复合盐水低伤害钻井液在桃7-9-5AH水平井的应用

针对苏里格地区低孔低渗砂岩气藏的特点,依据ASS-1全酸溶钻井(完井)液在该地区探井的应用经验,研制出了复合盐水低伤害钻井完井液.该钻井液在常规条件下对地层的平均伤害率仅为5.9%,在特殊模拟井下条件下,对气层的平均伤害率为13.64%,暂堵性好,井壁上形成的暂堵滤饼通过气层压力完成解堵,简化了完井、投产作业.该钻井液在桃7-9-5AH井水平段施工过程中,起下钻无阻卡,井底无沉砂,解决了因泥页岩水化膨胀而引起的缩径和坍塌、高摩阻大扭矩、PDC钻头泥包等一系列技术难题,创造了长庆区块水平段一只φ152.4 mm钻头810m进尺的记录,并获得无阻流量150×10<'4>m<'3>/d的高产气流.     

厄瓜多尔TARAPOA区块上部欠压实地层钻井液技术

厄瓜多尔Tarapoa区块上部地层沉积时间短,地层较新,欠压实,在钻井施工时易发生井壁失稳,引起泥包、造浆等问题。为解决此问题,利用钙离子絮凝、抑制的特点,结合物理封堵研究了钙基强封堵钻井液体系。室内评价结果表明,钙基强封堵钻井液配方一次回收率达到88.28%,黏土岩心膨胀量仅为4.287 mm,岩心封堵率95%以上,抗黏土污染大于10%,具有絮凝钻屑、抑制性强、封堵性作用良好和抗钻屑污染高等特点。在Tarapoa区块应用十多口井,钙基强封堵钻井液防塌作用明显,密度易控,流变性能稳定,解决了该区块上部地层钻井液技术难点,提高了机械钻速,保证了起下钻顺畅,下套管安全到位,完全满足厄瓜多尔上部地层安全钻进的需要。     

长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术

鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井（完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m）是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井,储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采（50×10⁴～100×10⁴ m³/d）的功能、还要满足长寿命（50年）要求。为此,在分析该区气井生产情况的基础上,采用Φ215.9 mm井眼钻长水平段并下Φ139.7 mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能;优选长半径水平井剖面,应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30 m,满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求;应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动,将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦,有效地降低了摩阻和扭矩,改善了钻压传递,提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺;采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井（完井）液体系既能满足保护山₂³储层,又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要。该井的顺利实施,为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础。     

长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山₂³储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低（压力系数0.4～0.6）,成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m,创长庆气田水平段Φ215.9 mm井眼的施工记录,Φ139.7 mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×10⁴ m³/d 的高产气流。应用效果表明：该体系较好地保护了山₂³储层,钻完井施工作业安全顺利。     

微乳液强抑制强封堵钻井液在SACHA区块的应用

厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段在钻井过程中经常出现钻头泥包、井壁坍塌、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,在分析原因的基础上,选择有利于环保的有机抑制剂SUPHIB、半透膜剂MS和隔离膜剂EX等材料,优选出微乳液强抑制强封堵钻井液配方,并通过室内试验评价了其性能,结果表明:该钻井液在100 ℃条件下热滚16 h后仍具有良好的基本性能;具有良好的抑制性能和封堵性能,对TENA层岩屑的回收率达到90%以上,膨胀率仅有1.32%,对高孔高渗储层岩心的封堵率达到99%。微乳液强抑制强封堵钻井液已经在厄瓜多尔SACHA区块的8口井进行了应用,均没有出现钻头泥包、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,且φ215.9 mm井段平均井径扩大率降至10%以下。这表明,微乳液强抑制强封堵钻井液能够有效解决厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段的一系列井下复杂问题。      

强抑制成膜封堵钻井液在长南气田的应用

靖平６９－１２井目的层马五^１－３,埋藏深度３７００ｍ,属长南气田第一口三开结构水平井,刘家沟组漏层
和“双石”层与山西组、太原组以及本溪组等煤层处于同一裸眼井段,裸眼段长,防漏与防塌的安全密度窗口窄,是
典型的塌漏同段井。针对该区块地层特点,研制出了抑制性强、封堵性好等特点的强抑制成膜封堵钻井液体系。
现场应用结果表明,该体系表现出良好的抑制防塌性、润滑防卡性和成膜封堵特性,滤饼薄而韧。在整个斜井段施
工过程中井壁稳定,起下钻不阻不卡,克服了上部裸眼段长时间浸泡所带来的井壁不稳定风险,防止了地层漏失,
解决了长裸眼段下存在的井壁坍塌、润滑防卡等技术难题,保证了３４６０ｍ多的长裸眼井段的井眼稳定和Φ１７７．８
ｍｍ技术套管一次性下到预定位置。     

苏里格气田分支井钻（完）井液技术

苏里格分支水平井难度最大的地方在于分支井眼,分支井眼首次将大斜度井段和水平段设计为全裸眼,针对苏里格气田分支井眼斜井段和水平段处于同一裸眼段的技术难题,室内研发了强抑制性有机-无机盐低伤害钻井（完井）液体系,并在桃7-14-18H分支井和桃7-15-20H分支井的分支井眼成功试验应用。室内和现场试验结果表明,该体系能有效解决气井水平井斜井段和水平段同处于裸眼段情况下的的泥页岩井壁失稳、气 层保护、高摩阻大扭矩、井眼净化、携砂悬砂等一系列技术难题。该体系抑制性强,其页岩一次回收率达到了97.2%,二次回收率达90.3%;体系利于保护产层,对盒7和盒8产层岩心的平均伤害率为10.60%,属于低伤害。钻井液优良的综合性能保障了1742m装有裸眼封隔器的套管完井管串直接穿越裸眼斜井段安全下至水平段的预定位置。     

苏里格气田桃7井区水平井斜井段和水平段适用钻井液体系

鄂尔多斯盆地苏里格气田桃7井区钻探目的层为二叠系石盒子组盒7段,该区块内石千峰组和石盒子组地层（简称“双石层”）极易吸水膨胀进而引起井壁失稳和钻头泥包等井下复杂情况。针对上述难题,以室内研究为技术支撑,主要考虑抑制性、润滑性能及流变性能,分别研制出了钾盐聚磺钻井液体系和强抑制低伤害暂堵钻井液体系。在该井区内一口水平井（桃7-17-19H井）所进行的实验结果表明：钻进该水平井斜井段所采用的钾盐聚磺钻井液体系具有良好的抑制性能和井眼净化能力,成功解决了因泥页岩水化膨胀而引起的缩径扩径、坍塌掉块、高摩阻大扭矩、钻头泥包等技术难题;第三次开钻水平段所使用的强抑制低伤害暂堵钻井液体系同样表现出众多优点--性能稳定、失水量低、润滑防卡性能良好、暂堵效果显著、能有效保护储层。桃7-17-19H井完钻井深4 360 m,其中水平段长900 m,钻井周期39.25 d,并获得无阻流量108×10⁴ m³/d的高产气流。应用效果表明：上述钻井液体系适用于桃7-17-19H井,保证了钻井施工安全,大大提高了机械钻速,创造了苏里格气田水平井钻井周期最短的纪录,值得推广。     

NDW无土相低伤害储层钻井液在CB8-3井的应用

长北气田属于致密性气藏,钻井过程中工作液的侵入是造成储层伤害的主要因素。为了降低钻井液完井液对气层的伤害,主要从暂堵和改变储层岩石表面的润湿性两方面着手,研制出了暂堵效果显著、抑制性强、润滑防卡性能良好、密度可调、失水低等特点的NDW无土相低伤害钻井液体系。动态伤害模拟实验表明,该体系对气层的平均伤害率为11.25%,暂堵性好,并且易于通过储层自身能量完成解堵,很大程度上简化了完井、投产作业。该体系在CB8-3井完成水平段累计进尺4 388 m,其中240 m泥页岩夹层,在整个施工过程中,井眼始终处于良好净化状态,起下钻无阻卡,井底无沉砂;裸眼完井并直接气举投产,获得无阻流量230万m3/d的高产气流。应用结果表明,该体系能有效地保护油气藏,提高单井产量,值得推广。