阳离子聚合物海水钻井液的使用情况

继陆上一些油田使用阳离子聚合物钻井液钻易塌泥页岩地层的成功经验之后，南海西部石油公司借鉴了这些成功的经验，结合海上钻井的具体条件，开发了阳离子聚合物海水钻井液体系，并在北部湾地区的易塌泥页岩地层中使用成功，取得了在防塌、防卡及防止钻头泥包等方面的显著效果，相继钻成了4口直井和8口定向井，现已成为该地区海上钻井中普遍推广的新钻井液体系。

海水天然高分子聚合物体系钻井液在现场的应用

埕北1FC-P2井位于埕岛油田主体构造的埕北22F井区西北部。为了加快埕岛海上油田老区调整步伐,依照胜利油田分公司和海洋采油厂的指示和部署,对CB22F井区加密开发调整井组CB1FC进行钻井(水平采油井)。该井完钻井深2290米,完钻层位馆上段,钻井周期19.63天。在施工中,针对大井眼、地层软、加密丛式井组防碰难度大等特点,采取海水天然高分子聚合物体系钻井液技术,保证钻井液各项性能满足钻井施工的需要,预防井下复杂情况,避免事故发生,同时有效地保护油气层,顺利完成全井的施工。

涠洲11-1油田调整井水基钻井液优选与应用

涠洲11-1油田位于南海北部湾海域,钻井过程中遇到的中新统灯楼角组和角尾组是关键的地层。角尾组上部泥质含量较高,使用常规强包被型钻井液作业时,极易出现钻屑聚集形成泥球的现象,这不仅影响了钻井效率,还可能造成起下钻过程中的遇阻。为了解决这个问题,同时提高角尾组中下部砂岩层的储层保护效果,通过分析已钻井的相关资料,优选了海水聚合物钻井液和EZFLOW无固相钻井液。对比强包被型PDF-PLUS/KCl钻井液,海水聚合物钻井液更具分散性,可有效防止泥球形成;EZFLOW无固相钻井液剪切稀释性强,悬浮携带性能和储层保护性能更佳。在涠洲11-1油田A平台的两口调整井中的成功应用表明,所优选的钻井液有效改善了角尾组出泥球问题,同时提高了起下钻效率和储层保护效果。

埕北30-4井钻井液技术

埕北30-4井是为开发埕岛油田、埕北海域30块古生界、太古界潜山油藏设计的埕北30A井组中的第一口定向井,完钻井深4013.40 m。井深3845.67m到第一靶点,井斜为19.73°;3845.67～4013.40 m为增斜段,井斜为25.80°,井底位移为823.03m。该井上部地层吸水性较强,易膨胀、坍塌掉块和井漏;下部地层以白云质灰岩、泥灰岩和片麻岩为主,潜山地层内部断层发育,地层孔隙度大,极易发生井喷和井漏事故。采用聚合物海水钻井液体系,并针对造斜、增斜、稳斜、扭方位和水平位移等不同井段,及时调整钻井液性能。经埕北30-4井应用表明,聚合物海水钻井液体系具有良好的润滑抑制性和包被性能,抑制了地层水化、分散、膨胀和坍塌;在近平衡条件下顺利穿过易漏、易喷潜山地层;发挥了净化井眼、稳定井壁、保护油气层的作用,不污染环境。

埕岛油田埕北1区钻井液工艺

埕岛油田埕北1区由于注水量偏大造成下部地层压力系数偏低,钻井中常引起长裸眼井段反复划眼、卡钻,甚至井眼报废等复杂事故。介绍了该地区不同井段的钻井液配方、维护处理措施以及斜井段岩屑床的控制方法。该井复配使用K-PHP和PAC-141,控制pH值为8.0～8.5,有效地稳定平原组、明化镇组井壁,减少井眼缩径、钻头泥包现象的发生;保证钻井液具有“低粘度、低密度、低切力和适当的滤失量”性能;严格控制钻井液固相含量小于7％,含砂量小于0.3％;通过在条件允许的情况下调整环空返速为0.85～1.10m/s,提高钻井液的动切力、塑性粘度,在定向钻进阶段定时、定井段进行短程起下钻,用起钻前充分循环、起下钻分段循环钻井液的方法破坏岩屑床的形成,达到净化井眼、稳定井壁的目的。应用结果表明,该钻井液体系抑制页岩膨胀、防塌、携岩能力强,井眼净化、井壁稳定等性能均满足该地区不同井段施工要求,并具备无毒、无害、无污染、无荧光特点,在具有良好润滑性的同时,满足海上环境保护的要求。

涠洲12-2油田开发井表层提效关键钻井技术

涠洲12-2油田地质条件十分复杂、非均质性极强,在进行表层钻井作业时存在井壁失稳、钻井轨迹控制困难、钻井液性能不稳定等诸多难题,常规钻井技术表层钻进作业难度大、经济门槛高。通过优选新型海水聚合物钻井液体系、优化井身结构、优选马达钻具组合、改进牙轮钻头与随钻测量系统,形成了一套适用于涠洲12-2油田表层提效关键钻井技术。现场实践表明,所提出的表层提效关键技术可提高井下作业安全和钻井时效,降低钻井作业成本,具有较好的推广应用价值。