超高密度钻井液在官7井的应用

针对赤水官渡地区的地层压力规律性差、异常压力系数高、地层易垮塌、喷漏并存等复杂情况,分析了超高密度钻井液技术难点,在优选处理剂和控制合适的膨润土用量的基础上,确定出了密度大于2.5g/cm3的钻井液配方,即2%膨润土浆 0.2%CPS-2000 0.8%Siop-E 0.3%LV-CMC 3%SMC 3%SMP 2%聚合醇 5?T-1 (1%~3%)NCQ 2%KCl 1?Cl2,并对该钻井液的配制、维护提出了具体要求。室内实验表明,超高密度钻井液性能稳定,具有良好的抗盐水能力,沉降稳定性好,满足了超高压地层压井的需要。超高密度钻井液在官7井压井过程中,钻井液密度高达2.64g/cm3,钻井液沉降稳定性和流变性能良好,上下密度差不大于0.02g/cm3,未发生重晶石沉降现象,为压井安全施工提供了保障。超高密度钻井液配方简单,易于维护。     

赤水地区深井超高密度钻井液技术问题的研究及应用

针对赤水地区深井段、地层异常高压（实测地层压力系数2．85～2．87）、多压力系统、高压盐水层等特点,通过室内优选评价出超高密度抗盐水钻井液体系中主体处理剂以及须表面进行特殊处理的加重剂一重龋石,确 保了超高密度抗盐水钻井液体系在密度为3．02g/cm^3,体系固相含量达极限的条件下其流动性、抗污染能力、热稳定性等技术难点都得以很好的控制和解决。经现场应用,体系性能稳定无沉降,所使用井段安全钻进无阻卡。完全满足在赤水地区深井段、地层异常高压、多压力系统、高压盐水地层钻井勘探施工的需要。重晶石对超高密度钻井液流变性能有非常重要的影响,重晶石参与体系凝胶结构的形成,这是对超高密度钻井液体系流 变机理认识上的一个突破;同时为在此特殊地层钻井勘探提供了钻井液技术保证,完成了处理超高压力的钻井液技术储备。     

超高密度油基钻井液加重剂评价及现场应用

准噶尔盆地南缘区块古近系、白垩系、侏罗系等地层,压力系数高达2.40～2.65 g/cm3,为了保障异常高压地层的安全钻进,急需研发性能优异的超高密度油基钻井液。使用环境扫描电子显微镜和激光粒度分析仪,分析了普通重晶石、微粉锰矿和微粉重晶石的微观形态和粒度分布。分析了微粉加重剂降低钻井液黏度的原理,实验评价出配制超高密度油基钻井液加重剂最佳复配方案为普通重晶石∶微粉锰矿=7∶3。优化出超高密度油基钻井液的配方,评价其高温沉降稳定性能、抗水污染性能。实验结果显示,配制的超高密度油基钻井液具有好的高温沉降稳定性,静恒温24 h,上下密度差值为0.01～0.02g/cm3,静恒温120 h,上下密度差值为0.10～0.14 g/cm3,上下密度差值小;具有好的抗水污染性能,能抗15%以内的水污染。现场应用表明:密度为2.65 g/cm3的超高密度油基钻井液在钻进过程中,全程钻井液性能表现良好,井下安全正常。      

河探1井超高密度钻井液技术

河探1井是中油股份公司在华北油田河套盆地临河坳陷部署的一口重点风险探井,完钻井深为6460.44 m,钻探目的为探索兴隆构造带光明背斜古近系、新近系生储盖特征及其含油气性。该井三开钻遇四套不同压力系数复杂地层,钻井液密度窗口窄,现场顺利实施了提密度压井、堵漏,控压钻进等作业,四开钻遇异常高压流体层,应用超高密度钻井液体系一次性将钻井液密度从1.80 g/cm³提高至2.55 g/cm³,并安全实施完井作业,储备压井高密度钻井液(ρ=2.60g/cm³),达到国内应用水基钻井液采用重晶石粉加重的极限。在钻井施工过程中先后出现井塌、膏泥岩层蠕变缩径卡钻、高压盐水侵以及井漏等事故复杂,采用超高密度抗高温复合盐钻井液,现场应用随钻封堵提高地层承压能力工艺,分段完成七次承压堵漏,同时强化一级固控有效使用,应用高目筛布、优化钻井液体系配方、优选加重材料、调节膨润土含量及合理控制低密度固相含量等手段,成功解决了窄密度窗口和超高密度水基钻井液高温、高固相流变性能调整困难等技术难题,确保了压井和试油作业期间高温条件下超高密度钻井液体系具有...     

超高密度钻井液技术研究

新疆准噶尔盆地南缘地区安集海河组存在超高压、强造浆、强坍塌应力、溢、漏、塌、卡、复合离子污染等钻井问题,使用的钻井液密度最高在2.5 g/cm3以上,钻井液在超高密度条件下性能极难调控.分析了该地区易塌层段地质特点和地层中的粘土矿物组分以及存在的钻井液技术难题,有针对性地研制出了JAB高密度钻井液体系.评价了JAB体系在超高密度条件下的流变性、抗污染能力、抗温性、抑制性及润滑性等.结果表明,该钻井液体系在超高密度(2.5 g/cm3)下,具有良好的抑制造浆、稳定井壁、润滑防卡能力和抗可溶性盐污染、流变性好等特点,能满足准噶尔盆地南缘地区复杂地层钻探的需要.提出了该体系现场维护处理的几点建议.     

超高密度（ρ≥3.00g／cm^3）钻井液的研究与应用

官3井二叠系阳新统存在压力系数为2．85的超高压地层,需用密度为2．92－3.00g/cm^3的钻井液钻井,通过研究重晶石的表面性质及其他技术指标,在优选出高效稀释剂和润滑剂的基础上,胡定了可配制密度为3．02g/cm^3钻井液的重晶石技术指标,并确定了钻井液中膨润土的最佳加量为10.4-12.5g/L.稀释液为DQG－1碱液,润滑剂为1％－3％的FRH,护胶剂为PSC,经室内试验和在井深400m实钻应用证明,超高密度钻井液流变性,沉降稳定性及其他性能良好,配制及维护处理简易。     

埕海油田2区沙河街组地层井壁失稳原因及对策

埕海油田2区沙1段地层在钻井过程中,井壁失稳,垮塌严重。通过分析沙1段地层岩性、矿物组分、理化性能、三个压力剖面、钻井液的抑制性与封堵性对该段地层力学性能与坍塌压力的影响,认为造成该地层发生井壁失稳的主要原因是,钻井液密度低于地层坍塌压力当量钻井液密度（考虑实际井身剖面、地应力与岩石力学性能等因素计算）、钻井液封堵性与泥饼质量差。提出了以下技术措施:先根据地层特性选择钻井液体系,再根据所钻井实际井身剖面、地应力、岩石力学性能确定的地层坍塌压力系数确定钻井液密度,最后通过对钻井液进行维护处理增强钻井液的抑制性和封堵性。在张海21-21L井直径155.6 mm井眼侧钻过程中的应用表明,该技术措施较好地解决了沙1段地层的井壁失稳难题,顺利钻穿易坍塌的沙1段,仅用时7 d就钻至完钻井深（4 070 m）,且测井、下筛管和完井等作业均顺利完成。      

泡沫钻井液密度—压力—温度关系测定

介绍了地层条件下测定泡沫钻井液密度的装置的设计思路,建立测定泡沫钻井液密度－压力－温度关系的方法,测定和分析了泡沫钻井液密度与压力、温度关系的方法,测定和分析了泡沫钻井液密度与压力、温度关系。描述了泡沫钻井液在钻井过程中保护油层的机理,提出了现场应用的简便计算公式。     

优质低密度钻井液试验研究

水基钻井液大多要增加地层坍塌压力,且不同钻井液体系引起地层坍塌压力增加的幅度不同。通过研究地层岩石与钻井液作用前后力学性质及强度变化和它们对地层坍塌压力的影响,以现用钻井液体系为基础,加以改进、完善而研究出能将所钻地层坍塌应力明显降低的钻井液体系及其应用技术。YT1-7井及YT3井的现场试验表明:优质钻井液的密度比邻井钻井液密度大幅度降低,并且井壁稳定,机械钻速显著提高。     

多场耦合作用下泥页岩地层钻井液安全密度窗口预测

在建立流-固-化耦合作用下泥页岩井壁稳定分析模型的基础上，开发了流固-化耦合作用下泥页岩地层钻井液安全密度窗口预测软件，并进行了实际应用。通过对5种钻井液的压力传递实验结果进行分析，对钻井液进行了优选，得出聚合醇钻井液最有利于稳定井壁，其次是硅酸盐钻井液。利用预测软件对W12—1N油田涠二段泥页岩进行了流-固-化耦合作用下的钻井液安全密度窗口预测。研究发现：对于钻井液水活度大于地层水活度的情况，考虑化学作用时钻井液密度窗口明显小于不考虑化学作用情况下的钻井液密度窗口；对于钻井液水活度小于地层水活度的情况，考虑化学作用时钻井液密度窗口明显大于不考虑化学作用情况下的钻井液密度窗口。     

加重剂对抗高温超高密度柴油基钻井液性能的影响

在塔里木盆地库车山前钻遇库姆格列木群盐膏地层时,要求采用抗高温超高密度油基钻井液,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动、静沉降稳定性。研讨了不同类型加重剂对抗160℃超高密度柴油基钻井液性能的影响;采用重晶石（ρ=4.2 g/cm3）、重晶石（ρ=4.3 g/cm3）、氧化铁粉、Microdense等单一加重剂配制超高密度柴油基钻井液,钻井液性能无法全面满足钻井工程的需要;采用具有超微细、高密度、球形等特点的MicroMax加重的超高密度柴油基钻井液拥有非常好的流变性能和良好的沉降稳定性,但无法控制钻井液的高温高压滤失量;当重晶石和MicroMax按60∶40比例复配时,可配制出性能良好的超高密度（2.4～3.0 g/cm3）抗高温柴油基钻井液,能满足库车山前钻进高压盐水层与易漏地层的需求。      

四川气田GM区块地层三压力剖面建立及应用

地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力剖面是钻井井身结构优化设计及安全钻井液密度窗口确定的基础。利用测井方法计算三压力剖面,结合现场实测三压力数据,建立了GM区块地层三压力剖面;在充分认识三压力剖面特征基础上,开展了GM区块井身结构优化及安全钻井液密度窗口制定。研究提出,该区针对须二目的层的钻井具备三开制井身结构优化条件,同时指出前期钻井以地层孔隙压力为依据制定钻井液密度存在不合理处,推荐J3p-T3x5段地层采用微超地层坍塌压力设计钻井液密度较为合理,T3x4段以深地层采用微超地层孔隙压力设计钻井液密度较为合理。研究结果为GM区块钻井工程设计及现场施工提供了科学依据,经现场应用,提高了钻井效率、降低了钻井成本,取得良好经济效益。图2表1参10     

官深1井超高密度钻井液技术

在全球范围内,官深1井是继官3井之后的第2口使用超高密度钻井液成功进行钻进作业的案例,该井采用2.50kg/L以上的超高密度钻井液顺利完成了835.3m的φ316.5mm井眼。为了安全顺利地完成官深1井的钻井作业,针对超高密度钻井液体系技术难点进行了大量室内实验,研制并开发了高固相分散剂SMS-19和超低黏胶体稳定剂SML-4,最终得出了抗污染能力较强并具有良好沉降稳定性的超高密度钻井液体系配方。利用该超高密度钻井液体系先后顺利实施了3个高压流体层的提密度压井作业,且在钻遇第3个高压流体层（下三叠统嘉陵江组二+三段）以后,一次性将钻井液密度由2.55kg/L提高到2.85kg/L以上并顺利转入了正常钻进。考虑到超高密度钻井液在技术上的特殊性,现场维护时采用优选筛布规格、优化胶液配伍及维护量、保持合理pH值、适时调节膨润土含量以及合理控制低密度固相含量等手段,确保了钻进作业期间超高密度钻井液体系始终保持良好的流变性能。     

元坝地区高密度超高密度钻井液技术

元坝地区地质构造复杂,地层压力状况复杂多变,气藏储层存在较强的非均质性,局部存在有裂缝性高压气层,海相地层的嘉陵江组还可能钻遇高压盐水层。钻井施工过程中使用的钻井液密度多在2.20 g/cm3以上,最高达2.42 g/cm3,钻井液的流变性控制及抗污染能力的强弱成为保证井下施工安全的关键因素。根据室内研究及现场应用情况,形成了1套元坝地区使用的高密度超高密度钻井液技术,能够控制密度在2.40 g/cm3左右的钻井液的流变性,控制了酸根及盐膏污染,具有一定的抗温、抗污染能力。     

油基泡沫钻井液密度特性研究与应用

油基泡沫钻井液可解决强水敏地层的井壁稳定、易漏地层、低压储层、枯竭地层的储层保护,对提高低压油气藏开发效果具有重大现实意义。本文利用SHM-01型钻井液高温高压密度特性模拟实验装置,测定了压力、温度对油基泡沫钻井液密度的影响,研究表明:其密度随温度升高而降低,随压力升高而增加,并且压力达10.5 MPa以上时,钻井液密度上升趋势趋于平缓。通过室内实验数据,建立了油基泡沫钻井液密度与井深的关系。现场应用结果表明,油基泡沫钻井液具有良好的储层保护效果。     

温度及渗流对疏松砂岩储层钻井液密度窗口的影响规律研究

在井壁稳定分析中,将疏松砂岩储层作为孔隙介质,依据孔隙热弹性小变形应力叠加原理,建立温度及井壁渗流等多种因素影响下,疏松砂岩储层井眼周围有效应力计算模式,结合井壁岩石破坏准则,给出了地层坍塌压力、破裂压力计算模式,研究了温度变化和井壁渗流等因素对安全钻井液密度窗口的影响规律,为确定疏松砂岩地层的安全钻井液密度窗口提供理论依据.研究结果表明,随着地层渗透性增大,地层破裂压力降低,坍塌压力升高,安全钻井液密度范围变小;井壁温度降低,地层坍塌压力和破裂压力同时降低,安全钻井液密度范围变窄;井壁温度升高,地层破裂压力和坍塌压力同时升高,安全钻井液密度范围变宽.但在温度降低及井壁渗流综合影响下,地层承压能力大幅下降,地层坍塌压力也降低,为了保证钻井安全,应适当降低钻井液密度.     

降低地层坍塌压力增加幅度的钻井液技术

用现有钻井液钻井时多数都要增加地层坍塌压力，不同体系引起的地层坍塌压力增加幅度不同。通过研究地层岩石与钻井液作用前后力学性质及强度的变化和它们对地层坍塌压力的影响，对羊塔克地区现用的普通聚合物／聚磺钻井液，通过加入5％～7％的KC1和1％～3％的EP-1／EP-2进行改进，研究出了能明显降低地层坍塌应力增加幅度的改进钻井液配方。应用改进钻井液的YT1-7井，与使用普通钻井液的邻井相比，钻井液密度大幅度降低，而且井壁稳定，机械钻速显著提高。     

欠平衡钻井工艺及装备在漏失井钻井中的应用

地层中有孔隙，裂缝或溶洞，地层压力小于钻井液的液柱压力，是钻井过程中引起井漏的主要原因。使井底压力降至地层孔隙压力以下。是防止井漏的根本途径。欠平衡压力钻井是在井口的有效控制下，通过降低钻井液密度。使井底压力低于地层压力。可以从根本上解决钻井液向地层的侵入或漏失问题，达到防止工程复杂情况出现和保护油气层的目的。在分析漏失性地层钻井中井漏原因的基础上。详细介绍了漏失井欠平衡压力钻井技术的相关内容。并以3口井为例，介绍了欠平衡压力钻井技术在国内的应用情况与效果。     

地震层速度法预测南海北部深水钻井安全钻井液密度窗口

针对南海北部琼东南盆地深水油气田钻井过程中窄钻井液密度窗口导致的井漏问题,建立了适合深水环境的井壁稳定分析计算模型,应用地震层速度资料对L4井的地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力进行了计算。结果表明,坍塌压力随井深增加而增大,但总体都小于地层孔隙压力,因此将地层孔隙压力作为安全钻井液密度窗口的下限。破裂压力随井深增加而增大,在海底泥面处最小,仅为1.02 g/cm3,地层孔隙压力与地层破裂压力下限的范围仅为0.021~0.092 g/cm3,最大也只有0.290 g/cm3,表明安全钻井液密度窗口窄。结合目标井的实际情况,考虑ECD、激动压力等的影响,推荐了不同层段钻井液密度范围,计算结果与实钻情况吻合,满足实际需要,表明应用层速度计算安全钻井液密度窗口是可行的。     

利用测井资料进行井壁稳定性分析

井壁稳定性问题是石油钻井工程面临的一个重大课题。利用测井资料研究井壁稳定性是一种有效的方法。文章利用声波、密度测井资料计算了岩石力学参数、岩石强度参数，在此基础上进行了地应力计算、进而确定了地层破裂压力和坍塌压力，预测了安全钻井液密度范围，为钻井设计提供参考，并可指导安全钻井。通过新疆X11井安全钻井液密度窗口的测井预测值与实际钻井液密度对比分析，证明利用测井资料评价井壁稳定性的可行性，并能准确地预报钻井液密度，具有工程应用价值。