川西知新场地区稀硅酸盐防塌钻井液技术

川西知新场地区泥页岩发育,特别是同一裸眼段,含有多层硬脆性泥页岩,极易发生井壁失稳,给钻井施工带来极大的影响。针对现用聚磺钻井液体系防塌封堵能力难以满足需要的实际情况,在深入研究井壁失稳机理的基础上,通过正交实验,研究形成一套以聚磺钻井液为基础的稀硅酸盐防塌钻井液技术。经过性能评价,稀硅酸盐钻井液克服了以往流变性难控制的难题,可控密度为1.40～2.20 g/cm3,并具有较强的防塌封堵能力。研究成果在ZX31井进行了现场应用,实钻三开井径扩大率远低于邻井,表明稀硅酸盐钻井液具有较好的防塌封堵能力,解决了川西知新场地区井壁失稳问题,为知新场-石泉场构造带的勘探开发积累了经验。     

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。      

玉门油田深井抗高温防塌钻井液技术

为解决青西油田深井钻井难题,通过岩性、物性分析,筛选出抗高温降滤失剂、防塌剂、封堵剂,并确定各井段钻井液配方。现场应用表明：应用该钻井液技术的井井壁稳定、井径扩大率小、机械钻速高．钻井液流变性好、抗高温能力强,具有良好的推广应用前景。     

稀硅酸盐钻井液防塌性能的影响因素

以多种稀硅酸盐水溶液和泥浆进行了页岩分散试验和页岩稳定指数试验.结果表明：防塌钻井液所用的硅酸盐模数以2.8～3.2为好,加量在2%～5%较好;当用于含KCl的泥浆中时,硅酸盐的钠、钾比例对防塌性能的影响不显着;适量的无机盐可与硅酸盐产生协同作用提高防塌性能,但钙离子过量会破坏泥浆性能.有机处理剂和粘土主要影响硅酸盐钻井液的流变性和滤失性能,而对防塌性能基本上无直接影响.地层特性是影响稀硅酸盐钻井液防塌效果的最复杂因素.     

玉门油田深井抗高温防塌钻井液技术

为解决青西油田深井钻井难题，通过岩性、物性分析，筛选出抗温降滤失剂、高温高压降滤失剂、防塌剂、封堵剂，确定各井段钻井液配方。现场应用表明：井壁稳定，井径扩大率小，机械钻速高，流变性好，抗高温能力强，取得了良好的经济和社会效益，有良好的推广应用前景。     

留西地区防塌钻井液技术

留西地区在钻井过程中因井壁严重失稳极易导致大段划眼,甚至卡钻等井下复杂事故的发生。为解决这一问题,对该地区地层特点、典型井易塌段地层黏土矿物组分以及地层压力系统和地层水进行了分析,找出了发生井壁不稳定的原因,建立了有针对性的技术研究路线。在室内试验的基础上,优选出了适应于该地区地层特点的KPAM-NPAN-SMP-BYL聚合物防塌钻井液体系。6口井的现场应用表明,所选择的钻井液技术较好地满足了留西地区的钻井要求,解决了因井壁失稳导致的井下复杂事故的发生,易塌层的平均井径扩大率小于15%,井下复杂事故明显减少,钻井周期缩短近一半,完井电测成功率提高了33个百分点。该技术的应用,不但能解决留西地区的防塌难题,而且操作简单、维护方便、费用较低,具有广阔的应用前景。     

硅钾基防塌钻井液在江汉松滋油田的应用研究

根据江汉松滋油田地层泥页岩的矿物组成、微观结构及理化性能资料．研究出了适于该油田的硅钾基防塌钻井液体系的基本配方．评价了其防塌性能、抗钻屑污染能力及抗温能力．探讨了其防塌机理。现场应用表明．该体系维护容易．防塌效果明显。     

硅酸盐钻井液防塌机理与应用技术

利用Zetasizer3000胶体电位-粒度仪、Turbiscan红外分散稳定仪以及SHM泥页岩化学-力学耦合模拟试验装置等先进的实验仪器和研究手段，初步探索了硅酸盐钻井液防止井壁坍塌的微观作用机理。研究表明，浓度为5％的硅酸盐水溶液的粒度分布较窄、颗粒较均匀，协同使用的无机盐最佳加量为3％，且粒度分布受溶液pH值和硅酸盐模数影响较大。硅酸盐胶体溶液Zeta电位为-41．O～-31．0mV，对泥岩钻屑分散体系具有很强的稳定作用；硅酸盐与泥页岩作用可以形成致密的“隔膜”，具有较理想的阻止滤液侵入和压力传递的作用。研究开发了硅酸盐钻井液配方，现场试验表明，硅酸盐钻井液流变性好，井壁稳定能力强。图6表3参11     

硅酸盐钻井液防塌性能的室内研究

在一系列硅酸盐水溶液和泥浆中测定了页岩回收率和页岩稳定指数。结果表明，防塌钻井液所用的硅酸盐模数以２．８—３．２为好，加在２％—５％左右较好；当用于含ＫＣｌ的泥浆时，硅酸盐的钠钾比对防塌性能的影响不显著；适量的无机盐可与硅酸盐产生协同作用而提高防塌性能，但钙离子过量会破坏泥浆性能。有机处理剂和粘土主要影响硅酸盐钻井液的流变性和滤失性能，对防塌性能基本上无直接影响。     

井壁失稳机理和几种新型防塌泥浆的防塌机理--文献综述

本文综述了几年来国内外有关井壁失稳机理和一些新防塌泥浆作用机理研究的文献,由此归纳出防塌泥浆作用机理的一些共同规律,为泥浆防塌处理剂新的作用机理的研究和建立提供具有启发性的思路。     

无土相硅酸盐-烷基葡萄糖苷钻井液

针对硅酸盐钻井液的流变性和高温高压滤失量不易控制的问题,在钻井液中引入了烷基葡萄糖苷APG,并对配伍的处理剂进行了优选。通过处理剂优选得到,在硅酸盐溶液中,XC和HV-PAC具有较好的提黏切能力,LV-CMC、CPS2000是较为理想的低分子量和中分子量降滤失剂,可用FD-1、乳化沥青和聚合物凝胶作封堵剂,多羟基天然酚K-1是合适的分散剂,APG胶束吸附在处理剂和固相颗粒表面形成的憎水屏障,可阻止或降低硅酸盐与重晶石表面作用及硅酸盐自身的聚集作用,从而改善硅酸盐钻井液的流变性,降低钻井液高温高压滤失量。硅酸盐-烷基葡萄糖苷钻井液对不同区块岩屑的滚动回收率较高,具有良好的抑制性,且该钻井液在低孔低渗岩心中的封堵率接近100%,具有较强的物理、化学封固性能。该钻井液在内蒙意7和意11井进行了应用,解决了火山岩和泥岩的井壁稳定问题。     

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。     

硅酸盐钻井液防塌机理研究

基于电位、粒径分布、红外稳定性、压力传递和吸附量等测定方法,对硅酸盐钻井液的防塌机理进行的研究结果发现,无机盐类型和浓度以及pH值是硅酸盐粒径分布的主要控制因素,通过影响硅酸盐粒径分布从而影响硅酸盐钻井液的防塌效果,适当的无机盐也有利于协同防塌。通过压力传递实验研究发现,硅酸盐钻井液阻缓压力传递的效果显著,诱导的化学渗透压力效果也非常明显,其膜效率高。这也从另一个侧面反映了钻井液的强封堵能力可能源于在井壁上所形成的硅酸盐与页岩作用的膜,用实验验证了硅酸盐钻井液能够在极短时间内有效封堵井壁。     

稀硅酸盐抗钙防塌钻井液在毛坝-1井的应用

毛坝-1井位于四川省的东北部,其钻穿的地层倾角大、结构复杂,有易坍塌的碳质泥岩层、多套煤层、石膏层,膏盐层等,为克服石膏侵、膏盐侵、硫化氢气侵、高压天然气侵、井漏、井涌等复杂情况,试验应用了稀硅酸盐钻井液体系,取得了较理想的结果。所设计的稀硅酸盐抗钙防塌钻井液体系可保持较高的pH值,具有良好的抗膏、盐、硫化氢、天然气侵能力,良好的封堵微裂缝效果和润滑防卡作用,抗硫化氢侵污能力强,与各种除硫剂配伍性好,适合高含硫地区钻井施工。体系所使用药品种类少,性能稳定,易于维护,处理剂毒性小,符合环保要求。     

硅酸盐/聚合物防塌泡沫钻井液研究

针对泡沫钻井液在钻遇大段水敏性泥页岩地层时易引发井壁失稳问题,室内通过对发泡剂、稳泡剂、泥页岩抑制剂的评价与筛选,形成了以脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸钠(AES)为发泡剂、黄原胶(Xc)为稳泡剂、K2SiO3和聚乙烯醇(PVA)为抑制剂的防塌泡沫钻井液体系。综合性能评价表明:该体系具有良好的发泡性能,其抗温和抗污染能力较强。在防塌性能方面,该泡沫钻井液能有效降低泥页岩自吸水速度,具有较高的持久抑制性能以及硬度测试结果。通过膨润土XRD分析以及成膜性能分析可以看出,通过两者协同作用,硅酸钾可形成凝胶物质或沉淀封堵泥页岩岩样孔隙或裂缝,并与聚乙烯醇作用在岩样表面形成一层憎水膜。同时钻井液中部分小分子能进入黏土晶层,加强黏土层间连接力,因而能有效防止钻井液中自由水侵入,实现泡沫钻井过程中的井壁稳定。     

伊拉克东巴油田Tanuma组泥页岩高效防塌钻井液技术

伊拉克东巴油田South-2区块采用水平井开发Khasib组储层,但该区块首口以Khasib组为目的层的水平井在钻井过程中,因Tanuma组泥页岩多次发生坍塌卡钻,导致井眼报废。研究Tanuma组矿物组成、孔缝发育情况和水化膨胀特性发现,该组泥页岩具有黏土矿物含量高、水敏性较强、宏观层理发育明显、微观孔缝发育度高和水化膨胀速率快等特点,导致钻井过程中因黏土矿物快速水化膨胀而发生井眼失稳问题。基于此,通过室内试验,优选了封堵剂N-Seal及抑制剂U-HIB,对氯化钾聚磺钻井液的配方进行了优化,形成了高效防塌钻井液。室内试验发现,高效防塌钻井液具有良好的流变性、较强的封堵和抑制能力,能够满足Tanuma组泥页岩井段高效封堵的要求。该防塌钻井液在South-2区块3口水平井进行了现场试验,均成功钻穿Tanuma组泥页岩层段,顺利钻至设计井深,未出现坍塌掉块等井眼失稳问题。室内研究与现场试验结果表明,高效防塌钻井液能够有效解决Tanuma组泥页岩坍塌的技术难题,为实现Khasib组储层的有效开发提供技术支撑。      

鄂尔多斯地区防塌钻井液技术

鄂尔多斯地区多采用水平井钻井,但在钻井施工中普遍存在造斜井段定向托压,泥页岩、碳质泥岩、煤层地层垮塌严重等现象,针对该技术难题开展了防塌钻井液体系研究,选择5%KCl、(2%~3%)聚合醇和(0.1%~0.2%)聚胺抑制剂FYZ-1协同防塌,选择1.5%氧化沥青、1.5%超细植物纤维NMF和1%超细凝胶CNJ作为封堵配方,聚合醇和表面活性剂SUB复配使用提高钻井液的润滑性能。实验表明,该钻井液具有良好的抑制性和封堵能力,一次页岩滚动回收率达到98.3%,承压可达20 MPa,极压润滑系数达0.07。该钻井液在靖南72-13H1和靖南70-6H井的三开斜井段进行了现场应用,分别顺利钻穿8套和4套煤层,施工井段平均井径扩大率分别为4.06%和1.71%。     

塔河油田井壁稳定机理与防塌钻井液技术研究

针对塔河油田井壁不稳定地层,选取代表性泥页岩岩心,通过X-射线衍射、扫描电镜、膨胀、分散、比表面积、比亲水量等试验方法,进行了矿物组成、层理结构和理化性能分析,弄清了塔河油田井壁不稳定的主要原因,提出了有效的井壁稳定技术对策,优选出2套防塌钻井液配方。现场试验表明,2套防塌钻井液配方均具有中途转型顺利、维护处理简单、防塌效果突出等优点,使用该钻井液体系可加快钻井速度,节约钻井综合成本。     

双聚防塌钻井液在伊通地区伊59区块的应用

伊通地区地层层理裂隙发育,由于强地应力作用及地层倾角大,加剧了掉块井塌、井斜的发生。通过实验优选出强抑制性双聚防塌钻井液。经现场应用表明,通过采用该强抑制性双聚防塌钻井液,钻井施工顺利,较好地解决了井壁稳定问题,避免了井下复杂情况的发生,机械钻速提高5.08%,钻机月速度提高528.53m/台月,提高幅度为39.09%,钻井周期减少了4.9d,约缩短了11.52%,井身质量合格率为100%,固井质量合格率为100%,优质率为16.67%,井眼扩大率小于8%,井径规则,满足了伊59区块钻井施工的需要。     

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。