高滤失固结堵漏技术在足203H5平台的应用

针对渝西足203H5平台三开上部须家河组、嘉陵江组裂缝发育,恶性漏失频发,承压跨度大等难题,优选以“聚集效应”和“固化增强”为核心的高滤失固结堵漏技术,对3 mm以上裂缝辅助2%~3%多孔泡沫铝颗粒,提高高滤失材料在漏失通道的驻留效率。室内评价结果表明:堵漏浆浓度为50%情况下,滤失时间小于25 s,滤饼强度(70℃养护24 h)大于6 MPa,静置30 min清液析出量小于15%,封堵承压能力大于4 MPa,养护后承压能力均超过20 MPa,且对现场钻井液无污染。根据高滤失固结堵漏的技术特点,现场优化了平推堵漏工艺,并在足203H5平台3口井应用4井次,承压堵漏成功率75%,承压能力均达到当量密度1.90 g/cm^(3)以上。

驴驹河储气库井多级承压堵漏技术与应用

针对大港油田驴驹河储气库部分井三开薄弱点多、井筒完整性较差、整体承压能力不足,文章在深入分析漏失机理的基础上,固井前采用了多级承压堵漏技术逐级提高裸眼段的整体承压能力。第一步针对个别天然致漏点的封堵问题,优化出以合金铝颗粒、延迟水化膨胀材料为核心的高承压桥接堵漏配方,形成三种不同裂缝尺寸的堵漏配方,堵漏作业后实验用楔板承压能力均超过13 MPa,抗返排压力超过2.5 MPa。第二步针对井筒整体承压能力不足的问题,优化出一种树脂固结堵漏浆,该浆体密度适中(1.3~1.4 g/cm^(3)),酸溶率高(≥70%),强度适中(3~5 MPa),稠化时间可调。经过两种堵漏作业的强化后,实验所用的三种不同尺寸楔板封堵层承压能力均超过18 MPa,抗返排能力超过6.5 MPa。以此为基础形成的多级承压堵漏技术在HK6井应用效果良好,一次性堵漏成功,承压能力提高5.5 MPa,耗时3 d,相比同区块前期漏失井的堵漏作业周期缩短80%~90%,大幅度缩减承压堵漏时间。

河探1井超高密度钻井液技术

河探1井是中油股份公司在华北油田河套盆地临河坳陷部署的一口重点风险探井,完钻井深为6460.44 m,钻探目的为探索兴隆构造带光明背斜古近系、新近系生储盖特征及其含油气性。该井三开钻遇四套不同压力系数复杂地层,钻井液密度窗口窄,现场顺利实施了提密度压井、堵漏,控压钻进等作业,四开钻遇异常高压流体层,应用超高密度钻井液体系一次性将钻井液密度从1.80 g/cm^(3)提高至2.55 g/cm^(3),并安全实施完井作业,储备压井高密度钻井液(ρ=2.60 g/cm^(3)),达到国内应用水基钻井液采用重晶石粉加重的极限。在钻井施工过程中先后出现井塌、膏泥岩层蠕变缩径卡钻、高压盐水侵以及井漏等事故复杂,采用超高密度抗高温复合盐钻井液,现场应用随钻封堵提高地层承压能力工艺,分段完成七次承压堵漏,同时强化一级固控有效使用,应用高目筛布、优化钻井液体系配方、优选加重材料、调节膨润土含量及合理控制低密度固相含量等手段,成功解决了窄密度窗口和超高密度水基钻井液高温、高固相流变性能调整困难等技术难题,确保了压井和试油作业期间高温条件下超高密度钻井液体系具有良好的稳定性。该井创地区同期六项钻井技术指标,日产302.4 m^(3)高产工业油流,实现巴彦油田最深井勘探发现,为钻井及完井试油作业提供了技术支撑。

大港油田千米桥潜山水基钻井液技术

千探1井是目前大港油田部署的最深风险探井,构造位置为千米桥潜山板深4构造高点,完钻井深6165.77 m,垂深5990 m。该井所在区块下部地层地温梯度高,完钻井底温度高达204℃,创大港油田井底最高温度纪录,三开地层易塌、易漏,四开井段高含H_(2)S,新勘探地层岩性未知,要求钻井液体系能够兼顾储层保护和井下安全的需要。千探1井三开井段优选BH-KSM体系,通过强化物理封堵,优化施工措施,解决了地层易塌、易漏等问题。四开钻遇泥页岩后,在现场小型试验结果的基础上,将体系转为抗高温无固相钻井液体系;施工中体系抗温性能良好,被H_(2)S污染后易处理,封堵性强,平均井径扩大率6.59%,井壁稳定效果好,固井质量优质,机械钻速高达5.59 m/h,创潜山井段机速最高纪录。全井施工零事故,创多项油田、区块施工纪录,为大港油田深层潜山勘探积累了宝贵经验。

油基钻井液随钻防漏技术实验研究

与水基钻井液相比,油基钻井液更容易发生井眼漏失,且井漏现场处理困难,一旦发生井漏,往往会造成重大经济损失。针对油基钻井液漏失问题,从油基钻井液井漏预防措施入手,通过优选不同类型的钻井液防漏堵漏剂,研制了新型油基钻井液随钻防漏堵漏材料,并探讨了其协同作用机理。渗透性封堵实验以及作用机理分析表明,刚性架桥颗粒、弹性填充颗粒、微细纤维材料等不同类型钻井液防漏堵漏剂具有协同作用效果,能够迅速形成具有"强力链网络"的致密封堵层,显著提高了油基钻井液的随钻防漏堵漏性能。进一步优化了强封堵性油基钻井液体系,该体系在120℃、16 h热滚前后的流变性、滤失性能良好,PPA砂盘滤失量仅为11.4 m L,具有良好的随钻防漏堵漏性能,能够起到强化封堵井壁作用,有助于提高地层承压能力。

板南储气库井承压堵漏技术

为了满足储气库井提高地层承压能力的需要,研究出了新型刚性嵌入多级封堵承压堵漏技术,该技术主要是利用不同级别目数的刚性架桥颗粒,以及各粒级的桥塞堵漏剂和可变形微粒封堵材料,在地层中架桥,楔入、填充裂缝中,提高地层的周向诱导应力,从而提高地层承压能力。室内实验针对板南储气库井的地层特点优选出一套承压堵漏浆配方:基浆+5%刚性颗粒A(150～250μm)+3%刚性颗粒B(40～60μm)+3%刚性颗粒C(10～30μm)+10%桥塞堵漏剂BZ-SPA+2%低渗透封堵剂BZ-DFT。该承压堵漏技术在板南储气库现场应用3口井,均一次完成承压堵漏,显著提高了堵漏效率,满足了固井施工对地层承压能力的要求。

注药剂潜油电缆的设计研究

注药剂潜油电缆是与潜油无杆泵机组配套使用的多功能动力电缆,敷设工作于复杂的油井环境中,长期与原油、H_(2)S、CO、SO_(2)等腐蚀性气液混合物接触,需要具备潜油电缆的使用特性,同时兼具向井下无杆泵机组周边井液输送化学药剂的功能。介绍中成机械制造公司自主研发的系列注药剂潜油电缆的功能、结构及技术指标,并对产品应用效果和推广前景进行分析。

苏里格气田苏20-17-15H水平井钻井液技术

苏20-17-15H井是一口三开开发水平井,水平段长869 m,完钻井深为4 620 m,垂深为3 445.27 m。该井刘家沟组地层承压能力低,易发生压力诱导性漏失;安定组、直罗组和石盒子组地层的大段泥岩、砂岩互层水敏性较强,井壁坍塌掉块严重;延安组、延长组地层易缩径,起下钻阻卡严重;纸坊组地层造浆性强,易发生井径扩大;水平井段存在井眼清洁、拖压问题等。该井一开使用膨润土浆钻井液,二开使用聚合物和聚磺钻井液,平均机械钻速为10.27 m/h,三开使用低固相钻井液,平均机械钻速为4.99 m/h,并通过使用相应的维护处理措施,实现了安全、快速的钻进要求。

吉林油田长探1井三开钻井液技术

长探1井是部署在松辽盆地南部长岭断陷神字井洼槽哈尔金构造上的一口风险探井,完井井深为5400 m。为解决该井三开井段中存在的井底温度高、设计密度低、火成岩地层坍塌掉块、二氧化碳侵等技术难点。经室内研究形成了一套抗温200℃、高温流变性好、封堵性强、有一定抗污染能力的抗温防塌水基钻井液体系,该钻井液利用磺酸盐共聚物降滤失剂的高温护胶作用提高了体系的抗温和抗污染能力,通过纳米二氧化硅提高了体系的流变调节和封堵能力。在现场应用中,该钻井液具有良好的高温稳定性,抑制了火成岩井段地层坍塌,高温流变性良好,解决了井底火成岩掉块携带问题;同时该体系具有较好的抗污染能力,在被二氧化碳污染后,仍具有较好的性能,且易于处理。该井顺利完井,期间无任何事故复杂发生,创松辽盆地南部长岭地区地层埋藏层位最深记录。

塘29-26c区块非常规油气藏钻井液技术

塘29-26c区块主要目的层为一套泥岩和泥质白云岩互层的自生自储的非常规油藏,该油藏被多条断层切割,形成多个单斜断块,硬脆性泥岩、白云岩地层由于由于应力集中极易坍塌,邻井在施工过程中发生多次井漏、划眼、井喷及卡钻等事故复杂。在该区块新部署的3口评价井储层井段应用了BH-KSM钻井液体系,利用聚胺抑制剂、KCl和抗盐包被抑制剂的协同作用增强钻井液抑制性,使用抑制防塌剂BZ-YFT配合细目钙和抗盐降滤失剂BZ-JLS-I改善泥饼质量并控制好滤失量,使用低渗透封堵剂BZ-DFT配合不同粒级的刚性封堵颗粒QS-2,提高钻井液的高温封堵能力。应用结果表明,BH-KSM钻井液解决了硬脆性泥岩、白云岩地层的坍塌问题,顺利实现了对该区块非常规油藏的勘探开发。

青海柴达木盆地三高井钻井液技术

柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂,有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层,以往钻井事故和复杂频发,盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造,受造山运动影响,整体地层倾角为60°~70°,地应力较高且存在高压盐水层,压力系数多变,裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今,在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口,为做好各区块钻井液技术服务,施工前查阅相关资料,结合室内实验与现场试验,总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论,已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井,最高使用钻井液密度为2.35 g/cm^3,平均井径扩大率为4.67%,电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井;东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井,因漏失严重且井下复杂提前完钻,而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口,实现零事故复杂;2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井,完井测试均为区块高产井,平均日产天然气50×104 m^3/d。现场应用情况表明,抗三高钻井液体系配方简单,维护方便,具有良好的剪切稀释性,具备动塑比高、塑性黏度低等特性,环空压耗小,井眼清洁,具有良好的润滑防卡和防塌能力,可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻,形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。

刚性楔入承压封堵技术

刚性楔入承压封堵技术是以刚性封堵剂、可膨胀封堵剂和低渗透封堵剂进行架桥封堵的封堵技术,它利用在地层裂缝、孔隙中架桥、楔入、充填,以提高地层周向应力,达到提高地层承压能力的目的。根据SAN-2工程理论分布确定了刚性封堵剂的粒径级配,形成了适应不同漏失速率的承压封堵浆配方。并对刚性封堵剂与其他封堵剂进行了复配实验,实验结果表明,用刚性封堵剂与可膨胀封堵剂、低渗透封堵剂复配的封堵浆,能快速地在裂缝中架桥、填充,形成低渗透率的填塞层,封堵裂缝,承压能力达到7 MPa。现场试验33口井,显著提高了封堵成功率,节约了封堵时间,减少封堵浆消耗量,增强了地层承压能力,为优质高效地完成钻井施工提供了技术保障。

不同录井技术条件下钻井液数据资料的深度应用

随着油气勘探不断深入,储层评价难度的不断加大,随钻钻井液和后效中的油气显示特征越来越受到重视。为了解决钻井液资料如何应用的问题,基于综合录井、气测录井、三维定量荧光录井、地化录井的技术特征,从不同角度阐述了钻井液和后效的评价方向、分析方法、分析参数,通过实例验证钻井液录井分析在含水特征、含油特征、真假油气显示判断、后效归位等方面的应用成效,充分证明了录井钻井液数据分析的必要性和重要性。

福山油田流沙港组井壁稳定技术

福山油田下第三系流沙港组地层以泥页岩为主,层理、微裂缝发育,易发生泥页岩坍塌及电测遇阻等复杂事故,影响了钻井速度和油气层保护。通过对流沙港组地层矿物组分、理化性能、地应力及地层坍塌压力等分析,对井壁失稳的机理进行研究,研选出了强抑制、强封堵的有机盐钻井液。利用地层压力预测分析的成果,确定了合理的钻井液密度。通过现场应用解决了福山油田流沙港组的井壁失稳问题,缩短了钻井周期,钻井液密度和压力预测结果很好的吻合,平均井径扩大率为2.69%～8.38%,一次电测成功率为100%,钻完井过程中均无井壁坍塌等复杂事故发生。

自胶结堵漏技术研究与应用

为了解决裂缝性、缝洞性地层产生的恶性钻井液漏失问题,对这类漏失的堵漏开展了专项研究,形成了自胶结堵漏技术。该技术以胶结剂和膨润土为原料,采用"双液注浆法"的施工工艺,使堵漏浆滞留在漏失通道内,并发生化学反应,形成具有一定强度的固结体。室内研究结果表明,该堵漏浆具有密度低、黏度高的特点,在80℃下24 h抗压强度不超过11 MPa,有利于钻塞,固结时间可通过添加剂调节。针对裂缝性、缝洞性的恶性漏失,现场试验堵漏效果显著,为优质高效地进行钻井施工提供技术保障。

抗高温无固相弱凝胶钻井完井液技术

针对委内瑞拉西部BARUA区块产层泥砂岩互层多,砂岩胶结不充分,地层松散、易塌易漏、地温梯度高以及Barua区块油藏物性较差,产收率低的问题,为了保持井壁稳定、减少表皮污染,通过室内实验研究了BH-ELASTICOHTHP体系。该体系按照"流体套管技术"理念,利用体系高黏度特点,配合白云质碳酸钙有效封堵产层孔喉,稳定井壁和降低表皮污染;利用低剪切速率黏度高的特点实现井底净化和钻屑返出;该体系还具有抗高温、抗腐蚀性强、主剂材料易降解等优点,适用于低密度、低渗、成岩性差的地层。MGB-0066井现场试验应用表明,BH-ELASTICO-HTHP体系防漏防塌能力强,对储层和环境保护性好,该井产量超过邻井产量30%以上,达到了安全钻井和提高油井产量的双重目的。BH-ELASTICO-HTHP体系的"流体套管技术"理念也为老油田及低油藏物性油田的增产增收指出了方向。

伊拉克米桑Fauqi油田水平井造斜段钻井液技术

Fauqi油田水平井的造斜和稳斜井段一般在3 350~4 480 m,该井段属于白垩系,主要由灰岩、泥岩及页岩组成,地层岩性易发生垮塌,长期开采造成压力系数低,施工过程中又易发生井壁坍塌、黏附卡钻和井漏等复杂事故。针对该地层的特点,FQCS**井采用BZ-KSM钻井液体系。现场施工中,在BZ-KSM钻井液中引入了BZ-YRH,对改进钻井液流变性能,防止岩屑床形成起到了明显的作用;加入了BZ-YFT、纳米封堵剂及硅酸盐等处理剂,对提高钻井液的防塌抑制性能、防止钻屑分散具有明显的作用;由于地层易漏易塌,在五开直井段钻进过程中钻井液密度维持在1.22~1.28 g/cm^3之间,起钻换定向钻具前再将密度提高到1.35 g/cm^3。应用结果表明,该钻井液充分利用了K^+离子的抑制作用、硅酸盐的聚结封堵效果及高分子量聚合物的降滤失作用等,解决了抑制与分散、井壁垮塌与岩屑携带的问题,保证了施工井的顺利完成。

高滤失承压堵漏技术

高滤失承压堵漏技术是以高滤失堵漏剂进行封堵漏层提高地层承压能力的堵漏技术,该技术在压差作用下堵漏浆迅速滤失,形成填塞层封堵漏失通道,钻井液在填塞层表面发生滤失形成致密的泥饼,达到提高地层承压能力的目的。研制了一种高滤失堵漏剂,对钻井液流变性没有影响,堵漏浆30 s内API滤失量达180 mL以上,用重晶石粉可加重堵漏浆密度至2.3 g/cm^3。室内模拟封堵不同尺寸的缝隙性漏失,承压能力达到7 MPa。高滤失承压堵漏技术进行了7井次现场试验,结果表明:该技术堵漏一次成功率达71%,堵漏时间短3~4 h,为优质高效地钻井施工提供了技术保障。

雁探1“四高”井钻井液应用技术

雁探1井是中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司的一口重点矿权保护井,是青海油田柴达木盆地一里坪地区落雁山构造一口四开直井型风险井,完钻井深为5 909.95 m,钻探主要目的是探索落雁山构造E32～N1含油气性;了解落雁山地区古-新近系暗色泥岩发育情况以及生烃能力,为下步盆地腹部大型区带热成因气勘探研究及部署提供依据。该井地质条件复杂,没有任何实钻参考资料,存在高温、高密度、高压盐水层、高浓度CO_2等叠加复杂因素,实际使用钻井液密度高达2.50 g/cm^3,井底实测温度高达205℃,CO_2侵高达100%,加之多层高压盐水存在,是一口典型的"四高"井,钻井施工难度极大。优选采用了BH-WEI钻井液体系,围绕高温稳定性、抗酸性气体污染、抗盐水污染、高密度流变性、滤失量与流变性矛盾等技术难点,精细调整钻井液配方及维护处理措施,较好地解决了一系列技术难题和矛盾,顺利钻至设计井深5 700 m,后加深钻进至5 909.95 m突遇设计外的异常高压盐水层,由于关井压井时间过长,事故完井。该井技术难点典型,积累了宝贵的现场施工经验,具有很好的借鉴指导意义。

大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术

为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题,分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理,优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂,形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液,并对其性能进行了室内评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的性能,抗温达150℃,高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验,使用该钻井液后施工顺利,无井下复杂事故发生,井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。