东北寨金矿复杂地层综合钻探施工技术

东北寨金矿地处松潘地震带,以强水敏性千枚岩地层为主,地层条件极为复杂,坍塌、缩径、掉块、岩心采取率低是该区域岩心钻探面临的主要问题,极大的影响了钻探施工效率和成孔。本文针对该项目地层特性,以及施工设备全部为全液压钻机的特点,通过广泛深入的探讨研究,在总结矿区原来施工经验教训的基础上,通过优化设备性能,提升设备适应性,采用多径成孔和对地层适应性好的抑制剂冲洗液体系,配合跟管钻进、无泵干捞和金刚石绳索三层管取心等综合钻探施工技术,提高了施工效率和质量,取得了良好的效果。该综合钻探施工技术,对类似川西北区域强水敏性千枚岩复杂地层施工,全液压钻机高效使用,有较好的推广应用价值。

反渗透型低自由水钻井液体系

为了解决南堡油田深层硬脆性泥页岩井壁失稳问题,研究了反渗透型低自由水钻井液体系。该体系针对泥岩纳微米级孔喉引入纳微米封堵技术,在近井壁地带形成半渗透膜,配合键合水技术降低钻井液水活度,产生反向渗透压差,平衡液柱压差和毛管力,提高体系的井壁稳定效果。纳微米封堵材料包括胶束剂HSM和固壁剂HGW,HSM在水中呈球状、层状、棒状,尺寸在1~100 nm之间,其通过亲水基团多点吸附缠绕在井壁上,其疏水基团裸露在外相互黏结,在井壁上形成一层疏水膜;HGW是憎水性的亚微米级乳液,其覆盖在井壁岩石表面,在压力作用下堆积形成一层憎水膜,通过加入3%HGW+2%HSM、再加入20%键合剂,钻井液的膜效率可以从0.11提高到0.30和0.50。室内评价表明,该体系具有类似于油基钻井液的防塌抑制性、润滑性和储层保护性能。该体系在南堡2-35和南堡4-65井进行了应用。现场应用效果表明,应用井井壁稳定、井径规则,与邻井相比,钻井液密度由1.26降低至1.20 g/cm3,机械钻速提高了49.62%,实现了深层泥页岩的井壁稳定、油层保护与优快钻井的多重目的。

低自由水钻井液体系的研究与应用

为了解决南堡油田玄武岩井壁失稳和储层保护问题,研究了低自由水钻井液体系。该钻井液体系通过对自由水的络合,增大了钻井液进入地层的毛管阻力;通过润湿剂降低地层岩石的毛细管自吸水能力;通过封堵地层裂隙、改善泥饼质量,提高井壁的承压能力;该钻井液体系一方面可实现低密度安全钻穿玄武岩,提高油层保护效果,另一方面为简化井身结构打下基础,可进一步提高钻井速度并降低钻井费用。通过在南堡13-斜1064井现场的成功试验,实现了同一裸眼井上部玄武岩井壁稳定和下部储层保护的双重目的,为安全钻进和储层保护提出一个新理念。

“三低”水基钻井液防塌技术在四川超深井中的应用

气体钻井在川渝地区大幅度地提高了机械钻速,受到钻井界的青睐,但气体钻井结束替入常规水基钻井液后普遍出现了严重的井壁失稳难题,导致了长时间大段划眼复杂情况的频繁发生。为此,从分析气体钻井替入钻井液后井壁失稳的水敏性原因入手,提出了解决井壁失稳的技术思路,即将润湿反转防塌技术—低渗透防塌技术—低活度防塌技术三者有机集成在一套钻井液体系中,形成具有"低润湿反转角、低渗透、低活度"特点的"三低"水基钻井液防塌技术,并在室内对获得的"三低"水基钻井液成果配方进行了定量的防塌效果评价。研究结果与现场试验表明,"三低"水基钻井液能够很好地解决气体钻井结束替入水基钻井液后出现的井壁失稳难题;它能在30min内使泥页岩地层发生明显润湿反转和惰性化反应;在180min内能彻底密封裂缝,并在泥页岩表面形成致密疏水涂层;无论是在短期防塌,还是在长效防塌方面都具有显著的效果。适合在类似川中地区的气体钻井中推广应用。

大牛地气田保护储层钻井完井液技术研究

大牛地气田储层属于低孔低渗储藏,介绍了其地质特征,分析了其储层伤害因素。结合现场施工工艺,研究制定了一套适合大牛地气田的保护储层钻井完井液技术,包括无固相钻井液技术、钻井完井液防水锁技术、用空心玻璃微珠作密度减轻剂实现的近平衡或欠平衡钻井技术、用甲酸钾提高钻井液抗温性的技术、滤饼可自动清除的生物酶完井液技术。在大牛地气田的DF2、DP4、DP5、DP6和DP11井水平段的施工结果表明,无固相钻井液具有较高的机械钻速,配合使用防水锁剂,能够有效地解决储层水相圈闭损害严重的问题,可完全满足大牛地气田低压低渗储层开发;生物酶完井液完全满足大牛地低压低渗储层水平井裸眼完井的需要,可快速分解无固相钻井液泥饼,使储层渗透率快速恢复至85%以上,该技术可以进行推广应用。

改进型低自由水钻井液在NP4-55井的应用

NP4-55井是南堡4号构造的一口重点探井,该井东营组地层存在大段泥岩,水敏性强,易造成水化剥落;该区块低孔、低渗,储层水锁损害比较严重;受井斜影响,中深层井壁稳定性差;探井对钻井液荧光要求高,常规钻井液技术难以满足施工要求。通过室内优选和评价,该井三开使用封堵性、润滑性、抑制性、储层保护效果好的低荧光改进型低自由水钻井液,该钻井液较强的抑制性配合防水锁剂的使用,降低了储层的水敏和水锁损害,油层保护效果提高,渗透率恢复值可达100%;在钻进过程中岩屑棱角分明,回收率达90%以上,平均井径扩大率仅为4.19%,改进型低自由水钻井液在NP4-55井的成功应用,满足了南堡油田中深层低渗油藏勘探开发的需要。

无黏土相海水基钻井液低温流变特性

针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增捌问题,在全面分析低温增稠机理基础上,利用实验室自制的深水钻井液模拟装置,通过优选处理剂,构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明,该钻井液体系经130℃老化后,低温流变性好,老化前后4℃和25℃时的表观黏度之比分别为1.179、1.250,塑性黏度之比分别为1.167、1.240,动切力之比为1.200、1.265,静切力稳定,动塑比变化范围在0.625~0.694 Pa/（mPa·s）之间,API中压撼失量在9.0 mL左右;润滑系数为0.181,页岩水化膨胀率为10.0%,页岩热滚回收率为87.0%,同时具有较强的储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。

自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

东海某气田φ311.15 mm井段主要使用低自由水钻井液体系,总体作业顺利,但是由于地层存在大量的泥岩和砂泥岩互层,导致前期钻井作业过程中存在一定的起下钻遇阻和憋扭矩问题。后期该气田钻井更多地采取了大斜度井方式开发,由于井斜角大、裸眼段长,井壁稳定和井眼清洁问题更加突出。依据泥岩地层失稳机理,通过在低自由水钻井液体系中引入氯化钠,降低体系的活度和增强体系的抑制性,减少了滤液侵入和地层泥岩膨胀。现场应用结果显示,在加入氯化钠后,优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定,现场钻进过程中钻井液性能变化较小,井壁稳定,实现了直接起下钻,提高了起下钻效率,很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题,缩短了钻井工期,提高了钻井时效,为东海类似井型和岩性地层的钻井提供了良好的技术支持。

无固相有机盐钻井液在南海西部HK29-1-2井的应用

HK29-1-2井位于南海西部莺歌海北部,目的层为中-低孔、低-特低渗储层,具有中等偏强盐敏性、中等偏弱碱敏性,且具有明显的水锁特征。根据该区块的地层特征和储层敏感性,室内实验优选构建了无固相有机盐钻井液,现场应用表明,该钻井液具有较好的防水锁效应;体系滤液活度远远低于地层水,不容易侵入地层;抑制性好,避免水敏现象的发生;无固相,防止了固相对于储层的伤害;体系通过降低滤液活度协同膜效应的方式,阻止二价金属离子进入储层生成沉淀堵塞孔喉;抗温性好,可达150℃,调整后抗温性能可提高至180℃;机械钻速与邻井相比大幅度提高。

堡古2区块中深层抗高温低自由水钻井液体系性能研究

冀东油田堡古2区块中深层井底温度高,钻井过程中钻井液的抗高温能力是井下复杂的重要影响因素之一。从抗高温护胶剂的作用机理出发设计处理剂的分子结构,研究了钻井液抗高温护胶作用,开发了一种抗高温护胶剂HFL-T,确定了抗高温低自由水钻井液的配方,并对其性能进行了评价。室内评价结果表明,该钻井液在180℃高温下性能稳定,抗污染能力强,抑制防塌效果好,岩心污染渗透率恢复值高,具有良好的综合性能,满足堡古2区块中深层低渗油气田的安全高效开发要求。

低自由水钻井液研究及在南堡油田应用

针对南堡油田上部玄武岩井壁不稳定、易塌易漏和东一段储层保护难度大的现状,开展了低自由水钻井液研究。室内研究表明,当水溶液中加入1.0%自由水络合剂HXY,自由水含量仅为18.7%,CST的测定结果达到8 920 s,远高于同样加量的包被剂、降滤失剂及盐类的CST值;0.3%辅助络合剂HXF和2%降滤失剂HFL对1.2%自由水络合剂HXY有协调作用,加入后CST值达到16 500 s;润湿转相剂HWR引入解决了低自由水钻井液流动性和低滤失之间的矛盾;现场应用表明构建的低自由水钻井液体系在抗温性、抗污染能力、抑制性、润滑性和油层保护等方面能够满足南堡油田保护储层和提高机械钻速的需要,该技术为南堡油田整体高效开发提供了技术支持。

辽河油田无固相强抑制水基钻井液技术

为解决辽河油田低渗透储层保护难度大、钻井故障发生概率高等问题,以卤水为分散相,通过优选核心处理剂,形成了无固相强抑制水基钻井液。室内性能评价表明:该钻井液能抗高温180℃和25%钻屑;抑制性能好,岩屑滚动回收率达98.7%;对储层伤害小,岩心渗透率恢复率大于90%;能封堵0.1~0.3mm裂缝,具有较高的承压能力和抗返排能力。该钻井液在辽河油田在坨62井三开低渗透储层钻进过程中进行了现场试验,该井三开井段井径规则,未发生井下故障;与邻井相比,机械钻速和产油量高,表皮系数低。这表明,无固相强抑制水基钻井液能满足辽河油田低渗透储层安全钻进和储层保护的要求,具有推广应用价值。

河南海陆过渡相页岩气水基钻井液室内评价

针对河南省海陆过渡相页岩气地层特征,以及钻井工程中面临的技术难点,通过低自由水络合技术和微纳米封堵技术,构建出适合海陆过度相页岩气地层钻井的水基钻井液体系。实验评价表明该体系具有良好流变性,抑制性强,钻屑回收率达到95%以上,线性膨胀率仅为6%左右;滤失造壁性好,HTHP滤失量小于10 m L;储层保护效果好,污染后岩心切片0.5 cm,渗透率恢复值达到90%左右,能够满足海陆过渡相页岩气钻井工程需要。

反渗透低自由水钻井液体系的构建及性能评价

针对东海地区砂泥岩互层胶结不充分、地层松散、易塌易漏、地温梯度高的问题,室内结合高温护胶稳定技术、纳微米封堵技术以及活度平衡键合水技术,优选出抗高温胶体稳定剂HFL-T,研发了一套适用于东海地区的反渗透低自由水钻井液体系,并对其综合性能进行了系统评价。结果表明,构建的反渗透低自由水钻井液体系具有流变性好、封堵性能好、抑制性能强、抗污染能力强、生物毒性低等特点,抗高温可达180℃、钻井液膜效率可达0.51、泥页岩线性膨胀率仅为4%、泥岩钻屑滚动回收率高达95.5%。现场两口井应用结果表明,采用反渗透低自由水钻井液体系后,钻进过程中钻井液性能稳定;其井径规则,在水平井段未发生起下钻遇阻,实现了直接起下钻;缩短了钻井周期,提高了钻井时效;实现了该区块的井壁稳定,同时满足海上作业对环保的要求。

东海地区低孔低渗储层低自由水钻井液体系研究与应用

针对东海地区低孔低渗储层特点,从研究钻井液自由水的流动状态出发,构建了低自由水钻井液体系(DHS)。室内性能评价与现场应用结果表明,该钻井液体系具有良好的流变性能、滤失造壁性能及携砂性能,有效提高了井壁稳定性及起下钻效率,从而提高了钻井的整体时效,同时钻井液密度的降低以及防水锁剂的加入也提高了钻井液储层保护效果。

无黏土水基钻井液在长庆油田米38区块水平井的应用

陕北神木气田米38区块致密砂岩气藏主要以水平井方式开发,由于储层段含有大段泥页岩,前期使用的钻井液体系固相含量高,在钻进过程中托压严重、摩阻大,常发生井壁失稳、下钻遇阻等情况。针对米38区块储层特征,优选了关键处理剂,形成了无黏土低固相水基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液具有良好的封堵性和抑制性,高温高压砂床(150℃、3.5 MPa)侵入深度为7.2 cm,16 h的页岩膨胀高度仅为0.76 mm。现场应用表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性和封堵能力,较好地满足长庆油田米38区块水平段易坍塌地层的钻进需要。已施工的3口水平井钻进过程中摩阻小、无明显托压,起下钻顺畅,未出现任何井下复杂情况,钻井周期较设计周期平均缩短10.85 d,下套管一次到位。与邻井相比,单井产气量显著提高,有效提升了神木气田的开发效果。

东海抗高温低自由水钻井液体系构建与应用

东海天然气藏埋藏深、压力高,井底最高温度达180℃以上,易使钻井液重晶石和岩屑沉降造成起下钻遇阻、卡钻事故,严重影响钻井作业效率。由长链磺酸、疏水单体和交联剂等共聚反应,通过室内实验研发了一种抗高温流型调节剂HTV-8,并以该调节剂构建了东海抗高温低自由水钻井液体系。实验结果表明:HTV-8在无黏土或低固相钻井液中的提切能力强,抗温能力达200℃,可使钻井液具有优良的高温流变性;所构建的抗高温低自由水钻井液体系具有较好的抗岩屑污染能力、抗盐污染能力、抑制性和储层保护等性能。目前该抗高温低自由水钻井液体系已在东海气田取得成功应用,钻井液携砂性能好、钻进过程中返砂顺利,长时间避台后重晶石无沉降,为东海深层天然气藏安全高效开发奠定了良好基础。

反渗透钻井液在东海海域H6-1井的应用

东海盆地位于中国东部海域,其中大量的低孔低渗油气藏有待规模化开发,东海低孔低渗油气藏岩性致密,渗透率极低,埋藏深,储层水锁伤害严重.花港组和平湖组存在大段泥页岩和薄煤层,钻井过程中极易发生井壁失稳,给钻井安全和储层保护带来严峻挑战.反渗透钻井液技术是在低自由水钻井液基础上依据活度平衡和半透膜理论,通过引入纳微米封堵和键合水技术,使钻井液具有反渗透功能.该体系在东海高温深井H6-1井成功应用,应用井段井壁稳定,平均井径扩大率仅1.93%,起下钻顺利,电测和下套管一次到位;抑制性强,钻屑成型,钻进过程中无托压和蹩泵现象;大幅降低钻井液及滤液侵入,随钻测井电阻率与间隔3天完钻后测井电阻率数据相比基本不变;体系具有低活度、低张力特征,有效地保护了低孔低渗油气藏,储层测井表皮系数为负值.反渗透钻井液体系的成功应用满足了东海油气田安全高效开发的需要.

东海抗高温新型低自由水钻井液体系研究及应用

针对东海深井井底温度高,储层为低渗-特低渗,煤层发育,井壁易失稳等特点,研制了自由水络合剂、高温护胶剂、深部抑制剂、温压成膜剂、胶束封堵剂和微纳米固壁剂,构建了抗高温新型低自由水钻井液体系。室内评价与现场应用结果表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性、抗高温能力和储层保护性能,满足深井高温的作业需求,并提高了作业时效。

聚束低自由水钻井液现场应用与关键技术处理

由湖北汉科公司开发并在冀东油田现场应用的聚束低自由水钻井液,主要是针对冀东油田南堡区块3号、5号构造钻井特点,通过增加抗高温处理剂及其他相关处理剂,在KCl聚合物泥浆体系基础上衍生的新型钻井液体系。