留西地区深水平井高密度防塌钻井液技术

留西地区地层结构复杂，在钻井施工过程中井塌现象严重，特别是钻井液密度高、水平段埋藏较深，对水平井钻井液技术提出了很高的要求。通过室内实验，确定采用聚磺硅氟高密度防塌钻井液。该钻井液具有流变性好、携岩能力强、泥饼质量好、润滑性好、封堵效果好等特点，解决了井壁严重失稳、高密度钻井液润滑防卡、岩屑携带等一系列技术难题，满足了华北油田冀中地区水平井施工的要求。     

哈深斜1井钻井液技术

为了解哈山前缘冲段带二叠系含油气情况,探讨在山前高陡构造钻遇大位移井的可行性,在哈山山前构造带部署了预探井哈深斜1井。为确保哈深斜1井钻探成功,研发了铝胺抑制防塌钻井液体系。评价实验表明,铝胺抑制防塌钻井液体系抑制性及封堵性好,润滑性能强。现场通过合理密度支撑-多元强化抑制-双重封堵防塌-润滑防卡措施,辅助相应的钻井液现场维护处理工艺,解决了高陡地区钻遇大位移井所遭遇的井壁失稳,井眼净化及润滑防卡的难题,顺利钻达目的层,钻井时效比预计提高了10%。     

泌深1井超高温水基钻井液技术

泌深1井是中石化的一口重点探井,位于河南省唐河县毕店乡,完钻井深为6 005 m,实测井底温度达到236℃.通过室内实验优选出抗220℃和抗245℃2套超高温水基钻井液,并在现场进行了应用.应用结果表明,这2套超高温钻井液流变性好.具有较高的抗温能力、抑制能力和悬浮携带岩屑能力,摩阻系数低,泌深1井在四开高温井段的钻井过程中没有发生井下复杂情况,表明2套超高温水基钻井液满足了泌深1井钻井需要.     

徐闻X1井钻井液研究与应用

徐闻X1井是北部湾盆地的一口重点预探井,属于大井斜长稳斜段三靶点的高难度定向井,井深为4376.74 m,井斜为42.68°。根据地层情况,一开用复合金属离子聚合物钻井液钻进,二开用正电胶润滑防塌钻井液钻进,三开用正电胶硅磺润滑防塌钻井液钻进。现场应用表明,这3套钻井液体系具有较强的包被抑制能力、抗污染能力和润滑防卡能力。在硬脆性泥页岩地层采用正电胶硅磺钻井液钻进,钻井液塑性粘度低、动塑比高,具有较强的携带岩屑和稳定井壁的能力,在井底温度大于180℃时,钻井液性能稳定,解决了徐闻X1井携带岩屑、净化井眼和硬脆性微裂缝发育地层的井壁稳定问题,满足了徐闻X1井钻井施工要求。钻井过程中采用无荧光或低荧光处理剂,有利于地质资料录取和发现、保护油气层。     

徐闻X3井钻井液技术

徐闻X3井为一口三开大井斜长稳斜四靶点定向井,也是一口风险探井,完钻井深为6010m,井下最高温度为211℃.该井的涠洲组地层微裂缝发育,钻至井深4 686m时发生了漏失,在井深4 713 m处发生了失返性漏失,漏失严重.室内实验研究出了抗高温的聚磺钻井液,对该钻井液的高温稳定性和高温高压滤失量等性能进行了评价,对密度为1.10 g/cm3的低密度钻井液和承压堵漏钻井液的配方进行了优选.在现场施工中,抗高温聚磺钻井液在高温条件下性能稳定,剪切稀释性好,剪切应力合理,很好地解决了该井的井眼净化、润滑防卡和井眼稳定等技术难题,在钻具在井下静止时间超过70 h的条件下仍未发生压差卡钻等事故.有待研究出抗高温的防漏堵漏材料及其配套的施工工艺技术.     

泌深1井大井眼钻井液技术

泌深1井是1口重点探井,井深为6 000 m.该井二开(φ406.4 mm)、三开(φ311.2 mm)井眼尺寸大,悬浮携带岩屑困难,而且该井段大仓房组、玉皇顶组玉一段地层中大段红色泥岩造浆性极强,井壁易失稳;地温梯度高,钻井液必须具有抗180℃高温的能力.通过室内实验优选出了聚合物和聚磺钻井液配方.优选出的钻井液流变性、润滑性和抗温能力好,抑制性和携带悬浮岩屑能力强,滤失量低.钻井过程中没有发生井下复杂情况,起下钻畅通,电测、下套管顺利,表明该套钻井液满足了该井大井眼段钻井要求.     

丰深1-斜1井高密度小井眼钻井液技术

丰深1-斜1井在钻进过程中遇到多套压力复杂地层，钻井液性能起伏较大，容易导致井涌、井漏、卡钻等事故的发生，给钻井施工带来很大困难。该井二开使用双聚封堵防塌钻井液，三开使用抗盐型双聚磺钻井液，四开（φ165．1mm）使用高密度钻井液技术，在三开钻井液的基础上，增加重晶石含量，使体系密度调整为1．72～1．81g／cm^3并配合相应的钻井工艺技术措施，有效地解决了胜利油田沙河街组泥页岩地层井壁坍塌问题。现场应用表明，该套钻井液体系流变性能稳定，抗温、抗盐能力强，并具有一定的携岩能力和防塌性能，满足了小井眼悬浮携岩和井壁稳定的要求。     

张店油田南79断块张42井钻井液技术

张42井是在南阳凹陷张店区块南79断块上部署的一口大斜度3靶心定向井,该油田地质情况复杂,钻井事故较多.通过分析该区块的地质特点及井下发生复杂情况的原因,针对大斜度定向井对钻井液的特殊要求,提出该井斜井段使用聚合物混油防塌钻井液体系,用3种高分子量聚合物复配有效地抑制了地层分散造浆和井壁坍塌,通过复配使用降滤失剂SHN-1和OSAM-K将滤失量降至3mL,ZRH-2和白油复配满足了大斜度井段井眼净化和润滑防卡等要求,保证了井下安全.实钻表明,该钻井液技术满足了大斜度多目标定向井的施工要求,解决了张店油田南79断块地层造浆严重、垮塌、起下钻阻卡频繁的问题.     

徐闻X3井抗高温钻井液体系室内研究

徐闻X3井是中国石化的一口重点探井,设计井深5 658 m,设计最大井斜角为34.67°,预计井下温度高达184℃。该地区涠洲组地层的泥岩井段易缩径和垮塌,流沙港组的硬脆性黑色泥岩易垮塌。针对井深、井下温度高、地层不稳定、大尺寸长裸眼井段井眼净化困难等多项钻井液技术难点开展了抗高温钻井液室内研究,利用正交试验方法和滚动老化试验对多种抗高温处理剂进行优选,对优选出的钻井液处理剂进行配伍试验,优化出了抗高温钻井液配方。在180℃温度下,对该抗高温钻井液的高温稳定性能及二开转三开的钻井液的配伍性能进行了评价,结果表明,该钻井液高温性能稳定,二开转三开钻井液性能稳定,且工艺简单,能够满足徐闻X3井钻井施工的要求。     

C101井钻井液技术

C101井位于酒东盆地营尔凹陷,是一口深探井,完钻井深为4700 m,钻井周期为236 d.营尔凹陷地质构造复杂,自上而下有大砾石层、强造浆软泥岩层、芒硝层、石膏层和高压盐水层,极易造成井壁坍塌,给钻井施工增加了难度.针对不同的井段采用了不同的钻井液体系:0～800m井段(砾石层)使用"三高一适当",即高膨润土含量、高粘度和高切力、高滤失量、适当密度的钻井液;800～3200 m井段(棕红色软泥岩层)使用复合金属两性离子聚合物钻井液;3200～4162 m井段使用甲基硅油聚磺高密度钻井液;4162～4700 m井段使用金属复合离子聚磺钻井液.在3200～4162 m井段采用了一些新的工艺技术,有效地保护了长裸眼井壁的稳定和高温高压下钻井液性能的稳定.应用结果表明,该套体系满足了C101井地层情况,全井无事故,复杂率为1.29%(邻井事故率为5.02%,复杂率为7.41%),电测成功率为100%,钻井周期比邻井缩短近100d.     

青海油田开2井高密度钻井液应用技术

青海油田开特米里克构造地质条件复杂,存在高压盐水层、长井段膏盐层、高低压共存层。钻井施工中,上油砂组大段泥岩容易坍塌,下油砂组井漏、井涌、井塌、地层出水问题频发,深部干柴沟组邻井从未钻达,地质资料不明。介绍了高密度聚磺钻井液防井喷、漏、塌、卡、抗高温、抗盐水以及维护井壁稳定技术在开2井的应用情况。     

胜科1井四开超高温高密度钻井液技术

胜科1井井深超过7000m,井底温度为235℃,压力超过100 MPa.该井地层情况复杂,存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液性能难以调控.该井四开(4155～7026 m)钻进使用了聚磺封堵防塌钻井液、高密度聚磺非渗透钻井液和超高温钻井液.应用结果表明,这3种钻井液的高温稳定性、润滑性和剪切稀释特性良好,在高固相情况下仍具有良好的流变性和低的高压滤失量,能经受住各种可溶性盐类及高价离子的污染,配制和维护处理方便,各种钻井液之间的转换非常顺利,没有出现任何井下复杂情况.该套钻井液技术有效地保证了胜科1井的安全、快速钻进.     

高温高压超深井钻井液密度设计方法探讨

在高温高压超深井的钻探中,由于形成了相对较窄的钻井液安全密度窗口,同时钻井液的密度受温度和井筒压力的影响比较大,地面所配置的钻井液密度和井筒中钻井液密度不同,因此,必须准确的计算并控制钻井液的密度,确保超深井的安全施工。在前人研究基础上,基于超深井中温度和压力对当量静态钻井液密度的影响建立了模型,并对莫深1井的钻井液密度进行了设计分析,研究了井底压力系数和井筒温度对当量静态钻井液密度的影响。     

文东地区深井高密度钻井液技术

针对中原油田文东地区地层复杂,盐间高压油气井钻井难度大,极易造成井喷、井漏、划眼、卡钻等复杂情况,分析了高密度钻井液技术的难点,对深井高密度聚磺饱和盐水钻井液的配制、维护处理提出了具体的要求。三开采用高密度聚磺饱和盐水钻井液,钻进过程中加强维护处理,有效的解决了文东深井高密度钻进液的流变性、润滑、防塌、抗温等难题,降低了钻井成本。     

莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

莺歌海盆地抗高温高密度钻井液技术

南海莺歌海盆地储层具有高温高压特征,主要储层温度范围为186~218℃,地层压力系数范围为1.6~2.4,现用的水基钻井液抗温达到180℃,密度能够达到2.0 g/cm3,存在抗温性能不足,在200℃老化后钻井液增稠严重,密度难以达到地层要求的压力范围,对储层损害程度较严重等问题。结合该区域地质概况和储层损害机理分析,对钻井液进行了优化,加入超细碳酸钙和广谱油膜封堵剂,形成良好泥饼和致密的封堵薄膜;加入表面活性剂,改变孔隙岩石的表面性质,防止水锁现象的发生;加入白油和表面活性剂提高体系抗温性。优化的抗高温高密度水基钻井液在200℃条件下性能良好,密度可达到2.2 g/cm3,能够满足井下安全生产需要;钻井液具有良好的封堵性和防水锁能力,渗透率恢复值达90%左右;具有一定的抗CO2污染能力。     

川东高密度钻井液改造成完井液的技术

针对川东石炭系气层的地质特点及取心工艺对完井液的要求,分析了高密度钻井液现状及其对气层的潜在伤害,通过优选处理剂、加重剂,选出了合适的将钻井液转变为完井液的配方,并制定了性能控制指标。7口井的现场应用效果表明,改造后的完井液性能优质、稳定、维护处理少,酸化解堵后增产显著。     

秋南1井高密度钻井液应用技术

秋南1井是塔里木盆地库车凹陷东秋构造带上的一口重点超深预探井,完钻井深为7 003 m.该井自三开吉迪克组地层以下均采用KCl-欠饱和盐水高密度钻井液,钻井液密度最高达2.28 g/cm3;至完钻时,使用高密度钻井液施工了16个多月.应用结果表明,该钻井液具有良好的抗温性(150℃);控制钻井液Ph值为9～10,既有利于处理剂功效的发挥,又有利于保持钻井液有良好的热稳定性;在钻井液中加入表面活性剂和抗氧化剂,有利于抑制黏土水化分散、高温表面钝化,提高了钻井液的高温稳定性;高软化点沥青在高温条件下有良好的变形性,有利于改善泥饼质量,从而降低高温高压滤失量.但是,目前国内适合高密度钻井液的抗高温、抗污染处理剂种类少,选择面小;高密度钻井液的抗污染问题还没有得到很好的解决,现场只有采用置换的办法处理,造成维护处理成本增加,需要继续对抗高温、抗污染钻井液配方及应用工艺技术进行研究.     

高密度饱和盐-稀硅酸盐钻井液技术

塔里木盆地巴楚地区寒武系地层组成复杂,盐岩、膏泥岩及裂缝性灰岩往往出现在同一裸眼井段,且地层压力高,在该地层钻进极易导致钻井液性能恶化,发生井下复杂情况。为有效解决这一技术难题,在对饱和盐-稀硅酸盐作用机理研究的基础上,研制出一种适合复合盐膏层钻进的高密度饱和盐稀硅酸盐钻井液配方。室内试验和现场应用证明,该钻井液具有良好的抑制性能,能有效降低盐岩和石膏的溶解;具有较好的流变性、滤失性、抗温性能和抗盐及石膏污染的能力。现场应用的欠饱和盐稀硅酸盐钻井液,很好地解决了巴楚地区复合盐膏层中潜在的复杂情况,大幅度降低了钻井液成本。     

6925米超深井钻井液技术

重点预探深井TP2井完钻井深为6925m。该井钻遇地层复杂，埋藏深、厚度大、极易发生缩、溶、胀、塌等事故，因此钻井液体系必须具有包被抑制性、抗高温稳定和造壁性。良好的悬浮性和携砂能力，防垮塌能力和润滑性等，以有利于及时发现油气层。该井在第四系～二叠系地层，采用钾聚、聚磺钻井液，石炭系～志留系地层采用聚磺聚合醇钻井液，奥陶系地层采用聚磺钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定，满足了超深井施工中的井壁稳定、润滑防卡、岩屑携带的需要，还满足了地质录井和保护油气层的要求。该套超深井钻井液技术，有效地解决了以伊蒙混层为主的泥岩坍塌掉块，较好地解决了超深井钻井液防垮塌、黏卡、井漏等方面的技术难题。