基于扩容强度准则的硬脆性泥岩坍塌压力计算模型

在低围压下,硬脆性泥岩在应力状态达到峰值强度前易发生扩容,当应力状态超过扩容强度后,钻井液水化作用对岩石强度的削弱增快增大,引起井壁坍塌,需制定合理的钻井液密度保持井壁稳定性。采用实验研究和理论分析相结合的方法,对硬脆性泥岩组构特征、水理性质、变形规律、强度准则和预应力后的浸泡钻井液强度变化规律进行研究,推导了基于扩容强度准则的硬脆性泥岩的井壁坍塌压力计算模型和参数计算方法,并进行了实例分析。结果表明,钻井液密度高于以峰值强度为准则计算的坍塌压力,低于以扩容强度为准则的坍塌压力,导致井周地层进入扩容状态,井周地层产生应力诱导微裂隙,激发了钻井液水化作用是井壁坍塌的根源。以扩容强度为准则确定坍塌压力,制定钻井液密度更加合理。

裂隙发育硬脆性泥岩井壁失稳机理及其解决措施

高邮凹陷钻进深层戴南组与阜宁组裂隙发育泥岩时发生井壁失稳,造成起下钻、测井遇阻卡,影响钻井速度及地质资料的录取、延误深层油气藏勘探/开发工作的进程。为提高深层钻井速度,通过对已钻井资料及坍塌地层组构特性分析,探讨了戴南组与阜宁组裂隙发育硬脆性泥岩井壁失稳机理,研究出提高该类泥岩封堵性的钻井液技术对策。采用醋酸钾、聚胺、大分子聚丙烯酰胺作为抑制剂,采用特种润滑剂RH85、特种封堵剂NF-25与ZHFD、成膜剂CMJ-2等复配作为封堵剂所组配的强抑制强封堵醋酸钾聚胺钻井液,能抑制裂隙发育硬脆性泥岩开裂,可用于裂隙发育硬脆性泥岩地层钻井施工。

南堡2、3号构造中深层硬脆性泥岩漏失机理

冀东油田南堡2、3号构造中深层钻井液漏失问题突出,为科学认识其漏失机理,对该区块岩样开展微组构分析及理化性能测试,并结合现场统计资料分析了该区块钻井液漏失机理。研究结果表明:南堡2、3号构造中深层岩性以硬脆性泥岩为主,其水敏性不强,呈现出一定的硬脆性。岩样微裂缝发育,钻井液相沿裂缝侵入,造成岩样整体胶结强度减弱,易产生沿裂缝面的张性劈裂破坏。结合现场资料判断认为该区块漏失主要类型为张开型裂缝性漏失,钻井液侵入地层导致力学强度降低,引发水力尖劈作用而造成地层破碎,导致漏失程度增加。针对南堡2、3号构造复杂漏失原因,提出了针对不同漏失原因的应对措施。研究结果为科学认识该区块钻井液漏失机理、降低钻井成本提供了技术参考。

复合顶替固井技术在硬脆性泥岩层的应用

硬脆性泥岩层钻井井身质量差,存在"糖葫芦"井眼或"大肚子"井段,受顶替排量的限制,该区块固井质量一直较差,施工风险不断。固井时通过排量设计、水泥浆流变性能调整、浆柱结构设计,实现塞流—紊流复合顶替,配合其他技术措施较好地解决了该区块固井质量问题。

长庆气田长南区块石盒子组硬脆性泥岩井壁稳定性分析与对策

长庆气田长南三开气水平井石盒子组盖层硬脆性泥岩的坍塌,是制约该区域提速提效的主要因素。通过对该泥岩岩性的分析,结合施工中井塌的现象,找出其坍塌机理,提出从4个方面稳定井壁的思路:①提高钻井液抗温耐盐性能;②控制泥页岩水化分散和强化钻井液的封堵能力,有效保持岩石力学强度;③优化控制泥岩段井斜;④岩石力学强度的"补偿支撑"。通过在高桥34-58H1井和高桥32-58H2井侧钻井眼的应用,延长了该段泥岩的坍塌周期,保障了这两口井正常中完。

绒囊钻井流体在金坛储气库硬脆性泥岩地层的应用

金坛盐穴储气库建井过程中钻遇三垛组、戴南组裂隙发育硬脆性泥岩发生坍塌扩径、起下钻遇阻卡等井下复杂情况。采用绒囊添加适量甲酸钠,开发出既能抑制黏土水化又能实现内封堵抑制自由水侵入地层的强抑制封堵型钻井流体。室内通过泥岩滚动回收率测定添加过甲酸钠的绒囊体系抑制性,岩心封堵试验测定其封堵性。三垛组泥岩经清水浸泡的平均滚动回收率为28.19%,聚合物钻井液平均滚动回收率为50.66%,而绒囊钻井液的平均滚动回收率达93.52%,表明该体系抑制性极强。钻井液封堵含裂缝岩心后驱替,注入端压力上升至18 MPa,表明封堵能力强。应用于金坛茅X井三垛组、戴南组裂隙发育泥岩井段,起下钻无阻卡,电测一次成功,井径扩大率仅为8.2%,而邻井井径扩大率达18%。结果表明,绒囊与甲酸盐组配的强抑制封堵型钻井流体具备强抑制性和强封堵性,解决了裂隙发育泥岩地层井壁失稳的问题,为解决同类型地层难题提供可选择的技术。

塔河侧钻水平井硬脆性泥页岩井壁失稳研究及对策

考虑到避水与垂深的限制,将塔河侧钻水平井的造斜点设置在石炭系巴楚组或桑塔木组。此外,造斜段在泥岩段钻进井段较长,钻井液的浸泡作用使井壁极易掉块坍塌,卡钻等复杂情况经常发生。通过黏土矿物、理化特性、CT扫描等手段分析了易失稳泥岩的组构特征,易失稳地层属硬脆性泥岩,微裂隙发育。高温高压浸泡岩心,进行CT扫描观察微裂隙扩展,并测试其抗压强度评价钻井液的抑制封堵性。采用多元协同的钻井液防塌机理,兼顾物理化学封堵、抑制泥页岩表面水化、井壁固结以及合理的钻井液密度,开发了可以有效应对硬脆性泥页岩剥落掉块的强抑制强封堵钻井液。经过TK227CH井的现场试验,取得良好的应用效果,垮塌掉块明显减少,井径规则,保证了侧钻水平井在复杂泥岩段的安全施工。

页岩气调查井复杂地层有机硅聚合物钻井液体系的研制与应用

页岩气调查井通常地质条件复杂,钻探难度大。在对页岩气调查川沐地2井井壁稳定性分析的基础上,优选了有机硅聚合物钻井液体系,并通过正交试验,明确了有机硅改性聚合物、多级配超细碳酸钙、乳化石蜡和硅氟聚合物等主要处理剂的最优加量,形成了基本配方,在室内实验评价中该体系展现了良好的抗钻屑污染能力、抗钙侵能力、抑制性和封堵性。现场应用表明,川沐地2井在采用有机硅聚合物钻井液体系后,井内复杂情况得到明显改善,有效保障了井内安全,并顺利钻进至设计井深,实现了地质目标,钻进效率相比同区域同类型钻井大幅提高。研究成果可为页岩气调查井复杂地层钻探钻井液的选择与应用提供借鉴。

超深井侧钻段泥岩井壁失稳分析

为了解决西部超深硬脆性泥岩地层侧钻过程中井壁易垮塌的难题,从矿物特征及钻井液作用下地层强度的变化规律出发,确定了井壁失稳原因,考虑了层理面产状、井眼轨迹及地应力的综合影响,根据桑塔木组井壁围岩强度破坏条件建立了造斜井段井壁失稳地质力学模型。利用提出的井壁稳定力学模型分析可得,TKX-CH井侧钻段泥岩造斜初期坍塌压力当量密度为1.22kg/L,实钻采用钻井液密度1.12kg/L,井下掉块严重;井斜角达到58°时,将钻井液密度降至1.11kg/L,井下掉块即得到抑制。现场试验表明,相同井斜角和侧钻方位角条件下,随着差应力比值的增大以及泥岩裸露在钻井液中时间的增长,维持井壁稳定的钻井液密度增大。研究认为,钻井设计时应根据地应力状态优选合理的造斜方位,以有效规避地层井壁围岩坍塌失稳风险高的井段,降低安全钻进风险。

碳质泥岩钻水平井防塌工艺措施

陕北气田气井水平井钻井过程中,随着水平段长度的延伸(水平段长度大于1 500 m)和地层的不均质性,钻遇泥岩特别是碳质泥岩的概率较高。在水平段和大斜度井段钻遇大段碳质泥岩后,造成井壁失稳井下复杂频发,侧钻率较高,特别是上古生界山西组碳质泥岩,质地坚硬,微裂缝、微裂纹发育,易造成较大较多的碳质泥岩掉块,活动钻具不易破碎,掉块携带难度大,井眼清洁困难,易造成起下钻过程中,钻具遇阻、遇卡,甚至起钻过程中在套管内卡钻,造成井下事故。而在直井钻进过程中,山西组碳质泥岩井段一般很少出现井壁稳定问题。因此水平段钻遇大段碳质泥岩后,从目前来看,仅从严格控制钻井液性能来解决这一问题还有一定难度,如果在强化封堵性、抑制性等钻井液性能的基础上,配合精细合理的工程措施,可明显降低碳质泥岩井段的遇阻遇卡程度,对钻穿水平段大段碳质泥岩、稳定井壁、井眼清洁、保障钻井施工井下安全会起到积极的作用。

苏里格气田超长水平段CQSP-RH钻井液体系应用

苏里格气田试验CQSP-RH体系完成3口超3000m水平段水平井后,继续创新成果应用,通过CQSP-RH体系优化再次完成了4口超长水平段水平井施工,水平段长度分别为 3000 m、3500m、4066m 和 5256 m,连续两年刷新亚洲陆上最长水平段记录。超长水平段钻进过程中面临摩阻扭矩大、泵压高排量受限井眼清洁困难,钻遇硬脆性泥岩井壁稳定难度大等技术难题。CQSP-RH体系优化后具有更高效的润滑性、更强抑制性和封堵性能,与使用CQSP-4钻井液体系的邻井相比,钻柱和套管下放摩阻、钻进扭矩降低明显,钻遇相同岩性的泥岩时CQSP-RH体系在比重较低的情况下便能保持泥岩井壁稳定。顺利完井。超5000米长水平段井的顺利实施表明,通过优化CQSP-RH体系配方,增强其润滑性、抑制性和封堵性能,可以解决苏里格区域超长水平段水平井钻进托压严重、井壁失稳、钻遇泥岩水平段地层造浆严重的难题,为苏里格区域超长水段水平井施工积累了宝贵的经验。

冀东油田深层泥岩钻井液防塌性能评价方法研究

冀东油田深层泥岩主要是以伊利石、伊蒙混层为主的硬脆性泥岩;在钻井过程中,泥岩的剥落掉块容易引起井壁失稳,经常造成井壁坍塌掉块、钻具阻卡、电测遇阻等井下复杂情况。针对冀东油田深层泥岩的理化特性和硬脆性泥岩的坍塌机理,研究了钻井液封堵性评价方法;通过高温高压滤失速率、纳米微孔滤膜测试技术和泥岩压力传递测试技术,来评价钻井液体系对硬脆性泥页岩微-纳米孔喉的封堵效果。这些方法对提高钻井液对硬脆性泥岩的封堵能力有一定的指导作用,可以用于现场施工过程中对井壁失稳预防及处理,指导钻井液防塌性能的现场监督管理和调整维护。

大牛地气田水平段钻遇泥岩遇阻原因分析及对策

大牛地气田储层为低渗透砂岩储层,非均质性强。在盒1段水平井段的施工过程中,经常钻遇硬脆性泥岩,砂泥岩同层的复杂性导致遇阻情况频繁发生,严重影响了钻井指标及后期作业。为了防止或减少遇阻,结合实际生产情况对盒1储层水平段遇阻情况进行了全面分析,得出钻井液密度不合理、滤失量过大和钻井液携岩能力差是导致遇阻的主要原因。钻井液密度、流变参数以及环空返速都存在一个最优区间使遇阻程度最低;封堵孔隙和裂缝可较好的减少遇阻。提出适合钻穿泥岩段的钻井液性能及处理措施。

强封堵水基钻井液在塔里木油田的应用

塔里木油田库车区块的吉迪克组地应力非均质性强,且裂缝高度发育,钻进过程中易发生井壁垮塌、卡钻与井漏等问题。文章对该地层段岩样进行了成分分析,借助电子显微镜观察其裂缝和孔洞形貌,以封堵剂的全粒径分布为基础,对钻井液封堵剂进行了优化。实验结果表明,岩样属于硬脆性泥岩,其黏土矿物主要成分为伊利石与伊/蒙混层。现有体系中的封堵剂与岩石渗流通道间的物理配伍性不足,导致裂缝在钻进过程中极易发生尖劈与窜联,引发掉块与井漏。优化后的强封堵型钻井液体系在高温下流变性能稳定,经120℃老化后API滤失量与高温高压滤失量分别仅为2.9 mL与6 mL;经过该体系封堵后的目的层岩心渗透率降至2.11 mD,较之现场浆封堵后的岩心渗透率下降了70.7%,结合电镜与元素分析结果发现岩心中的裂缝与孔洞均被充分填充。在DB18井三开井段(2500~5270 m)与DB13井三开井段(2500~4262.80 m)钻进过程中,该体系抑制性与滤失造壁性良好,应用全程未发生垮塌、井漏现象。

梨树断陷致密承压封堵钻井液技术研究

为解决梨树断陷硬脆性泥页岩地层井壁失稳的问题,根据多元协同井壁稳定理论,提出了以柔性封堵剂配伍刚性封堵剂来提高钻井液封堵能力的技术对策,构建了致密封堵钻井液体系。性能评价结果表明,该钻井液体系可将泥页岩的渗透率降低至95%以上,抑制性能优异。在梨6-11HF进行了现场试验,钻井过程中均未出现井壁失稳现象,试验井段平均井径扩大率仅为8.94%,电测均一次成功。

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。

延长气田石千峰组与石盒子组井壁失稳机理的研讨

延长气田钻进石千峰组与石盒子组过程中经常发生严重井塌。通过对该气田地应力、坍塌地层岩石力学性能、矿物组分、理化性能的测定,地层3个压力的计算,钻井液抑制性、封堵性、浸泡时间对岩石强度及坍塌压力的影响实验研究,以及对测井资料和已钻井资料的综合研究分析,揭示了该气田钻井过程井壁失稳的机理,为解决该气田井壁失稳技术难题提供理论依据。分析得出井壁失温的潜在因素有:地层属于强硬脆性地层,具有在远低于峰值应力的状态下进入扩容状态的特征,压力波动易导致井周微裂缝扩展、交汇,形成不稳定的高渗带;该气田不存在强构造应力,但存在扭转,地层裂缝发育;地层属于晚成岩期,泥岩泥质含量高,弱分散,中强膨胀,需加强钻井液的抑制水化膨胀作用。井壁失稳的主要原因为:钻井液密度低于地层坍塌压力的当量密度,空井时间过长时会造成坍塌压力增高,进一步加剧井塌;现场所使用的钻井液的封堵性不良,在井壁与微裂缝相交的界面上不能形成有效的封堵。

南堡中深层复杂岩性地层井壁失稳机理及技术对策

南堡3号构造东二段以下地层在钻井过程中频繁发生井壁失稳现象。通过黏土矿物分析、FMI成像测井、电镜扫描、浸泡及CT扫描分析可知,中深层泥岩微裂缝发育,在钻井压差作用下,微裂缝发生自吸水效应,一方面使得近井壁的孔隙压力升高,另一方面,地层发生水化作用,由于岩石的受力不均使得微裂缝进一步开启;同时流体压力产生的尖劈效应会导致近井壁岩石的崩落和掉块,甚至井塌与井漏相互作用及影响。实验结果表明,井壁稳定技术的关键是对裂缝的封堵,使用了3%高软化点的抗高温封堵剂FT3000,以及SPNH、SMP和0.8%增黏降滤失剂DSP。形成的KCl抗高温封堵钻井液具有较好的封堵性能,可以形成致密的泥饼,渗透失水、砂床失水均较低,回收率大于90%,可以满足现场要求。该钻井液在现场应用后,井眼质量得到有效改善,井径规则,复杂事故率低,钻井周期从2012年开发初期的119.25 d缩短至目前的46.4 d,机械钻速从最初的6.65 m/s提高到12.05 m/s,提速效果显著。

SHB1-6H井长裸眼钻井液技术

SHB1-6H井是中石化西北分公司部署在顺北区块的一口超深开发井,该井因采用四级井身结构,二开裸眼段长4 460 m,其中泥岩段长1 463 m,地质构造复杂,三叠系、石炭系和志留系硬脆性泥岩发育,易发生坍塌掉块,中间的二叠系由于地层破碎易发生漏失。针对以上问题,选用了钾胺基聚磺钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性的要求,但体系中原用的磺化材料是以牺牲钻井液抑制性来达到降低高温高压滤失量的目的,因此引入了抗温抗盐聚合物降滤失剂RHPT-1和抗盐成膜剂CMJ-1,以进一步提高抑制性和封堵性,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的钾胺基聚磺成膜钻井液流型易于控制,通过保持胺基页岩抑制剂HPA加量在5~7 kg/m^3,KCl加量在30~50 kg/m^3,保障了钻井液有强的抑制性;通过使用高软化点复合沥青增强钻井液封堵能力,控制高温高压滤失量小于10 mL,解决了三叠系以深地层易发生井壁失稳的难题;在易漏地层二叠系使用了竹纤维、超细碳酸钙和聚合物凝胶堵漏剂PSD等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了SHB1-6H井的施工,二开井段扩大率仅为12%,比邻井顺北1井降低了63.74%。该套钻井液技术保障了顺北区块井身结构优化的实施。

顺北油气田却尔却克组井壁失稳机理及应对措施

塔里木盆地顺北油气田却尔却克组钻井过程中井壁失稳事故频发,严重影响了施工进度。针对顺北油气田X井却尔却克组地层井壁失稳的机理,开展了岩石崩解实验、点载荷实验、X衍射、扫描电镜实验研究。结果显示,岩石矿物组分中黏土含量大(15%~35%),其中伊利石含量在60%左右,伊蒙混层主要在10%~30%,吸水率小(2%),崩解率大(5%),岩石属于典型的硬脆性灰质泥岩。室内实验表明,在清水和水基钻井液条件下,岩石强度表现出较强的非均质性和强度弱化(岩石单轴强度降低在10~40 MPa之间),但在油基钻井液下,岩石强度几乎无弱化影响,并且油基钻井液对微裂缝起到较好地封堵作用。此地层水基钻井液下井壁失稳机理一方面是硬脆性泥页岩中的膨胀性黏土矿物吸水膨胀,强度弱化,失去有效支撑;另一方面微裂缝在水力尖劈作用下,井壁岩石崩落垮塌失稳。油基钻井液中乳化剂、润湿剂等表面活性剂特殊结构可以对泥页岩中裂缝微裂缝进行有效封堵,减少水化和水力尖劈作用,实现井壁稳定。现场在第三侧钻井眼水基钻井液井壁严重失稳条件下,改用油基钻井液,顺利钻完计划进尺,大幅度减少井壁失稳损失。