好的流变性能,能较好地封堵泥页岩微裂缝,在180℃下的滤失量为13.8 mL,滤饼质量薄且有韧性,能抗CO₃^2-、HCO₃^-污染及盐水侵污染。现场应用表明,该钻井液在高温井段性能稳定,维护简单,起下钻顺利,未出现复杂情况,保证了井下安全、快速钻进,该井试油产量折算油气当量达1007.6 t。该钻井液的成功应用,为顺北区块后续施工井钻井液体系的优选提供很好的借鉴。