天长深层泥页岩井壁失稳机理及防塌对策

天长地区深层泥页岩钻井中发生井壁失稳,造成起下钻遇阻、长时间划眼、电测阻卡、填井侧钻等复杂事故,大幅增加钻探成本,影响钻井速度和电测资料的获取,延误该区深层油气藏勘探开发进程。为此,通过对已钻井资料及坍塌层组构特性分析,探讨了阜宁组泥页岩井壁失稳机理,研究提出整体抑制、分级封堵、协同增效的钻井液防塌对策。在室内研究基础上,采用聚胺、聚醚多元醇及纳米封堵剂与江苏油田常用复合金属离子聚合物钻井液体系复配,建立了强抑制强封堵聚醚醇胺钻井液体系配方。室内研究与现场应用表明,该体系能有效抑制天长地区深层阜宁组硬脆性泥页岩井壁失稳,为深层硬脆性泥页岩地层钻井施工提供了钻井液技术借鉴。     

满深区块深井强封堵钻井液技术

满深区块中深部地层断裂破碎,微裂缝发育,且黏土矿物含量高,组分差异大,硬脆性和水敏性泥页岩相互共存,钻井过程中易发生水力劈裂和水化不等速膨胀而导致的井壁失稳。为此,提出了“物理支撑+化学抑制封堵”防塌技术对策,并构建了多元协同防塌强封堵钻井液。室内评价表明：强封堵钻井液抗温达180℃;抗10%饱和盐水污染;T层和S层岩样滚动回收率高达89.36%和91.33%、膨胀率低至7.3%和4.2%;能有效封堵20～120目不同粒径石英砂间微孔隙。该钻井液在ManS5-H4井现场应用中性能稳定,流变性好,滤失量低,具有较好的抑制和防塌性能,解决了中深部地层阻卡、坍塌掉块和扩径等井壁失稳问题,井眼通畅规则,二、三开井段平均井径扩大率分别为4.28%和6.75%,返出岩屑代表性好,无钻井液事故发生,能满足复杂地层复杂工艺钻进需要,提高了钻井综合效益。     

鄂尔多斯盆地富县区块强抑制强封堵防塌钻井液技术

针对鄂尔多斯盆地富县区块井壁失稳技术难题,从复杂地层的矿物组成、微观结构和理化性能角度,揭示了富县区块刘家沟组、石千峰组和石盒子组井壁失稳机理。泥岩中黏土含量较高,地层孔隙、裂缝发育,为泥页岩水化提供了空间。结合“多元协同”井壁稳定理论,提出“物化封堵/固结井壁阻缓压力传递—加强抑制黏土水化性能—合理密度支撑井壁”的防塌钻井液技术对策。通过单剂优选和配方优化,构建了适用于富县区块的强抑制强封堵防塌钻井液体系,该钻井液体系流变性良好,高温高压滤失量仅为8.4 mL,抑制防塌、封堵能力强,滚动回收率大于90%,400 μm裂缝承压能力达到6 MPa,储层保护性能良好。现场应用表明,新研制的强抑制强封堵钻井液体系能有效控制刘家沟组、石千峰组和石盒子组等地层的缩径、坍塌,显著降低了井径扩大率,提高了机械钻速,无井下复杂事故发生,为保证富县区块“安全、高效”的钻井施工提供了钻井液技术保障。      

多元协同防塌钻井液技术在临盘油田探井的应用

针对临盘油田探井钻井过程中常因沙河街组泥页岩井壁失稳而导致井下故障频发这一难题,通过X衍射、理化性能及扫描电镜等实验方法对井壁失稳机理进行了分析,并依据"多元协同"稳定井壁理论研发了一套"多元协同"防塌钻井液技术。室内评价结果表明:该钻井液的API滤失量小于2.6 mL,HTHP滤失量小于10.0 mL,动塑比0.5左右,抗温150℃,岩屑回收率95.0%以上,膨胀率5.0%以下。"多元协同"防塌钻井液技术已在临盘油田16口中深探井进行了现场应用,均未发生由于井壁失稳而造成的井下故障。沙河街组平均井径扩大率小于10%,完钻电测一次成功率达93.75%,平均机械钻速由11.23 m/h提升至20.07 m/h,累计节约周期130.75 d,说明该"多元协同"防塌钻井液技术能有效解决临盘油田探井泥页岩井壁失稳难题,值得在该地区推广应用。     

塔河油田深侧钻井防塌钻井液技术

塔河油田深部巴楚组和桑塔木组地层为以伊/蒙混层或伊利石为主的硬脆性泥页岩地层,水化分散性较强且发育有微裂缝,钻井过程中易因泥页岩水化而导致井壁失稳,为此,提出了"抑制表面水化-物化封堵-有效应力支撑"三元协同防塌对策,并构建了三元协同防塌钻井液。室内性能评价试验结果表明:三元协同防塌钻井液抗温达170℃、抗盐5.0%、抗钙0.5%~1.0%、抗劣土8.0%,泥页岩膨胀率和滚动回收率分别为5.05%和91.33%,能封堵宽400 μm的裂缝,承压能力达到4 MPa。三元协同防塌钻井液在塔河油田20余口井进行了应用,均未发生由于井壁失稳造成的井下故障,桑巴楚组和桑塔木组地层的井径扩大率平均降低63.4百分点,建井周期平均缩短4.3 d。这表明,三元协同钻井液防塌技术可有效解决塔河油田深侧钻井巴楚组和桑塔木组地层的井壁失稳问题。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。      

强封堵钻井液体系在河南页岩气钻井中的研究和应用

河南中牟和温县页岩气区块在直井钻井过程中频繁出现坍塌掉块、井径扩大等井下复杂,通过对储层地质特征以及老井钻井液体系测试分析,造成此现象的主要原因为钻井液封堵性不足。因此基于抑制水化、加强封堵两方面开展钻井液研究,优选封堵剂HSM、HGW和抑制剂HAS,形成一套强封堵、强抑制钻井液体系,并对体系性能进行了测试。室内测试结果表明,该钻井液体系性能优良,100℃老化72 h仍具备较好的流变性;对泥页岩钻屑热滚回收率高达98.5%,10 h线性膨胀率仅为2.34%;封堵性能好,6 h API和HTHP滤失量分别为7.8 mL和9 mL;还具备较强的抗污染能力。现场应用后基本未发生坍塌掉块、井壁失稳现象,井径扩大率从21%降至6%,说明该钻井液体系能够满足该区块的钻井工程需要。      

缅甸D区块高陡高压地层封堵防塌钻井液技术

缅甸D区块地层属高陡高压地层、断层多,地层水敏性强且裂缝发育,钻井过程中多井发生井壁坍塌,其中,P-1-1井最具代表性,该井由于井塌造成的卡钻高达32次,井径扩大率达100%。使用常规的KCl聚合物钻井液体系及套管封隔技术等均不能解决井塌难题。为此,通过室内实验研究,优选出以微米级乳化沥青为防塌剂、以KCl和聚合醇为主抑制剂、以聚阴离子纤维素为降滤失剂、以磺化聚合物为高温稳定剂的微米乳液防塌钻井液体系。该体系与优化前的钻井液相比,页岩膨胀率降低15%,页岩回收率提高50%。结合提高钻井液密度,优化钻井液流变性能,降低钻井液API滤失量等配套技术措施,在D区块现场应用取得了较好的防塌效果,易塌井段井径扩大率由100%降低到20%,钻井时效提高了35%,钻井成本降低20%。该套钻井液技术解决了缅甸D区块高陡构造、高压地层井壁坍塌问题。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。     

胺基硅醇强抑制封堵防塌钻井液体系研究与应用

济阳坳陷沾化凹陷桩西古潜山披覆构造带南部桩64-平1井的斜井段、水平段位于上第三系东营组底部和下第三系渐新统沙河街组一段,该地层为泥页岩、油泥岩、灰色泥岩夹层,极易发生坍塌掉块、井壁失稳等井下复杂情况。针对这一难点,结合室内实验研究,选择了胺基硅醇强抑制封堵防塌钻井液体系,利用胺基硅醇的强抑制性抑制泥页岩、油泥岩水化膨胀,利用强抑制钻井液体系的高膨润土容量限,提高体系的优质黏土含量,并复配封堵防塌材料对地层微裂缝进行封堵,有效地避免了钻进易坍塌地层出现掉块、井壁失稳等井下复杂情况。     

高效环保型页岩气开发水基钻井液体系研究

目前在页岩气水平段钻井过程中常用油基钻井液,但存在一系列环保问题。因此,有必要研究出一种可替代油基钻井液的高效环保型水基钻井液体系。针对涪陵礁石坝区块龙马溪-五峰组页岩气地层的实际情况,通过老化前后流变性、高温膨胀率、滚动回收率、常温中压失水、高温高压失水以及极压润滑摩阻系数等实验,以KCl和甲酸钠为抑制剂、准纳米颗粒与新型Soltex复配、高效润滑剂与乳化剂复配,研制出一种强抑制性、强封堵和良好润滑性的高效环保型水基钻井液体系。性能评价结果表明,该体系膨胀率为5.12%、FL_(API)为1.6mL、FL_(HTHP)为4.8mL、K_f为0.14,能够满足水平段泥页岩地层钻进的要求。     

破解塔里木盆地群库恰克地区井壁失稳难题的钻井液技术

塔里木盆地群库恰克地区油气产层主要位于石炭系和泥盆系,岩性复杂,已完钻的几口探井钻进过程中共发生了200次井下复杂及钻井事故,严重影响了钻井工程进度、增加了钻井成本。采用X射线衍射仪、页岩线性膨胀分析仪等对该地区失稳井段的地层矿物组分及其理化性质进行了分析测试,结合泥页岩线膨胀率评价试验、滚动回收率评价试验、失稳井段岩石黏土矿物和全岩矿物分析,找到了井壁失稳的原因：①失稳井段泥页岩的矿物成分以伊利石为主,其次为伊/蒙间层、高岭石和绿泥石,缺失蒙脱石,岩样泥页岩膨胀率低;②井壁不稳定的原因主要是伊利石的分散作用;③现场所用水基钻井液体系滤液进入地层是导致井壁不稳定的重要原因之一。据此认为：采用抑制能力和封堵能力强钻井液是预防和减少该区块井壁失稳的重要措施,具体的技术对策包括：①筛选合适的防塌钻井液处理剂及体系;②分地层设计和使用钻井液体系。现场应用结果表明,防塌钻井液和分地层钻井液设计较好地满足了该地区钻井工程的实际要求,降低了井下复杂和钻井事故的发生概率,缩短了钻井周期,提高了钻井效率,节约了钻井成本,经济效益显著。     

顺北区块深层井壁稳定钻井液技术

顺北区块位于顺托果勒低隆北部,储层埋深7300 m.石炭系及以下深部地层其地质结构复杂,钻井施工中井壁失稳严重,钻井液井壁稳定技术难度大.为保证顺北区块勘探开发顺利,提高超深井钻完井成功率,针对该区块深部地层岩性特点及钻井液技术难点,优选了聚胺强封堵润滑防塌钻井液体系.评价实验表明,聚胺强封堵润滑防塌钻井液体系抗温性好...     

纳微米防塌钻井液技术的研究与应用

为了解决南堡深层泥页岩因纳微米级孔缝发育而易发生井壁失稳的问题,通过对纳微米级封堵材料的优选,确定了配方为3%膨润土浆+1.2%增黏剂DSP-2+6%降滤失剂SPNH+3%降滤失剂SMP-I+1%降黏剂SMT+0.5%聚胺抑制剂AI-1+0.8%热稳定剂Na_2SO_3+1%微米封堵剂FT3000+5%抑制剂KCl+2%防水锁剂HAR-D+2%纳米封堵剂HSM+3%亚微米固壁剂HGW的纳微米防塌钻井液体系,研究了该钻井液体系的滤失性、封堵性以及防塌抑制性等性能。结果表明,2%纳米级胶束封堵剂HSM与3%亚微米级固壁剂HGW复配使用可使基浆的膜效率从0.21提高到0.38,使纳微米级滤膜的滤失量降低35%以上,同时能降低PPT滤失量和初始滤失速率,大幅度减缓了对泥页岩的压力传递时间。该钻井液体系具有良好的降滤失性、封堵性和抑制性,在150℃下老化16 h后的API滤失量和HTHP滤失量分别为3.7 mL和11 mL,膨润土压片在该钻井液中的24 h线性膨胀率仅为13.29%,泥岩岩屑在该钻井液中150℃下热滚16 h后的回收率高达93.3%。该体系在南堡油田矿场试验中取得了显著效果,井眼质量得到有效改善,未发生垮塌、掉块等井壁失稳情况,机械钻速较邻井提高了35.29%,实现了深层泥页岩的井壁稳定与优快钻井的多重目的。     

大安地区井壁稳定机理与硅醇成膜防塌钻井液技术

吉林油田大安地区大208区块青山口组地层为大段硬脆性泥页岩,矿物组分以伊利石和伊/蒙间层矿物为主,钻井过程中极易产生剥落掉块和井壁坍塌,导致划眼和起钻遇卡等复杂情况.以往在该区块施工主要采用硅铵聚合物钻井液,钻至青山口组掉块严重,完钻起钻遇卡,下钻遇阻划眼,测井一次成功率很低,延误了钻井、完井周期,造成了一定的经济损失.为了有效解决这一困扰钻井生产的技术难题,首先针对该地层岩样进行了井壁失稳的机理研究,确定了相应的稳定井壁的钻井液防塌技术对策,并在室内实验基础上选用了强抑制性硅醇成膜防塌钻井液体系.现场试验表明,强抑制性硅醇成膜防塌剂与其他处理剂配伍性好,钻井液性能稳定,具有良好的抑制性和流变性,现场维护处理简单.该体系的推广应用,有效解决了该区块井壁稳定问题,提高了钻井速度,能够满足该地区的钻井施工.     

大港油田埕海二区钻井液技术研究

针对大港油田埕海二区沙一段大位移钻进过程中常出现的倒划眼、卡钻和井塌等复杂钻井问题,对该地层进行了黏土矿物分析和泥页岩理化性能实验,得出该井段中硬泥页岩地层微裂缝发育和易发生水化膨胀是导致井壁失稳问题的主要原因。根据井壁失稳机理,研制出一套高性能水基钻井液。评价实验结果表明,该体系抑制性强,能抑制岩屑分散及中硬泥页岩的水化膨胀,并能显著降低由钻井液侵入导致的对泥页岩强度的影响;具有较强的抗温(120℃)和抗污染能力。该体系总体性能与目前现场使用的国外一种高性能钻井液体系性能相当,能满足大位移钻井的需要。     

延长气田强抑制强封堵胺基钻井液技术

针对延长气田地层特性、井壁失稳原因、储层特性等特点,开展了强抑制强封堵胺基钻井液研究。实验室采用抑制膨润土造浆实验,优选出抑制效果与聚醚胺相同、成本较低的胺基抑制剂AI-1。采用延长气田刘家沟组泥岩进行的页岩滚动分散实验和膨胀率实验表明,AI-1的抑制性好,对钻井液性能影响小。采用AI-1作抑制剂,改性淀粉、SPNH及PAC-LV作降滤失剂,ZHFD和FT-1作封堵剂,优选出强抑制强封堵胺基钻井液。该钻井液的流变性能较好,滤失量低,具有良好的泥饼质量、强的抑制性与封堵性能,对气层的损害程度低,对延长气田石盒子组、山西组、本溪组等气层岩心的渗透率恢复值在90%以上。该钻井液在延长气田3口井的使用,防止了井塌、井漏的发生,井径规则,提高了钻井速度,减少了对气层的损害。     

鄂尔多斯盆地炭质泥岩井壁稳定钻井液技术

针对鄂尔多斯盆地延113-延133区块山西组、太原组的复杂地况,研究了KCl聚磺润滑防塌钻井液。通过现场应用表明,该体系封堵防塌和抑制能力强,流变性和润滑性能好,较好地解决了炭质泥岩的井壁失稳等问题。     

南海西江油田古近系泥页岩地层防塌钻井液技术

为了解决南海西江油田古近系泥页岩地层钻井过程中出现的井下掉块和阻卡等问题,进行了防塌钻井液技术研究。通过地层矿物组分、理化特性和力学参数分析,明确了古近系泥页岩地层井眼失稳机理;建立了维持井壁稳定的钻井液密度与岩石黏聚力关系图版,确定了保持井壁稳定的最低岩石黏聚力;为提高泥页岩经钻井液浸泡后的强度,优选了抑制剂和封堵剂并确定了其加量,得到了新防塌钻井液配方。研究发现,钻井液滤液进入地层引起泥页岩强度降低,是该油田古近系泥页岩地层井眼失稳的主要原因;在KCl–聚合物钻井液中加入2.0%聚铵盐、0.5%纳米二氧化硅和3.0%碳酸钙配成的新防塌钻井液,泥页岩岩样在其中浸泡10 d后黏聚力可达8.8 MPa,满足预计工期内岩石内聚力大于8.7 MPa的要求。研究认为,新防塌钻井液具有较好的抑制性、封堵性和良好的防塌效果,能有效减小井径扩大率,从而解决南海西江油田古近系泥页岩地层钻井中出现的井眼失稳问题。      

BZ13-1油田防塌钻井液的研制及应用

分析了BZ13-1油田易坍塌地层井壁失稳的原因,研制了适合该油田东营组和沙河街组泥页岩地层的具有强抑制性、强封堵能力的防塌钻井液。实验评价表明,所研制的防塌钻井液具有良好的抑制性能、润滑性能和滤失性能,油气层保护效果良好。新研制的防塌钻井液在BZ13-1油田和其它地层岩性类似油田钻井作业中取得了良好的应用效果。