准噶尔盆地高钙基钻井液技术研究与应用

准噶尔盆地东部油田上部地层膏质泥岩发育,易发生水化分散、井壁失稳,钻井液体系受钙离子污染,流变性和降滤失性难以控制,严重制约了东部油田勘探开发进程。针对准噶尔盆地东部油田钻井液污染和抑制性不稳定难题,以抗钙降滤失剂为核心,构建了抗钙能力强、性能稳定的高钙基水基钻井液体系,室内评价了其抗温性、抑制性和抗污染性。现场试验结果表明,高钙基钻井液体系在含盐地层、盐膏层均表现出良好的降滤失能力、流变性和抗污染能力,复杂时率为0,为保障东部油田上部地层的安全快速钻进提供了技术支撑。

塔里木油田富源井区深井超深井抗240℃高温钻井液体系研究

深井超深井的勘探开发已逐渐成为油气开发的主要对象,钻井液是深层超深层钻完井工程的核心技术,是钻井成功的关键之一。本文通过分析塔科1井的技术难点,对水基钻井液的降滤失剂、沥青封堵剂、抗高温抑制剂以及抗高温颗粒封堵剂进行了优选,形成了一套抗240℃高温的水基钻井液体系;并对钻井液体系进行评价。实验结果表明,钻井液体系在240℃高温下具有良好的流变性和降滤失剂性能,满足塔里木油田深井超深的钻井需求。

超高密度钻井液技术研究

新疆准噶尔盆地南缘地区安集海河组存在超高压、强造浆、强坍塌应力、溢、漏、塌、卡、复合离子污染等钻井问题,使用的钻井液密度最高在2.5g/cm3以上,钻井液在超高密度条件下性能极难调控。分析了该地区易塌层段地质特点和地层中的粘土矿物组分以及存在的钻井液技术难题,有针对性地研制出了JAB高密度钻井液体系。评价了JAB体系在超高密度条件下的流变性、抗污染能力、抗温性、抑制性及润滑性等。结果表明,该钻井液体系在超高密度(2.5g/cm3)下,具有良好的抑制造浆、稳定井壁、润滑防卡能力和抗可溶性盐污染、流变性好等特点,能满足准噶尔盆地南缘地区复杂地层钻探的需要。提出了该体系现场维护处理的几点建议。

准噶尔盆地超深井达探1井钻井液技术

目前达巴松区块共完成11口探井,二开、三开使用的是钾钙基聚磺钻井液体系,在钻探过程中频繁出现缩径、垮塌、井漏、溢流等复杂事故,同时存在起下钻阻卡严重、钻井液受污染后性能极不稳定等问题。通过优选包被剂和添加胺基抑制剂,整体提高了体系抑制分散能力,解决了达探1井白垩系和侏罗系膏质泥岩极易水化膨胀造成井眼缩径垮塌的问题;通过利用体系强抑制、完善配方的封堵防塌能力、使用合理钻井液密度,杜绝了侏罗系西山窑组和八道湾组地层由于煤层发育容易发生垮塌、井漏的问题;通过KCl与Na Cl的复配,提高体系的抑制性能和抗污染能力,体系回收率从原来的91.6%提高到97.5%,抗Na HCO3污染能力从5%提高至10%以上;优选复配合理的随钻堵漏剂和采用近平衡钻进,解决了可能发生的井漏问题。达探1井在井眼尺寸增大的情况下,钻井速度相比邻井大幅提升,平均机械钻速提高了35.48%;全井复杂事故率为零;各次完钻电测和下套管均一次成功;钻井月速为1 105.86 m/台月,较达1井提高51.23%,较达9井提高28.1%,较达10井提高48.12%。

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm3的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm3的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。

无固相有机盐钻完井液在克拉美丽气田的应用

针对克拉美丽气田钻井施工中三开地层水敏性强、易垮塌、易漏、地层流体污染钻井液及储层保护等技术难题,室内试验优选出了无固相有机盐钻井完井液体系。该体系具有较强的抑制性能及抗污染性能,具有较好的储层保护性能,有利于防漏堵漏。在克拉美丽气田DX1708、DX1418及滴西179井三开施工中成功应用,施工过程中钻井液性能稳定,井壁稳定,提下钻无阻卡,防漏性良好。

莫深1井抗高温密度水基钻井液体系室内研究

针对莫深1井钻井施工中存在高温高压问题,开展了抗高温高密度水基钻井液系列研究实验,实验均采用国产材料,优选优配抗高温处理剂,通过室内大量配方实验,成功开发出能满足莫深1井深井段施工要求的水基钻井液体系,体系的热稳定性及高温下的性能均较好,抗温可达220℃,并且在高密度条件下具有良好的流变性。该体系的成功研究对莫深1井的顺利钻探意义重大。

胶结型强封堵防塌剂的研制与性能评价

为改善准噶尔盆地南缘地区破碎性地层引起的钻井过程中井壁失稳及井漏问题,结合仿生强封堵理论,通过模仿贝壳的多层复合结构,研制了一种油基钻井液胶结型强封堵防塌剂XZ-OSD。通过扫描电镜和红外光谱表征了XZ-OSD的结构,评价了其热稳定性、降滤失效果和封堵性,并分析了封堵机理。结果表明,XZ-OSD的球状颗粒尺寸为50~200 nm。XZ-OSD的热稳定性较好,分解温度为250℃。XZ-OSD的降滤失效果显著,在基浆中仅加入1%XZ-OSD,油基钻井液API滤失量降低72.22%,150℃高温高压滤失量降低81.43%。XZ-OSD保护油气层效果显著,在堵漏浆中加入1%XZ-OSD后,岩心的正向封堵率和反向封堵率分别提高2.89倍和0.4倍。XZ-OSD高温封堵效果良好,在堵漏浆中加入6%XZ-OSD,180℃热滚16 h后的滤失量仅为2 mL。XZ-OSD在进入地层后,能进入不同尺寸孔隙、裂缝,通过桥塞和架桥作用封堵孔隙、裂缝,同时遇油膨胀,通过膨胀性能和XZ-OSD的胶结能力保证漏层承压能力,进而提高井筒稳定性,避免井漏等井下复杂事故发生。图3表2参11。

强封堵防塌剂XZ-OSD在准噶尔盆地南缘山前构造带的现场应用

为解决准噶尔盆地南缘山前构造带钻井过程中出现的井壁失稳及井漏问题,通过对目标地区的岩样和掉块进行实验分析,明确了目标地区的井壁失稳机理。根据实验结果知道,主要是地层破碎性、油相损害和强水敏性导致目的地区的井壁失稳。针对井壁失稳机理,采用油基钻井液避免地层强水敏性引起的井壁失稳,并研选了一种油基钻井液强封堵防塌剂XZ-OSD,XZ-OSD粒子通过封堵不同尺寸孔缝,胶结破碎性地层,在岩石表面形成疏油吸附层,避免地层破碎性、油相损害引起的井壁失稳。现场试验表明,对比邻井,XZ-OSD降低GHW001三、四开阶段井径扩大率46%~49%;对比四开阶段,XZ-OSD降低呼探1井五开井段井径扩大率83.3%。解决了准噶尔盆地南缘地区井壁失稳难题,为该区域优质钻井提供了钻井液技术支撑。

准噶尔盆地南缘奎河1井钻井液技术

奎河1井位于准噶尔盆地南缘山前冲断带四棵树凹陷独山子背斜,是新疆油田公司山前构造一口高难度重点探井,地层最大倾角为55°,钻探难度极大。邻井独深1井、独南1井、独山1井、独1井等都发生过大量的复杂事故。其中发生卡钻23次、断钻具3次、溢流4次、油气水侵23次。奎河1井主要技术难点:由于受地应力的影响井壁很不稳定,极易坍塌造成严重的井下复杂事故,为了保持井筒压力平衡,不得不使用很高的钻井液密度;该井的安集海河组、沙湾组、紫泥泉子组泥岩极易水化膨胀造成井壁不稳定,同时给钻井液性能维护处理带来极大的难度;紫泥泉子组存在高压水层风险,安集海组、沙湾组、紫泥泉子组存在井漏风险。根据该井特点在室内开展针对性实验,做好技术储备和详细施工方案,室内首先优选出降失水剂、包被剂、抑制剂、润滑剂、封堵防塌剂及流型调节剂,通过复配完成一套有机盐-钾钙基钻井液体系。四开使用该体系安全钻完全井,在整个施工过程中体现了该体系配方优越的抑制性、失水造壁性能、封堵防塌性能,且有较高的固相容量限。最高使用钻井液密度2.73g/cm^3,钻井液API滤失量长时间控制在1m L以内,各项性能指标做到水基钻井液很高水平,尤其是钻井液密度创造新疆油田新指标,井下复杂事故得到有效控制。

盐水水包油乳化剂复配优选研究及应用

通过分析影响乳状液稳定的各种因素,筛选一批符合水包油基本条件的乳化剂。通过白油在清水中的乳化效果对比实验,优选出常温下乳化效果好的乳化剂。盐水水包油钻井液体系是近年来攻克新疆克拉玛依油田准噶尔盆地莫北井区、昌吉致密油井区、环玛湖井区等水平井的一把利器,它有效解决了深井大位移水平井水平段钻进中易发生的井壁垮塌、岩屑携带困难造成阻卡、钻具与井壁接触面积大易造成粘卡等一系列技术难题。然而该体系性能是否能控制到位,能否满足井下安全钻井,其中水包油乳状液的稳定性尤其重要,通过大量的室内优选复配试验,成功解决了水包油乳状液的稳定性的难题,并在现场得到成功的应用。

生物柴油包水钻井液体系

生物柴油主要成分是脂肪酸烷基酯,其闭杯闪点高不易着火,且不含或含少量硫和芳香烃,其性能稳定、毒性低、无荧光性,对测井无影响,是良好的酯基钻井液基液。因常规油基钻井液处理剂与生物柴油配伍性较差,笔者针对生物柴油包水钻井液的处理剂进行了优选,优选出主乳化剂TC-PEM、辅乳化剂TC-GSEM、提切剂UP-GEL和降滤失剂UPGEL,并通过对生物柴油包水钻井液性能评价实验,研制出3种不同密度的生物柴油包水钻井液体系。该体系具有良好的抗温性,抗温为120℃,抗淡水侵能力为15%、抗CaO能力为2%;生物柴油包水钻井液体系生物降解性评级为容易,是一种环境友好型钻井液体系。现场应用表明,该钻井液具有良好的流变性能,提高了机械转速,大幅度缩短了建井周期。

金河1井有机盐氯化钾高密度钻井液技术

金河1井是位于准噶尔盆地南缘霍尔果斯背斜沙湾组断鼻构造上的一口探井,完钻井深为2 225 m。由于该构造地层压力系数高、地层倾角大、成岩性差、破碎严重,黏土矿物中蒙脱石含量最高达70%以上,钻进过程中频繁出现卡钻、垮塌、井漏等复杂事故。采用有机盐KCl钻井液,在高密度下兼顾钻井液抑制性、流变性、封堵防塌性,实现了钻井作业零事故。经现场应用表明,有机盐KCl高密度钻井液顺利钻穿金河1井高陡山前构造安集海河组700 m厚地层,钻井作业中井壁稳定、井眼畅通;全井流变性能优良易控,钻进中扭矩平稳,砂样代表性好,钻屑基本呈原生片状且棱角分明,电测井径规则,钻井液封堵能力强,在完井液中不添加堵漏剂的情况下承压能力达到4 MPa,电测一次成功率为100%,下套管固井一次成功,钻井周期仅为110 d。

复合盐钻井液技术在莫116井区的应用

莫116井区吐谷鲁群组中上部泥岩易水化,膏质泥岩易蠕变缩径,井壁稳定周期短;吐谷鲁群组地层底部硬脆性泥岩、西山窑组硬脆性泥岩及多套间断煤层易剥落、垮塌;吐谷鲁群组及三工河组砂岩层渗透性较好,易形成虚厚泥饼而引起压差卡钻。针对以上钻井液技术难点,优选出了适合莫116井区优化井身结构井(为降低开发费用,大部分井改为二开井身结构)的复合盐钻井液,并在体系中引入了大分子抗盐包被剂、玻璃小球和抗高温防塌降滤失剂GRL-1。现场应用表明,该钻井液具有较强抑制性、较好的封堵防塌、润滑作用及抗污染能力,解决了该井区长裸眼井段井壁稳定问题,已完成的16口井无复杂事故,发生钻井周期比设计提前26.21%。

滴西区块侧钻小井眼水平井钻井液技术

小井眼井投资成本低,并可采用开窗侧钻使老井复活,是油田经济有效开发的一条途径。小井眼钻井需克服环空压耗高、岩屑携带等技术难题。通过对地层进行分析,滴西区块采用新型高效钻井液体系,分段进行钻井液性能和水力学设计,在二叠系以上地层采用紊流,钻井液的低剪切流变性可保持泵压在24 MPa内,钻井液抑制性和密度支撑对二叠系地层稳定效果良好;石炭系地层采用紊流-层流过渡流型,提高切力和地层胶结作用,保持泵压在26 MPa内,钻井液流型对井壁扰动小,水平段携岩能力强,机械钻速同比提高66.4%。现场应用证明,高效钻井液体系在滴西区块可发挥井壁稳定和提高钻速的优势。

莫北油气田MBHW610水平井钻井液技术

MBHW610井位于准噶尔盆地莫北油气田莫116井区,是一口三开深水平井。该井二开采用钾钙基有机盐钻井液体系,通过KCl和有机盐OS-100复配增强抑制性;选择天然沥青粉和抗高温防塌降滤失剂改善泥饼质量,提高钻井液防塌性能;配合使用液体润滑剂和固体润滑剂提高钻井液润滑性,并通过严格落实短程提下钻等工程配套措施,解决了红色膏质泥岩蠕变、缩径及西山窑组煤层剥落垮塌问题。三开使用钾钙基混油钻井液体系,混入原油,增强钻井液润滑性。现场应用效果表明,钾钙基混油钻井液体系具有较强抑制性、较好的封堵防塌、润滑作用及抗污染能力,较好地解决了MBHW610井长裸眼井段井壁稳定及造斜水平段携带、润滑防卡难题。

胺基钻井液技术在克拉玛依油田的应用

在近几年完成的莫116井区和北211井区都存在较高的事故复杂时率,主要表现在这两个区块地层含有大量褐色泥岩,泥岩为含蒙脱石很高的膏质泥岩,这种泥岩遇水后极易水化膨胀、坍塌、塑性变形,会严重影响钻井速度,造成提下钻阻卡、泥包钻头等复杂,若处理不当会造成井下工程事故。最近几年使用过钾钙基钻井液、钾钙基有机盐钻井液、欠饱和复合盐水钻井液等体系,但因为泥岩的缩径膨胀没有得到有效解决。2012年引进胺基钻井液技术后,钻井液体系抑制性有了明显提高,提下钻阻卡、泥岩缩径膨胀、钻头泥包等问题得到有效控制,钻井速度明显提高。

呼图壁地区钻井液技术对策

解决呼图壁地区井壁失稳及钻井液的维护、处理工艺,从而解决了上部大井眼的净化,中下部地层的井壁失稳等技术难题。特别是通过对呼2002井认识和总结,成功钻成了呼2008井。

玛湖油田胺基钻井液体系应用研究

介绍了玛湖油田复杂地层失稳机理,为降低玛湖油田钻井井壁失稳等复杂事故时率,提高生产效益,在Ma HW6300井开展了胺基钻井液体系的应用研究,对胺基钻井液体系的性能进行了评价。胺基钻井液体系的研究表明:体系抗温能力良好,抑制性和封堵能力强,对易坍塌的克拉玛依组岩芯有较强的抑制作用,水力学特征符合平板型层流特征。胺基钻井液现场应用表明:胺基钻井液的流变特性好,性能稳定,对长水平井段井眼净化能力强,泥页岩地层未发生井眼坍塌问题,对提高钻井效益有较高效果。

常见钻井液性能恶化原因分析及处理方法探讨

在钻井施工过程中经常会出现钻井性能不稳定,在短时间内使得钻井液性能恶化,维护处理效果不明显,给井下安全带来不利因素,严重影响钻井施工的顺利进行。正确分析判断造成钻井液性能恶化的原因,对选择合理的钻井液处理措施很有必要,尽可能降低钻井液成本支出、避免或减少钻井工程复杂事故的发生。