新型钻井液成膜剂的研制及其在埕海油田的应用

为了降低埕海油田钻井过程中外来流体对储层的损害,基于成膜钻井液技术的基本理论,以苯乙烯、丙烯酸丁酯单体为原料,采用乳液聚合的方法,以过硫酸铵为引发剂,合成了新型钻井液成膜剂LCM-8。室内试验表明:埕海油田上部钻井液中加入成膜剂LCM-8后,流变性能能够满足携岩要求;能在岩心污染端形成一个渗透率极低的封堵带,封堵率可达90%以上;返排渗透率恢复率大于90%。新型钻井液成膜剂LCM-8在埕海油田2口井的储层钻进过程中进行了应用,结果表明,上部钻井液加入该成膜剂后,其性能能满足钻井要求,2口井的表皮系数为-2.31和-3.11,而未用该成膜剂2口邻井的表皮系数为-0.27和0.23。这说明,成膜剂LCM-8能满足埕海油田钻井要求,实现钻井过程中的储层保护。      

成膜封堵低侵入保护油层钻井液技术的研讨

为使钻井过程所采用的钻井液对所钻遇的不同渗透率油层均能有效地阻止其固相与液相进入油气层,不诱发储层的潜在损害因素,防止对储层发生损害,提出了成膜封堵低侵入保护油气层钻井液技术的新构思.其核心是在钻开油气层钻井液中加入成膜剂、特种封堵剂和降滤失剂.在钻开油气层的极短时间内,此钻井液中的膨润土、加重剂、岩屑等固相在不同渗透率的油层表面架桥、填充形成内外泥饼,特种封堵剂和高温高压降滤失剂封堵近井壁油层内外泥饼的孔喉,成膜剂在井壁上成膜,封堵孔喉未被架桥粒子、填充粒子、降滤失剂封堵的空间,从而形成钻井液动滤失速率为零、厚度小于1 cm的成膜封堵环带,有效阻止钻井液固相和液相进入油气层.此项技术对钻遇的不同渗透率油层均能有效减少损害,通过室内实验证实了其可行性.     

"理想充填理论"—d90经验规则在昆2井中的应用

昆2井是中油集团公司部署在柴达木盆地北缘昆特依凹陷潜伏1号构造上的一口重点探井,完钻井深为5950m。地质结构复杂,属喷、漏、塌、缩、卡高危地层。经与中国石油大学(北京)合作,在成膜钻井液的基础上,根据理想充填理论,引入封堵剂,进而增强地层的承压能力,以满足高压盐水层的施工要求。在研究分析地层岩性、物性、敏感性和损害因素的基础上,根据地层孔隙度、渗透率、岩性、井底温度及开钻顺序,将钻井液分为低温中孔高渗封堵成膜钻井液、中温中孔中渗封堵成膜钻井液、高温中孔中低渗封堵成膜钻井液,并在钻进过程中根据地层孔隙度,应用d90规则调整封堵粒子(超细碳酸钙、磺化沥青、聚合醇、有机硅醇)和成膜剂加量。昆2井井壁稳定,无复杂与事故,顺利完成了钻探任务。     

新型钻井液用成膜封堵剂CMF的研制及应用

针对渤海辽东湾某油田地层硬脆性泥页岩裂缝发育特点,笔者通过控制反应条件,制备了平均长径比在20～30之间的三水碳酸镁晶须和水合碱式碳酸镁晶片,并在此基础上与常用成膜剂LPF-H复配,研制了一种新型成膜封堵剂CMF,其中LPF-H∶晶须∶晶片的配比为7.0∶1.6∶0.4。室内实验结果表明,成膜封堵剂CMF与钻井液体系具有良好的配伍性,流变性能能够满足携岩屑要求,对不同渗透率砂盘的封堵能力优于常用成膜剂LPF-H。晶须、晶片与LPF-H这三种材料相互协同作用,在井壁形成一层致密、具有一定强度韧性的隔离膜,能有效封堵地层裂隙,稳定井壁,降低钻井液处理剂的损耗。该成膜封堵剂CMF在渤海辽东湾某油田X-1井进行了现场试验,结果表明,加入成膜封堵剂CMF后,钻井液性能满足要求,滤失量和表皮系数均低于采用成膜剂LPF-H的邻井X-2。这说明,成膜封堵剂CMF能够满足该油田钻井过程中储层保护的需要,具有推广应用前景。      

钾盐成膜封堵低侵入钻井液在南堡油田的应用

南堡油田各层系储层纵横向渗透率和孔隙度分布严重不均质,且储层物性、泥质含量纵横向变化较大.针对以上地层特性,优选出了加有KCOOH或KC1、高温高压降滤失剂、低荧光沥青、成膜剂、特种封堵剂等处理剂的钾盐成膜封堵低侵入钻井液.该钻井液能在极短时间内,在坍塌层、油层近井壁形成钻井液动滤失速率接近零、厚度小于1 cm的成膜封堵环带,并利用钾离子的强抑制性能抑制黏土膨胀,通过双重作用实现稳定井壁,保护储层的目的.分析了该钻井液的作用机理,提出了适用于南堡油田馆陶组、东一段储层的钾盐成膜封堵低侵入钻井液配方及现场施工措施.经现场使用证实,该钻井液能有效保护油气层,防止地层坍塌.     

南堡1-3人工岛钻井液技术

南堡1-3人工岛是冀东南堡滩海地区的一座固定式海上平台,主要勘探开发南堡1-5区块,钻井过程中易发生井漏和井壁失稳,导致储层受到污染。在分析南堡1-5区东1段储层各油组储层特性、伤害因素及对储层上覆玄武岩地层特性基础上,结合成膜封堵理论,优选出了具有强抑制性和强封堵性的KCl成膜封堵低侵入钻井液。室内试验表明,KCl成膜封堵低侵入钻井液常规性能良好,抑制性和封堵性强,油层保护效果好。现场应用表明,南堡1-5区块使用KCl成膜封堵低侵入钻井液后,钻井液密度明显降低,所钻井均能顺利完钻,且一次成功自喷投产,证实通过提高钻井液的抑制性和封堵性,可以达到稳定玄武岩地层井壁、解决井漏和高效保护储层的目的。      

南堡油田馆陶组玄武岩井壁失稳机理和技术对策研讨

在南堡油田勘探初期,钻进馆陶组大段玄武岩的过程中经常发生井塌事故,影响了钻井速度和油气层保护.对馆陶组玄武岩的地质和岩石学特征、矿物组分、理化性能、力学性能和坍塌压力进行了分析,讨论了玄武岩井壁失稳的力学、地质、钻井液和工程因素,提出了稳定井壁的技术对策.采用具有强抑制、强封堵特点和合适密度的成膜封堵低侵入钻井液,能够有效抑制凝灰岩、玄武质泥岩、蚀变玄武岩的水化膨胀、分散坍塌;能够有效封堵裂隙而阻止压力传递,防止近井壁地层岩石强度下降和引发地层坍塌压力升高,从而防止玄武岩地层井壁坍塌,并通过用南堡1-1井2 399～2 401 m井段灰色玄武质泥岩岩样(带微裂缝)进行流量法渗透率测定实验和PT实验(测定渗透率)验证了上述钻井液的稳定井壁能力.     

深水窄密度窗口地层封堵承压钻井液技术

针对深水地层压实程度低、钻井液安全密度窗口窄、易导致井漏的技术难题,以烯类单体、大分子交联剂及层状结构硅酸盐矿物等为主要原料制备了柔性颗粒封堵剂,以此为基础构建了深水抗高温封堵承压水基钻井液。室内实验证明,柔性颗粒封堵剂韧性好,抗温达160 ℃,在10%盐水中性能稳定,对渗透性岩心、裂缝及砂床均具有良好的封堵效果,显著提高承压能力;构建的深水抗高温封堵承压钻井液160 ℃老化前后流变性能稳定,黏度和切力合适,4 ℃与25 ℃下的动切力比值小于1.35,具有显著的低温恒流变特性,封堵后岩心的渗透率接近于零,承压能力达11 MPa,抗膨润土粉及氯化钠污染的能力强,保护储层效果良好,岩心渗透率恢复率大于90%。该深水抗高温封堵承压水基钻井液在南海陵水区块进行了现场应用,提高了易漏地层的承压能力,承压能力提高6～11 MPa,确保了复杂井段的钻井安全。      

环保型高性能水基钻井液在山前超深井中的应用

针对库车山前构造超深、超高压、高温、高含盐地层常规高密度水基钻井液性能调控维护困难,钻进时阻卡等事故频发,安全钻达目的层极其困难等问题,试验应用了环境保护型高性能水基钻井液。该钻井液是由多元高性能井眼稳定剂、纳米成膜封堵剂、高效润滑剂、特殊提速剂等组成,具有抑制性强、流变性和润滑性良好、环境友好、保护储层等性能。该环境保护型高性能水基钻井液在库车山前x井进行了试验应用,应用表明高性能水基钻井液性能稳定,抑制性强,润滑性能好,相比于应用油基钻井液的邻井,机械钻速快6.6%,无事故,井下复杂相对很少。该环境保护型高性能水基钻井液体系环保指标检测合格,产生的岩屑呈土本色,生物毒性小,是环境敏感地区复杂地层提高钻井清洁生产水平的途径之一。      

川中震旦系灯影组井壁失稳机理及防塌钻井液技术

针对川中震旦系灯影组地层钻井中存在的井壁失稳难题,采用X-射线衍射、扫描电镜、渗透率孔隙度测定仪、多频率超声波测量仪、三轴抗压实验测试仪测试了岩石组分、地层结构及力学特性,基于测井数据构建的地应力剖面得出了灯影组地层地应力特征,分析了井壁失稳机理,依据"多元协同"防塌原理,优选出了固壁剂CQ-GBF,刚性封堵剂FLM-1和柔性封堵剂ZL-7的组合及抑制剂HCOOK,构建了防塌钻井液配方体系。通过常规性能、抑制水化性能、封堵承压性能、岩石强化性能和储层保护性能评价实验,结果表明,该防塌钻井液的黏度、切力适中,滤失量小、滤饼韧性好,能够满足钻井工程需要,同时具有较好的抑制水化和封堵能力,能增加岩心抗压强度,对地层岩心的渗透率恢复值达到85%以上,在高石001-X23井进行了现场试验,现场效果表明:在灯影组地层钻进过程中井壁稳定、井眼畅通,井下安全。     

超低渗透钻井液防漏堵漏技术研究与应用

在水基钻井液中加入一定量的零滤失井眼稳定剂可以形成超低渗透钻井液.介绍了超低渗透钻井液提高地层承压能力及防漏堵漏的机理.超低渗透钻井液对不同孔隙的砂岩、岩心和裂缝性地层具有很好的封堵能力,可以实现近零滤失;零滤失井眼稳定剂通过在井壁表面形成超低渗透膜及增强内泥饼封堵强度大幅度提高岩心承压能力.在大港油田和辽河油田多口井的现场应用中,超低渗透钻井液在长裸眼多压力层系或压力衰竭地层防止了漏失、卡钻和坍塌的发生,表明超低渗透钻井液能自适应封堵岩石表面较大范围的孔喉,在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵薄层,可有效封堵不同孔喉地层和微裂缝泥页岩地层.超低渗透钻井液封堵隔层承压能力强,能提高漏失压力和破裂压力梯度,相当于扩大了安全密度窗口.     

欠平衡钻井NW无固相充气钻井液的研究

为了有效配合欠平衡钻井开发低压低渗透气藏，最大限度地保护气层．研制了NW无固相充气钻井液。该钻井液的特点是可避免钻井液中的固相颗粒堵塞储层孔隙，抑制性强，减少滤液进入储层，即削弱水锁损害，保护储层岩石孔隙的连通性；小阳离子具有优先吸附形成一层阳离子保护膜的特点，其分子结构中的憎水基团．起到阻止水分子侵入的作用，进而削弱由低压低渗储层天然渗吸效应产生的水锁损害；司时钻井液滤失量小，仅约为10mL，而且钻井液具有强抑制性，可以减小钻井液对油层岩石渗透率的影响，达到保护储层、增加采收率的目的。该钻井液可满足充气工艺要求。此外，该钻井液密度连续可调，能有效降低液柱压力．形成泡沫群体结构，具有群体封堵、疏水屏蔽及特有的流变特性等良好特性，防止低压地层漏失，保护气层；配方简单，维护使用方便，能够很好地满足欠平衡钻井工程的需要。     

成膜防塌液的室内研究及其应用工艺——用于解决气—液钻井转换初期的井壁失稳问题

气体钻井结束后,在替入钻井液初期,钻井液中的水相会大量快速地进入地层,引起地层中的黏土矿物吸水膨胀而导致井壁失稳或形成厚滤饼,造成起下钻遇阻复杂,解决井眼通畅问题需要花费更多的处理时间。为此,提出了气体介质转换成钻井液介质的钻井初期有效控制井壁失稳新的技术思路——成膜防塌技术。在实验室内研制了一种由高分子有机物和无机物组成的混合液体,称之为"成膜液",并进行了人造岩心浸泡、泥球浸泡、防清水渗透的室内实验,分别对比考察了岩样的分散、岩心表面成膜及其防水膜的渗水性能。实验结果表明:该成膜液能在短时间(10~30s)内在实验岩心上形成一层光滑致密的防水渗膜,能有效阻止钻井液中的水相进入实验岩心的内部,起到了防止黏土水化分散、稳定井壁和有效防止厚泥饼形成的作用。最后分别推荐了气体钻井和雾化钻井的成膜液现场应用浓度范围及其操作性强的防渗膜"涂抹"工艺方法。     

苏丹六区KCl/硅酸盐钻井液体系的研究与应用

苏丹六区出于节约成本的考虑,将部分三开井身结构改为两开结构,不同压力系数和特性的地层处于同一裸眼段内,造成原有的钻井液技术已经不能满足钻井作业的需要,容易发生井塌和井漏的问题。为此,根据地层特性,对原有的钻井液技术进行改进,通过大量的室内实验和现场试验,研发出一种实用的KCl/硅酸盐钻井液体系。新体系可将上部地层的承压能力提高至1.25 g/cm3,实现了窄密度安全窗口下的安全钻进;通过有效控制钻井液固相含量,克服了硅酸盐钻井液流变性难以控制的缺点,实现了钻进过程中钻井液体系的稳定转化。新的KCl/硅酸盐钻井液体系解决了井身结构改变后长裸眼段内不同地层性质和不同压力体系下出现的井塌和井漏的问题,减少了体系转化所需时间,大大降低了废弃钻井液的排放量,缩短了钻井周期,节约了材料成本。     

高泥质疏松砂岩防塌保护油气层钻井液技术

胜利油区王庄油田沙河街组地层为高泥质疏松砂岩,钻井过程中出现的主要问题是井壁坍塌和油气层损害严重。根据地层特点和测井的要求,优选出以非离子处理剂为主的聚醚多元醇钻井液,对该钻井液的流变性能、滤失造壁性能、防塌性能、抗污染性能和保护油层性能进行了评价。试验结果证明,该钻井液具有良好的流变性和滤失造壁性,页岩滚动回收率大于90%,岩心渗透率恢复率大于80%,电阻率大于1.5Ω·m。现场应用表明,聚醚多元醇钻井液有效地解决了王庄油田高泥质疏松砂岩钻井过程中出现的井壁失稳问题,保护了油气层,满足了测井要求,具有良好的综合性能。     

超低渗透钻井液技术研究

超低渗透钻井液是通过在常规钻井液中添加超低渗透材料以控制钻井液中固相和液相渗入地层.超低渗透钻井液渗入的地层叫超低渗透层.通过砂床试验证明,超低渗透层能有效提高弱胶结地层的承压能力,对漏失地层同时具有较好的防漏堵漏能力,材料本身具有一定酸溶性,应用在储层也可起到有效保护产层的作用.通过和几种钻井液的配伍性试验表明,超低渗透材料具有较好的相容性,对原浆的流变性能影响很小,适用范围较广泛.笔者在试验方法上也进行了初步探讨.     

东营北带砂砾岩体裂缝伤害与保护

东营北带砂砾岩体属特低孔、低渗储层,裂缝的发育程度是决定储层物性的主要因素.研究表明:裂缝易于被常规聚磺钻井液所污染,尤其是钻井液中的无机固相及不溶有机物颗粒,且堵塞后不易排出.采用无黏土漂珠钻井液可实现欠平衡或近平衡钻井,且消除了固相污染,其主处理剂可在岩石表面堆积成膜,漂珠可对裂缝起到支撑作用,从而较好地保护了裂缝,污染后渗透率恢复值可达85.43％.     

Characterization and prevention of formation damage for fractured carbonate reservoir formations with low permeability

Stress sensitivity and water blocking in fractured carbonate reservoir formations with low permeability were determined as the main potential damage mechanisms during drilling and completion operations in the ancient buried hill Ordovician reservoirs in the Tarim Basin. Geological structure, lithology, porosity, permeability and mineral components all affect the potential for formation damage. The experimental results showed that the permeability loss was 83.8%-98.6% caused by stress sensitivity, and was 27.9%-48.1% caused by water blocking. Based on the experimental results, several main conclusions concerning stress sensitivity can be drawn as follows： the lower the core permeability and the smaller the core fracture width, the higher the stress sensitivity. Also, stress sensitivity results in lag effect for both permeability recovery and fracture closure. Aimed at the mechanisms of formation damage, a modified low-damage mixed metal hydroxide （MMH） drilling fluid system was developed, which was mainly composed of low-fluorescence shale control agent, filtration control agent, lowfluorescence lubricant and surfactant. The results of experimental evaluation and field test showed that the newly-developed drilling fluid and engineering techniques provided could dramatically increase the return permeability （over 85%） of core samples. This drilling fluid had such advantages as good rheological and lubricating properties, high temperature stability, and low filtration rate （API filtration less than 5 ml after aging at 120 ℃ for 4 hours）. Therefore, fractured carbonate formations with low permeability could be protected effectively when drilling with the newly-developed drilling fluid. Meanwhile, field test showed that both penetration rate and bore stability were improved and the soaking time of the drilling fluid with formation was sharply shortened, indicating that the modified MMH drilling fluid could meet the requirements of drilling engineering and geology.