伊朗雅达南部区块水平井钻井液技术

伊朗雅达油田是目前中国石化海外最大的油田项目,钻井项目启动以来,发现该油田南部区块地层特点异于中部和北部,在南部区块的几口井钻井施工过程中,井漏、垮塌和压差卡钻频繁发生。针对南部区块地层特点,提出针对井漏、垮塌和压差卡钻的解决方案,为该区块未来施工提供帮助。     

伊朗雅达油田复杂地层钻井液技术

伊朗雅达油田地层复杂,具体表现在Gachsaran层大段石膏层污染钻井液,Kazhdumi层稠油质沥青侵入导致钻井液流变性能变差;Fahliyan地层为储层,井底温度高达145℃。前期完钻的5口井均出现了石膏、沥青污染和Fahliyan层压差卡钻等复杂情况,导致作业费用增加和钻井效率降低。在Gachsaran石膏层采用了抗膏聚合物钻井液,在Kazhdumi层采用了混入柴油和加入乳化剂等方法,在储层钻进中使用了超低渗透钻井液技术及分段封堵工艺,以解决高温高压下渗透性良好的孔隙性灰岩的压差卡钻问题。优化后的钻井液技术现场应用效果良好,F4井仅用65 d完钻,比邻井F23井钻井液总费用节约26万美金,钻井周期提前15 d。     

松辽两江地区嫩8井钻井液技术

在松辽盆地嫩江沿岸钻井过程中经常遇到塌、漏、阻、卡现象，尤以青山口组的青２、３段问题突出，主要表现为：起钻遇卡不严重，但下钻遇阻严重，需划眼６～７ｄ．嫩８井采用具有封堵防塌能力的聚合物钻井液体系和相应的工程措施，顺利地钻达目的层，技术经济效益显著。     

伊朗TABNAK区块的钻井与固井技术

伊朗TABNAK区块地层含泥页岩、盐水、石膏且层间压力系数变化大，钻井中常出现页岩垮塌、井漏、缩径等井下复杂情况，固井中易出现水泥浆返高不足、注替效率极低等。针对钻井及固井难题，采用先进的钻井工艺、合理的钻井介质，并结合优化钻具组合和钻头选型等钻井技术措施，成功地解决了钻进中遇到的严重井漏、缩径、井涌等复杂情况，实现了安全快速钻进。通过优化水泥浆体系，采用合理简便的固井工艺技术，成功地解决了大尺寸井眼、低压漏失井的固井难题，提高了固井质量优质率。所介绍的TABNAK区块采用的钻井和固井技术，对类似地层情况的其他区块钻井和固井工作具有一定的指导作用。     

缅甸PSC-101井高密度钻井液技术

PSC-101井位于缅甸PYAY油田，该油田地质情况复杂，地层压力系数高、气层活跃、地层造浆严重。根据地层特点和对钻井液技术难点的分析，在该井的一开、二开井段使用PAC141钻井液体系，三开和四开井段使用两性离子聚磺钾盐钻井液体系。现场应用表明：两性离子聚磺钾盐钻井液体系抗温性能、抑制性能好，各项性能可控，固相容量限高，可加重至2．3g／cm^3，基本上可以满足缅甸PYAY油田的钻井需要；且工艺简单，操作方便。对钻井液施工过程中存在的问题也进行了探讨。     

T301井复杂情况下的完井技术

一、井眼概况T301井是塔河3号油气田上的一口评价井,目的层为奥陶系碳酸盐岩裂隙型储层,储集空间为溶蚀孔、洞及各种裂缝。钻进过程中经常发生井漏、井喷及储层严重污染等事故。该井设计井深5520.00m,完钻井深5557.21m。实钻井身结构为:444.5mm钻头×500.00m 311.1mm钻头×3900.00m 215.9mm钻头×5350.00m 149.2mm钻头×5557.21m;套管程序为:339.7mm表层套管×480.35m 244.5mm技术套管×3896.55m 177.8mm油层套管×5343.76m。T301井在钻至井深5387.09m时,对裸眼井段进行了一次中途测试,在6.35×25mm的工作制度下,日产原油103…     

中原油田调整井钻井液配套技术

随着中原油田近几年定向调整井、加密井的增多。地层压力系统出现紊乱,地下已形成多套压力层系,加之注采井网密度过大．整个油田的压力系统处于难以掌握的混乱状态。钻井中因漏而塌、因塌而卡,由防漏导致出水,因压井而诱发井漏等复杂情况时有发生。针对濮城、文东区块的地质特点,制定了“调整井钻井液综合配套技术”．该技术包括防漏堵漏技术、防卡润滑技术、防塌技术、流变性控制及清砂工艺、防渗水措施等一系列配套技术。     

王古1井防漏防溢充气钻井液技术

王古1井地层压力系数低,上部地层活跃.使用充气钻井液,充气量过大,井底当量密度会较低,油气容易溢出(或涌出)井口;充气量过小,井底当量密度会较大,又会发生漏失,因此合理地控制气液比是本井防漏防溢的关键;井漏的发生必然会使钻井液进入储层,污染油层,因此保护油气层,钻井液体系的选择是关键;另外,井下高温不仅影响钻井液性能,特别是无固相盐水钻井液的性能,也给钻具防腐带来难度.针对这种情况,采用无固相盐水充(氮)气钻井液新技术较好地解决了该井在钻井过程中的既溢又漏的复杂问题,为解决低压钻井井漏及油层保护问题提供了经验与方法.介绍了该井充(氮)气钻井液的施工工艺技术.     

伊朗雅达F7井盐膏层钻井液技术

伊朗雅达F7井是中石化部署在Kushk地区北部脊背构造的一口重点预探直井,Gachsaran地层(1 027～1 408m井段)含有大量石膏层和盐层,膏岩含量为80％,易造成溶、塌、缩、卡、喷、漏等井下复杂情况.针对以上地层特点,该井三开采用了饱和盐水钻井液.室内和现场应用结果表明,应用的钻井液具有良好的流变性能和较强的携岩能力,稳定井壁效果好,抗盐膏及油气污染能力强,高温稳定性突出,满足了钻井施工的需要,保证了该井安全、优快钻进.     

尼日利亚A区块Kukaku-1井卡钻事故的处理

Kukaku-1井是尼日利亚A区块的第一口探井,该井地质情况复杂,在阿格巴达组存在着高压层。钻进中在?311.1 mm井眼中提前钻遇高压层并发生井涌,压井液密度和漏失密度窗口太窄导致压井中发生井漏,堵漏过程中由于堵漏浆与材料储备不足,采用海水循环后导致井壁垮塌而造成卡钻。处理卡钻事故中由于井壁垮塌程度加剧、卡点不断上移并最终埋掉了几乎所有裸眼井段的钻具,通过三次切割钻具后起出部分钻具,最终该井眼报废,填井侧钻。该事故处理过程中的经验和教训对该区块后续钻井的顺利施工具有重要借鉴意义。     

动平衡固井技术在中原油田复杂井中的应用

井漏、井涌是老油田开发后期普遍存在的问题,这类井给固井形成了一道技术难题,严重制约着固井质量的提高。针对该类井的特点,通过优化水泥浆体系、合理设计水泥浆柱、采用“动、静”替浆技术,成功的解决了固井过程中防漏、压稳的技术问题,使固井质量得到了保证。     

巴什二井钻井液堵漏技术

巴什二井是位于塔里木油田山前构造的一口探井,完钻井深3587m。巴什二井下第三系上部地层的复合膏盐层易发生蠕变,缩经,坍塌和软泥岩膨胀,下部地层的砂砾岩和白恶系地层的细砂岩,易发生渗透性漏失,针对漏失性质,采用了不同的堵漏方法,即：对漏速小于5m^3/h的井漏采用随钻堵漏;钻遇砂砾岩、砂酸盐岩地层发生漏速较大的井漏时,采取静止堵漏法;当随钻堵漏和静止堵漏失败后,说明地层存在裂缝,溶洞或压差过大,采用桥接堵漏法,采取的防漏措施有,当确定同裸眼井段内存在若干套压力系数时,要提前下套管封住上部高压地层,再降低钻井液密度钻开下部低压地层,专层专打;钻进易漏地层时,简化钻具结构,用小排量钻过漏层,再恢复正常钻进;下钻时分段循环钻井液,减小环空流动阻力;严禁在漏层附近开泵或划眼。巴什二井采用这套堵漏方法和堵漏措施后,顺利钻穿复杂地层,完钻施工顺利。     

钻井液技术用于井下复杂情况的探讨

随着钻井难度的加大,钻井液技术在确保安全、优质、快速钻井中起着越来越重要的作用。本文以井漏、井喷、卡钻的预防为例,就井下复杂情况的钻井液技术进行了探讨,提出了有关建议,可供同行参考。     

柯深一井钻井液工艺

柯深一井是新疆石油管理局在昆仑山前柯克亚油气田上为寻找深部原生油气藏而钻探的一口重点探井,井深6481m,所钻地层复杂,φ339.7mm技术套管下深至3540.93m,φ244.5mm枝术套管下深至5025.68m,这在我国均是首次;使用的钻井液密度范围大,从1.02g/cm~3～2.12g/cm~3;针对不同井段分别使用高膨润土含量钻井液、聚合物低密度钻井液、聚磺钻井液及聚磺钾屏蔽钻井液。介绍了为解决钻井过程中遇到的诸如大直径井眼、压差卡钻、井壁稳定等问题所应用的钻井液工艺。提出要在山前构造上快速、安全地钻探一口深井,必须建立地层破裂压力剖面、地层坍塌压力剖面和地层孔隙压力剖面,根据这三条压力剖面决定各层技术套管下入的深度,选择使用最佳的钻井液密度。     

缅甸PSC-1O1井高密度钻井液技术

PSC-101井位于缅甸PYAY油田,该油田地质情况复杂,地层压力系数高、气层活跃、地层造浆严重.根据地层特点和对钻井液技术难点的分析,在该井的一开、二开井段使用PAC141钻井液体系,三开和四开井段使用两性离子聚磺钾盐钻井液体系.现场应用表明两性离子聚磺钾盐钻井液体系抗温性能、抑制性能好,各项性能可控,固相容量限高,可加重至2.3 g/cm3,基本上可以满足缅甸PYAY油田的钻井需要;且工艺简单,操作方便.对钻井液施工过程中存在的问题也进行了探讨.     

河南区块调整井钻井液技术

二连油田阿南区块,由于长期注水,油气层出现明显的异常高压,地层原始压力遭到破坏,造成了井涌、井塌、井漏等复杂事故。上部地层采用每钻进100 m加入50 kgFPK,100 kg NPAN(或FJ-9301)的方法,使FPK在钻井液中的含量为0.40％—0.50％,膨润土含量为50—60 g/L。在下部地层将钻井液密度提至1.22—1.25g/cm~3,加入1.5％FT-342,使钻井液滤失量小于5 mL,高温高压滤失量小于14 mL。结果表明,调整井钻井液技术满足了钻井施工的需要,复杂事故明显减少,处理事故时间由4.1％降至1.39％,钻井液平均成本由63.5元/m下降至53.5元/m。     

哈拉哈塘区块标准井防阻卡钻井液技术

哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5 200 m,二开井段存在不同程度的阻卡复杂,严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例,分析了二开不同井段的阻卡原因,提出了相应的钻井液技术措施:白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡,采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术,同时配合大排量紊流携砂防止阻卡;侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡,进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系,并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡;定向井段采用传统的“固?液”润滑方法防止托压,效果不明显,加入0.3%~0.5%特制蛭石,通过改变钻具与井壁之间的接触方式,有效降低摩阻200~300 kN,解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明,针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井,未发生井下阻卡事故复杂。     

京11平1井钻井液技术

京11平1井是别古庄区块京11断块的第一口水平井。该断块原始油层压力系数为0．98～1．10，但由于长期注水，局部层位压力系数在1．70以上，同时存在压力亏空层，极易发生压差卡钻事故。该井选用了黑色正电胶聚合物混油钻井液，从严格控制有害固相，改善泥饼质量、流动性，提高泥饼封堵能力、润滑性、悬浮携带能力等方面进行钻井液的维护处理，确保了该井顺利完钻，电测固井顺利，钻井周期只有33．5d。该井在同一裸眼段相继出现了高压油气水侵，频繁发生溢流现象，大幅度提高密度后导致井漏，但由于措施得当，井漏仅损失43．5h。