永进油田致密砂岩油藏强封堵储层保护钻井液技术

针对永进油田致密砂岩油藏合成基钻井液储层损害问题,通过岩心分析、储层敏感性评价以及固相与滤液侵入试验等探究了储层损害机理,提出了封堵低渗储层基质与微裂缝储层保护对策,设计研制暂堵剂配方、优选高承压封堵剂,开发了1套适合永进油田致密砂岩油藏的低伤害合成基钻井液(SD-4)。结果表明,储层平均孔喉半径为0.1μm,目的层孔喉细小,渗流能力差。矿物组成以石英为主、平均含量36.37%,黏土平均含量7.22%。应力敏感、固相和滤液侵入是损害储层的主要因素。开发的SD-4钻井液在140℃/16 h热滚前后流变性良好,抗温达160℃,可抗1.5%CaCl_(2)、12%NaCl和12%劣土的污染,200μm裂缝封堵承压能力达6 MPa,岩心污染试验渗透率恢复值超过89%。现场应用表明SD-4钻井液性能稳定,具有优良的致密砂岩储层保护性能。

强抑制性高钙盐聚合物钻井液体系的研究与应用

研究形成了以无机-有机单体聚合物SIOP、两性离子磺酸盐聚合物CPS-2000、聚合铝防塌剂AOP-1及固相化学清洁剂ZSC-201等为主处理剂的强抑制性高钙盐聚合物钻井液体系。该体系游离钙离子质量浓度大于1.5 g/L,具有良好的抑制防塌性能,抗温达到180℃,抗盐达饱和,抗钙达到30 g/L,流变性能良好,在中原、塔河、塔中、西南等油田的盐膏层和硬脆性地层及易水化泥页岩、胶结较差的火成岩、微裂缝发育等不稳定地层都得到成功应用。结果表明,由于钻井液的问题,应用井未出现井下复杂情况,井径规则,平均井径扩大率小于5.17%,起下钻顺利,下套管一次成功率达100%,电测一次成功率达95.45%。

新型强抑制性钻井液体系在大古1井的应用

针对塔河油田盐膏层、易塌地层的井壁稳定问题,引进了一种新型强抑制性钻井液体系。确定了该体系基本配方并对其性能进行了室内实验,对乳化石蜡(RHJ-1)、乳液高分子强力抑制剂(DS-301)与井浆进行配伍性试验,并在大古1井进行了现场应用,分析了现场应用效果。研究结果表明,新型强抑制性钻井液体系与其他处理剂配伍性好,抑制性强,有效防止了井壁失稳,在大古1井的成功应用对于该地区同类复杂地层的钻井作业具有重要的推广应用价值。

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。

渝西区块龙马溪组强封堵油基钻井液技术研究

渝西区块龙马溪组在水平段钻进过程中因井壁失稳而导致的卡钻、憋顶驱、测井困难等复杂情况频发,研究发现,造成此现象的主要原因是该区块龙马溪组地层微纳米孔、缝发育和钻井液封堵性能不足。因此,在强化现场钻井液封堵性能的基础上优选了钻井液主要处理剂,构建了适用于该区块龙马溪组强封堵油基钻井液体系,室内测试结果表明,经过220 nm和450 nm微孔滤膜时未发生滤失,且综合性能均优于普通钻井液。现场应用表明,龙马溪组水平段钻进过程中未出现井壁失稳问题,与同平台采用常规封堵技术的已钻井相比,平均机械钻速提高8.81 m/h,水平段钻井周期缩短2.79 d,铂金靶体钻遇率100%,创渝西区块深层页岩气井5项钻井指标纪录,强封堵油基钻井液技术能满足该区块钻井工程需要。

快吸附强抑制性HEM钻井液

针对渤中地区蒙脱石含量很高的活性泥页岩地层,合成了一种钻井液用胺基聚合物抑制剂PF-HAB。用IR、1H NMR等方法表征了PF-HAB的结构,表明其为含活性胺基聚醚类化合物。抑制性实验结果表明,10%膨润土基浆老化后表观黏度、动切力分别为77 mPa.s、71 Pa,而淡水中加入3%(w/v)PF-HAB后再加入15%膨润土老化后,表观黏度、动切力分别降至4 mPa.s、2 Pa,PF-HAB的抑制性与国外同类产品相当,优于国内同类产品。吸附量和XRD测试实验表明,PF-HAB能快速吸附在膨润土表面和晶层间。开发了以PF-HAB、两性离子聚丙烯酰胺PF-HIP和高效防泥包润滑剂PF-HLUB为主剂的HEM钻井液体系,其一次和耐久滚动回收率分别达到95%和85%,摩阻系数为0.056 7;该体系能抵抗30%钻屑或5%氯化钙的污染,且污染后钻井液流变性能稳定。该钻井液在BZ34-1N油田应用了2口井,在整个钻进过程中没有出现复杂情况,起下钻顺利,储层保护效果好。

强抑制性多元醇海水钻井液研究及应用

胜利浅海埕岛油田沙河街组地层粘土含量高,粘土组成以伊/蒙混层和伊利石为主,地层水敏性较弱,微裂缝及层理较发育。钻井液及滤液沿层理和微裂缝渗入地层内部,引起硬脆性泥页岩剥落坍塌。针对沙河街组地层特点,研制出一种强抑制性多元醇海水钻井液体系,并对其进行了性能评价及防塌机理分析。室内试验结果表明,该钻井液体系具有较好的抑制性能和流变性,抗海水和劣质土污染的能力较强,环境可接受性好。现场实践证明,该钻井液性能稳定,维护处理简单,能有效解决沙河街组地层钻进中出现的技术难题,避免复杂情况的发生。

成膜强抑制纳米封堵钻井液的研究

针对胜利油田某些区块的东营组高孔高渗储层具有较强的水敏性和速敏性的特点,研究开发了成膜强抑制纳米封堵钻井液体系。该体系具有强抑制性和成膜特性,能够最大程度地减轻储层伤害,有利于发现和保护油气层;多种防塌抑制剂的协同作用,有利于稳定井壁,减少复杂情况的发生,保证快速钻进和安全钻井,为胜利油田有效开发该类区块提供了有效保障。

用强抑制性钻井液体系钻巨厚泥岩地层

针对新疆准噶尔盆地莫北油田中生界白垩系吐谷鲁组(300～3850 m)泥岩地层水化膨胀缩径严重,阻卡频繁,地层造浆性强,钻井液流变性控制困难,电测1次成功率低的问题,采用了甲酸盐钻井液和钾钙基钻井液体系,并配合相应的钻井工程技术措施。现场应用表明,这两种钻井液体系具有较强的抑制性,有效地减轻了泥岩地层的水化膨胀,明显减少了由膨胀缩径引起的井下复杂情况,井壁稳定,井径规则;控制了钻井液的流变性,减轻了泥岩地层的缩径阻卡,保证了裸眼完井作业的顺利实施,提高了电测1次成功率;通过强化钻井工程技术措施,缩短了钻井周期,提高了钻井时效,节约了钻井成本,实现了二开裸眼完井,提高了经济效益。

抗高温强抑制性钻井液体系的研究与应用

印尼JABUNG油田的Gumai泥页岩地层水敏性极强,因井壁失稳造成的井眼事故频繁发生。通过选用新型抗高温聚合物包被抑制剂GWTEMP、沥青类抗高温降滤失封堵剂GWTEX,并引入油基钻井液用降滤失封堵剂GSL(黑色液态褐煤乳液)等高效处理剂,构建了满足JABUNG油田钻井需要的KCl-GWTEMP强抑制性钻井液体系,其中GWTEMP抗温在205℃以上,抗盐达饱和,分子量较其他聚合物包被剂分子量低,易溶于水。室内实验和现场试验均证明,该钻井液具有良好的流变性、降滤失性、封堵和抑制性能,能保持井壁稳定;极压润滑系数在0.05以下,可很大程度地减少高扭矩和压差卡钻等的发生;试验井井眼规则,电测井径扩大率仅为3.14%。

强抑制性水基钻井液的室内实验研究

由于页岩地层水化作用较强,地层极易水化膨胀导致井壁不稳定,大量岩屑分散在钻井液中,引起钻井液流变性能的剧烈变化,井段容易发生井漏、垮塌、缩径等问题。针对这种情况,研发出一种抗高温抗污染的强抑制性水基钻井液体系。通过评价胺类页岩抑制剂UHIB-B和硅酸盐抑制剂Y1,两者的协同作用提高钻井液的抑制性能,并保持着较好的流变性能。该体系抗温达到了120℃,API滤失量小于3 mL,HTHP滤失量小于9 mL,测试其封堵性能时测得钻井液体系侵入沙床深度为1.8 cm,在膨润土以及无机盐的污染下,仍然保持着较好的流变性能,钻井液体系的岩屑回收率达98%,钻井液的防膨率达85%。试验表明,该套体系具有良好的流变性、抑制性及封堵性,抗温性能和抗侵能力优良,适宜在高水敏和易污染等复杂地层中使用。

低密度强封堵抗硫油基钻井液在高含硫井的应用

川东北高含硫区块储层飞仙关组具有地层压力系数低、硫化氢含硫高、渗透性强等地质特点。为了解决该区块在水平段钻井过程中存在的易卡易漏、硫化氢含量高、小井眼携砂不良等井下难题,本文通过室内实验,优选了低密度强封堵抗硫油基钻井液配方,并对其性能进行了分析评价。实验结果表明,该体系具有流变性能好、封堵性强、除硫效果好等特点。现场应用结果表明,该体系表现出良好的携砂、防漏防卡、防硫除硫效果,密度最低达到1.00g·cm^(-3),高温沉降稳定性好,井壁稳定,未发生硫化氢伤害事故。该体系能很好地满足高含硫区块的安全快速钻井要求,可为高含硫井的安全高效开发提供参考。

高密度强抑制性钻井液在缅甸PYAY油田的应用

泥岩水化分散造浆性强,是中油国际在缅甸Pyay油田钻井过程中遇到的一个显著难题。CNPC于2005年2月28日在缅甸钻开钻的第一口探井PSC-1井因泥浆性能问题,曾发生多次井下卡钻事故,影响PSC-1井钻井进度和钻进安全,并最终工程报废。鉴于此种状况,CNPC决定对PYAY油田钻井液体系选择问题展开研究。在高密度条件下,通过对两性离子聚磺钻井液和两性离子聚磺钾盐钻井液体系进行研究,优选了其中一种作为Pyay油田日后钻井所选用的钻井液体系。同时对处理剂(降滤失剂、润滑剂)也进行了优选,在Pyay油田安全顺利地钻成了PSC-101和PSC-2两口试验井,并且各项钻井经济技术指标均比PSC-1井有了显著提高。事实证明两性离子聚合物钾盐钻井液体系可以满足Pyay油田安全钻进需要。

新型强抑制性水基钻井液在苏丹6区的应用

通过分析苏丹6区坍塌层位岩性,对比几种抑制性钻井液的抑制能力,研究KCl与硅酸钠之间的 协同作用,研制出一种新型强抑制性硅酸钠／KCl水基钻井液,详细介绍了这种新型钻井液体系的作用机 理、钻井液性能、现场应用情况。现场应用结果表明,使用新型钻井液可有效地解决该区钻井过程中存 在的技术问题,可满足现场安全、快速、经济钻井的需求。

强封堵油基钻井液在通南巴区块某水平井的应用

某井是通南巴地区的一口水平井,该区块地层砂泥岩交错、压力系数较高、存在煤层,地层可钻性差、易发生溢流和垮塌。针对该区域地层岩性特点,分析了复杂情况下水基钻井液体系的技术难点,构建了一套强封堵油基钻井液体系。实验结果表明,研选的复合封堵剂与油基钻井液的配伍性良好,120℃下的高温高压滤失量为1.0mL,PPA滤失量为0.6mL,封堵率高达98.27%,构建的强封堵油基钻井液体系具有优异的造壁性能和封堵性能。现场应用表明,该体系解决了四川盆地川北坳陷通南巴构造带钻遇煤层易垮塌聚堆造成环空憋堵卡钻的作业难题,能满足作业过程中预防裂缝性漏失和增强井壁稳定性的需求,在该水平井成功应用。

安页2-3HF井强封堵油基钻井液技术研究与应用

针对正安区块页岩气开发过程中龙马溪组井壁失稳频发、掉块严重、卡钻频繁等问题,通过对龙马溪组地层岩性特征研究及井壁失稳机制分析,确定了强化封堵性是研发和改进正安区块油基钻井液技术的关键点。通过关键处理剂中乳化剂和封堵剂的研究,形成了强封堵油基钻井液体系配方,并对其进行性能评价。结果表明:该钻井液具有良好的即时和长效封堵性能,能够有效抑制岩屑的水化分散和膨胀缩径,具有良好的抗岩屑污染能力,岩屑量在20%以内可保持整体性能基本稳定,综合性能远远优于常规油基钻井液,满足正安区块井壁稳定需求。同时,将强封堵油基钻井液在安页2-3HF井现场试用,与已钻邻井相比,三开井段未出现井壁失稳情况,提升了钻井效率,为该区块钻井液优化改进提供了一定的参考。

强抑制封堵钻井液体系研究及应用

针对伊拉克米桑油田Fauqi区块钻井过程中易发生井壁坍塌、漏失难题,设计开发了新型强抑制封堵钻井液体系。该体系通过KCl、硅酸钠和聚胺抑制剂的多元复合作用,实现对页岩水化分散的有效抑制,页岩膨胀率较清水降低67.6%,毛细管吸入时间较清水降低64.4%。该体系在物理封堵基础上配合硅酸盐的化学固壁作用,低渗沙盘封堵试验滤失量仅为9.6 m L,能有效封堵地层孔隙、微裂缝,减少滤液对地层侵入,提高井壁稳定性,避免井下漏失发生。该体系在伊拉克米桑油田FQCS-41井的五开井段进行了现场应用,结果表明该体系在钻进过程中性能稳定,流变状态良好,井径规则,五开井段平均井径扩大率仅为1.2%。

低活度强抑制封堵钻井液研究与应用

近年来,低活度强抑制封堵钻井液在钻井工程中得到了广泛应用.某区块凹陷中央断裂背斜带,区块平均井深在3300米以上,具有上部松软地层易缩径、沙河街地层垮塌掉块严重、设计密度高、主力油层压力系数低易发生井漏、斜井段长易粘卡、沙三段主力油层附近含有高压盐水层等技术难点,在该区块钻井施工中,易发生井涌井漏、起下钻遇阻、高压盐水侵、完井电测不到底、井眼扩大率高、固井质量不合格等一系列问题.该区钻井施工中,在聚磺钻井液体系基础上完善形成了强抑制、强封堵钻井液体系,提高了井壁稳定性,电测成功率,缩短了建井周期,取得了良好经济效益.

封堵防塌强抑制钻井液技术在征8井的应用

征8井是部署在准噶尔盆地车–莫古隆起南翼的一口重点预探井,针对其地质结构和钻井液技术难点,通过优选处理剂,形成了一种封堵防塌强抑制钻井液体系,并对其进行性能测试实验。结果表明,该体系具有流变性好、抑制能力强、护壁性好、滤失量低、抗温性强等性能,并运用多级随钻封堵技术和封堵成膜井壁修饰技术,提高地层承压能力,配合相应的现场钻井液维护处理工艺和处理措施,保证了征8井在钻进过程中井壁稳定,井身质量好,实现了安全高效钻进。

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。