延长气田石千峰组与石盒子组井壁失稳机理的研讨

延长气田钻进石千峰组与石盒子组过程中经常发生严重井塌。通过对该气田地应力、坍塌地层岩石力学性能、矿物组分、理化性能的测定,地层3个压力的计算,钻井液抑制性、封堵性、浸泡时间对岩石强度及坍塌压力的影响实验研究,以及对测井资料和已钻井资料的综合研究分析,揭示了该气田钻井过程井壁失稳的机理,为解决该气田井壁失稳技术难题提供理论依据。分析得出井壁失温的潜在因素有:地层属于强硬脆性地层,具有在远低于峰值应力的状态下进入扩容状态的特征,压力波动易导致井周微裂缝扩展、交汇,形成不稳定的高渗带;该气田不存在强构造应力,但存在扭转,地层裂缝发育;地层属于晚成岩期,泥岩泥质含量高,弱分散,中强膨胀,需加强钻井液的抑制水化膨胀作用。井壁失稳的主要原因为:钻井液密度低于地层坍塌压力的当量密度,空井时间过长时会造成坍塌压力增高,进一步加剧井塌;现场所使用的钻井液的封堵性不良,在井壁与微裂缝相交的界面上不能形成有效的封堵。     

中江区块沙溪庙组井壁失稳机理及烷基糖苷防塌钻井液

针对川西中江区块沙溪庙组井壁失稳技术难题，分析了沙溪庙组泥岩的矿物组成、微观结构及理化性能，揭示了沙溪庙组井壁失稳机理。沙溪庙组属于典型的硬脆性泥岩，黏土矿物含量高，水化作用强，其中伊利石含量最高，微纳米尺度裂隙发育，钻井液滤液侵入后，伊利石、伊蒙混层等分布不均匀，比亲水量大，水化膜斥力大，裂缝不断扩展，易发生井壁坍塌。结合“多元协同”井壁稳定理论，优选了烷基糖苷类抑制剂、微纳米封堵剂等，构建了适用于沙溪庙组的烷基糖苷高性能防塌钻井液体系。通过室内实验可知，该体系流变性良好，API滤失量小于3 mL，高温高压滤失量不大于8 mL，岩样滚动回收率为98.87%，膨胀率小于3%，抑制性优良，对微裂缝和孔隙封堵能力强。现场应用表明，烷基糖苷高性能防塌钻井液能有效抑制沙溪庙组地层坍塌，机械钻速高，无井下复杂事故发生，为保证中江区块沙溪庙组“安全、高效、经济”钻井施工提供了技术支撑。     

塔中西部二叠系井壁失稳原因分析及对策

在塔中西部钻探过程中,多口井二叠系地层出现了不同程度的井壁失稳现象,严重影响了区块钻井时效和经济效益。 对塔中西部二叠系地层泥岩黏土矿物组分、扫描电镜成像、泥岩理化性能及现场钻井液体系使用情况进行研究,认为二叠系地层井壁失稳的重要原因是钻井液体系的选择失误。 对现场实际使用的 ４ 种钻井液体系防塌性能和常用的抑制剂组合的性能进行了评价,优选了满足塔中西部二叠系井壁稳定要求的 ＫＣＬ－聚合物钻井液推荐配方。     

钻井液对页岩力学特性及井壁稳定性的影响

钻井液长期浸泡会对层理性页岩产生影响,进而影响到页岩地层的井壁稳定性。利用川南地区龙马溪组页岩开展了不同钻井液浸泡后页岩单、三轴力学实验,分析了其力学特性及破坏形式的变化特征,并探讨了井壁失稳机理。结果表明:受层理影响,页岩力学特性具有明显的各向异性特征,且具有围压效应;油基钻井液对层理面的润滑作用增强了各向异性,页岩沿层理面发生剪切破坏,破坏形式受层理面控制;水基钻井液对页岩造成水化损伤,微裂缝扩展沟通层理,降低了各向异性,易发生复合破坏,破坏形式受基质体和层理面双重控制,井壁更易失稳;黏土矿物水化作用和孔缝毛细管效应是页岩地层井壁失稳的根本原因。该研究可为层理性页岩井壁稳定分析提供参考。     

巴彦河套盆地临河区块深层井壁失稳钻井液对策

巴彦河套盆地临河区块深层钻井过程中井壁失稳严重,制约油田的高效开发。利用X射线衍射、扫描电镜等分析测试方法对失稳地层岩样的黏土矿物成分和微观结构进行分析,确定井壁失稳原因主要是地层水敏性强,同时微裂缝发育,钻井液滤液侵入后,水楔作用下造成微裂缝扩张,地层水化引起坍塌压力的增加导致剥落掉块。解决井壁失稳的关键是针对性提高钻井液体系的抑制性和封堵性。结合现场钻井液技术需求,引入微纳米封堵剂提高钻井液体系的封堵能力、引入聚胺与KCl配合提高体系的抑制性能。室内实验表明,优化后的钻井液体系页岩膨胀降低率62%,滚动回收率可达90%以上。现场应用3口井,古近系地层平均井径扩大率小于20%,有效提高了巴彦河套盆地临河区块深层井壁稳定性,为油田的高效开发提供了技术支撑。     

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.     

苏里格上古水平段井壁失稳因素分析

井壁失稳是钻井工程中常遇到的井下复杂情况之一,严重影响地质资料的录取、钻井速度、质量及成本。苏里格气田水平井主要坍塌地层为石千峰组和石盒子组,通过对"双石"地层泥页岩力学因素、物理化学因素和工程因素分析发现,泥页岩存在裂隙,钻井液及其滤失都更易进入地层,加上外力冲涮,井壁很容易坍塌。而且泥页岩中粘土矿物在表面水化力、渗透水化力和毛细管力作用下,粘土发生水化、膨胀引起地层孔隙压力、膨胀压力升高,从而造成坍塌压力增大,这也是造成泥岩垮塌的重要原因。     

页岩气藏地层井壁水化失稳机理与抑制方法

页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验,研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性,揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分,不含蒙脱石及伊蒙混层,表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律,利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理,建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性,有效降低其表面自由能、抑制表面水化,进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。      

松辽盆地陆相致密油井壁失稳机理及钻井液对策

大庆油田松辽盆地北部为陆相致密油资源,在勘探开发中存在井壁失稳难题,制约着致密油的高效开发。因此,采用扫描电镜和X-衍射分析对地层岩心的微观结构和黏土矿物成分进行分析,并对其水化特性进行研究,从而分析了大庆油田致密泥岩油地层井壁失稳机理。通过研究钻井液抑制性、封堵能力、理化参数和泥饼质量对井壁稳定性的影响,最终研发了一套氯化钾低聚胺基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液体系的抗温达120 ℃,极压润滑性系数小于0.12,滚动回收率大于96%,能抗10%膨润土侵,在大庆油田致密油区块现场应用20口井,井壁稳定效果良好,水平段平均井径扩大率小于6%,固井优质率大于90%,起下钻、下套管作业顺利。研究成果表明,氯化钾低聚胺基钻井液体系能够有效提高松辽盆地陆相致密油地层井壁稳定性,为提高大庆油田致密油开发效率、降低井下复杂事故提供了技术支撑。      

水化作用和润湿性对页岩地层裂纹扩展的影响

页岩地层裂纹扩展对页岩气井井壁稳定有重要影响,而钻井液与页岩间相互作用(毛细管效应和水化作用)将对页岩地层裂纹扩展产生影响。选择四川盆地龙马溪组露头及井下岩心开展室内实验研究页岩润湿性和水化作用,基于断裂力学理论,考虑水化作用和润湿性(毛细管效应),建立页岩裂纹裂缝扩展模型,分析了水化作用和润湿性对页岩裂纹扩展的影响。研究结果表明,龙马溪组页岩表面既亲油又亲水,且页岩表面更倾向于油湿;页岩浸泡在水中,水化应力随着时间增加而先上升后趋于稳定,而先浸泡在白油中、后浸泡在水中或浸泡在10%KCl溶液中测试膨胀应力,水化应力上升速度减慢;页岩浸泡在水中,岩样表面形成的裂缝主要平行于层理面,随着时间增加,岩样保持完整或剥落成碎块,而页岩浸泡在10%KCl中,岩样表面形成裂缝数量少且破裂程度轻;水化作用和润湿性对应力强度因子增量影响较大及对页岩裂纹扩展有重要影响,钻井液体系应减小钻井液滤失量及钻井液界面张力、增加黏土矿物水化抑制剂和增大钻井液与页岩表面接触角,减小自吸作用,抑制水化作用。油基钻井液与页岩表面接触角小,但其界面张力小,造成毛细管力小,因此页岩地层钻井中,采用油基钻井液能在一定程度上抑制裂纹扩展,使井壁不易失稳。     

顺北油气田鹰1井超深井段钻井液关键技术

鹰1井是顺北油气田的一口超深重点风险预探井,设计井深9 016.85 m（垂深8 603.00 m）。该井超深井段志留系柯坪塔格组与奥陶系桑塔木组等硬脆性泥岩地层、志留系裂缝性地层和奥陶系破碎性地层,在钻进过程中易出现井眼失稳、井漏、坍塌掉块等井下故障。为此,通过室内试验研究,分析了该井超深井段硬脆性泥岩地层井眼失稳机理、强压力敏感性裂缝性地层漏失原因及破碎性碳酸盐岩地层井眼失稳原因,应用“多元协同”井壁稳定基本理论,构建了SMHP–1强抑制强封堵钻井液,并制定了针对性强的防塌防漏技术措施。该井顺利钻穿大段硬脆性泥岩、裂缝性地层和破碎性地层,未发生井眼失稳及钻井液漏失,顺利钻至井深8 588.00 m完钻,创亚洲陆上井深最深纪录。现场应用表明,SMHP–1强抑制强封堵钻井液能够解决深部地层大段泥岩及破碎性地层的井眼失稳与漏失难题,为国内外深井超深井安全钻进提供了技术借鉴。      

低含量KCl钻井液在苏里格气田的应用

苏里格气田石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,井塌划眼、卡钻、填眼侧钻等复杂情况频繁发生。针对苏里格气田的地层岩性特点,开展了低含量KCl钻井液研究,通过保持聚磺钻井液中0.8%~1.0%的KCl含量,提高体系的抑制防塌性能。2口井的现场应用表明,该体系抑制性强,砂样清晰,无垮塌现象,起下钻通井无阻卡;封堵造壁和流变性能良好,滤饼光滑致密,性能稳定,钻井液无排放,较好地满足了井下施工需要,为安全高效开发苏里格气田积累了经验。     

低活度强抑制封堵钻井液研究与应用

济阳坳陷沙河街组地层油泥岩黏土矿物含量高,以伊/蒙混层、伊利石为主,且微裂缝发育,钻井过程中易发生坍塌、掉块等井壁失稳问题,为此进行了低活度强抑制封堵钻井液研究。利用油泥岩的半透膜作用,根据活度平衡理论,通过优化活度调节剂的加量来降低钻井液的活度,通过优选抑制剂来提高钻井液的抑制性,并利用"钻井液全固相粒度优化+多元协同封堵"技术优选封堵剂提高钻井液的封堵性,形成了低活度强抑制封堵钻井液。室内性能评价结果表明,低活度强抑制封堵钻井液的常规性能满足钻井要求,其活度低于油泥岩的活度,抑制性能与油基钻井液接近,封堵性能良好,动滤失速率在10 min时显著降低,60 min后逐渐趋于平缓。10余口井的现场应用表明,低活度强抑制封堵钻井液的常规性能满足钻井要求,钻井过程中油泥岩和泥页岩井段未发生坍塌、掉块等井壁失稳问题。这表明,低活度强抑制封堵钻井液可以减缓油泥岩、泥页岩的吸水膨胀和水化分散,实现微裂缝的有效封堵,能够解决水平井段油泥岩、泥页岩坍塌、掉块等井壁失稳问题。      

G构造深部地层井壁稳定研究

在东海西湖凹陷G构造勘探开发作业过程中,花港组以下深部地层多次发生由井壁失稳引发的起下钻遇阻、井壁掉块等井下复杂情况。该文选取伊顿法计算了地层孔隙压力纵向剖面,发现异常压力主要集中在花港组以下深部地层。并根据莫尔库伦准则进行井壁稳定钻后分析,该构造地区井壁失稳的主要原因是钻井液密度低于地层坍塌压力导致的力学失稳,以及由钻井液泥浆性能引起的泥岩水化。为确保后续钻井作业安全,建议在G构造相关区块开展钻前压力预测研究,并优选油基钻井液以避免泥岩水化。     

阜康凹陷井壁失稳机理与封堵防塌油基钻井液体系

针对阜康凹陷区块钻井遭遇的井壁失稳难题,通过全岩矿物分析、黏土矿物分析、岩石微观结构特征分析研究了区块不同层位岩石的特性,发现以高岭土为主的易水化分散矿物含量高和岩石存在大量孔缝微结构是导致井壁失稳的主要原因。以F49井油基钻井液为典型,基于井壁失稳机理提出了钻井液性能优化方向;合成了双亲性聚丙烯酸树脂颗粒作为油基钻井液胶结型封堵剂FD-FK、多聚脂肪酸作为油基钻井液提切剂TQ-FK,经FD-FK与TQ-FK优化后,钻井液的低剪切速率下黏度与动塑比大幅提高,可封堵的孔隙直径范围从2～90 μm扩大至2～380 μm,承压达8 MPa,封堵防塌性能优良。在阜47井三开井段现场应用优化后的防塌封堵油基钻井液,复杂井段的平均井径扩大率仅为3.35%,应用效果优良,为阜康凹陷油气“安全、高效”钻井提供了一项有力技术支撑。      

Research on fabric characteristics and borehole instability mechanisms of fractured igneous rocks

There are favorable exploration prospects in igneous rock reservoirs. However, problems of borehole instability occur frequently during drilling igneous formations, which is a serious impediment to oil and gas exploration and production. The lack of systematic understanding of the inherent instability mechanisms is an important problem. A series of experiments were conducted on several igneous rock samples taken from the sloughing formations in the Tuha area in an attempt to reveal the inherent mechanisms of wellbore instability when drilling in fractured igneous rocks. Research methods involved slurry chemistry, analysis of micro-geological features (Micro-CT imaging, SEM), and rock mechanics testing. The experimental results indicated that clay minerals were widely distributed in the intergranular space of the diagenetic minerals, crystal defects, and microcracks. Drilling fluid filtrate would invade the rock along the microcracks. The invasion amount gradually increased over time, which constantly intensified the hydration and swelling of clay minerals, leading to changes in the microscopic structure of igneous rocks. Primary and secondary microcracks can propagate and merge into single cracks and thus reducing rock cohesion and the binding force along cleavage planes. Based on this result the authors propose that a key towards solving wellbore instability in igneous formations is that specific micro-geological characteristics of the igneous rocks should be taken into consideration in the design of antisloughing drilling muds.     

新型聚胺钻井液在都护4井泥岩段的应用

为了解决新疆塔河油田泥岩段缩径阻卡、钻头泥包及井壁失稳问题,都护4井在二开和三开井段应用了新型聚胺钻井液。室内试验表明,新型聚胺钻井液具有强抑制性、优良的润滑性能。都护4井二开井段应用新型聚胺钻井液,有效解决了胶泥岩段阻卡和钻头泥包难题,没有出现任何复杂情况,钻井周期比邻井都护1井缩短了15d。三开井段应用新型聚胺钻井液,解决了大段复杂膏泥岩段泥页岩水化膨胀造成的井壁失稳和缩径问题,井下正常,钻井周期比都护1井缩短了50d,平均井径扩大率仅为4.37%。新型聚胺钻井液在都护4井的成功应用表明,该钻井液可以有效解决胶泥岩段阻卡和钻头泥包难题,保证井下安全,缩短钻井周期,提高钻井效率。     

裂缝性碳酸盐岩微细观组构及力学性能研究

针对川西马鞍塘—雷口坡组碳酸盐岩地层多口井发生不同程度井壁坍塌和掉块的情况,开展了该地区碳酸盐岩被钻井液浸泡前后微细观组构及力学性能变化研究,分析了井壁失稳原因。结果表明：马鞍塘—雷口坡组碳酸盐岩主要以方解石和白云石为主,膨胀性能较弱;该地区碳酸盐岩微裂缝、孔洞十分发育,相对于基岩,渗透率沿裂缝发育方向有显著提高,但裂缝的存在和走向对孔隙度无明显影响;钻井液浸泡效应对碳酸盐岩的力学性能影响不是特别明显,裂缝走向及力学弱面效应对碳酸盐岩力学性能影响最为显著,当裂缝倾角为60°时力学强度降至最低。该研究为评价裂缝性碳酸盐岩井壁稳定性提供了理论依据。     

破裂岩体中井壁稳定性分析

为了弄清破裂地层井壁失稳的力学原因和确定维持该地层井壁稳定所需的合理钻井液密度,本文将碎裂岩体在受力上假设为拟连续岩体,应用碎裂介质岩体力学理论和结构面莫尔-库仑强度准则,分析了井壁碎裂岩块的失稳机理。并根据井壁面岩块的极限稳定条件,建立了防止井壁岩块失稳的极限及井内钻井液柱压力模型。同时还计算分析了岩块的井壁切割面与径向交角以及结构面内摩擦角对岩块失稳深度和极限钻井液压力的影响,得出了一些具有参考价值的结论。