准噶尔盆地南缘井壁失稳机理及对策研究

准噶尔盆地南缘深层钻井存在高温高压、井壁失稳等难题,现用油基钻井液技术面临巨大挑战.根据呼探1井复杂情况统计,基于对失稳地层岩样组构及特征的分析,揭示了井壁失稳机理.结合南缘深层钻井液技术需求,优选自主研发的纳米封堵剂、超细碳酸钙和弹性石墨形成粒度级配,构建了可有效封堵0.05～50.00 μm地层孔缝的油基钻井液体系...     

页岩气水平井防塌水基钻井液体系研究

为解决油基钻井液在页岩气水平井中应用时带来的环保问题和钻井液处理成本较高的问题,通过室内实验优选出了性能优良的封堵剂、抑制剂和润滑剂,并结合其他处理剂,研究出一套适合页岩气水平井的防塌水基钻井液体系,室内对其综合性能进行了评价.结果表明:钻井液体系经过130℃老化后,其流变性能稳定、滤失量较小,具有良好的耐温性能;钻井液体系低渗砂盘封堵实验的瞬时滤失量和静态滤失速率分别为0.6 mL和0.33 mL/min,具有良好的封堵性能;钻井液体系的抑制性能和润滑性能与现场油基钻井液体系基本相当,能够很好的起到抑制页岩水化分散和降低摩擦阻力的作用;另外,钻井液体系中加入20％NaCl、2％CaCl2和20％岩屑后,体系老化前后的流变性能和滤失量变化均不大,说明体系具有较强的抗污染能力.现场应用结果表明,使用防塌水基钻井液施工的X-101井钻井过程顺利,各项施工参数均达到设计要求,并且与前期已钻井X-3HM井相比,钻井周期、井下复杂时间以及平均井径扩大率均明显降低,水平段钻速明显提高,达到了良好的钻井效果.     

沾18-支平1井钻井液完井液技术

针对大井眼分支水平井钻井液要具有很强的悬浮携带能力、防塌、润滑性能和流变性能,采用纳米聚合醇防塌润滑钻井液体系。该体系以纳米乳液、无水聚合醇为主要处理剂,封堵防塌剂、抗复合盐降滤失剂为辅助处理剂。现场应用表明：纳米乳液、无水聚合醇在钻井液中加量分别为3%时,具有良好的润滑性、抑制性和防塌性能,良好的悬浮、携岩能力和流变性能;该体系性能稳定,API滤失量可控制在3mL以下,3.5MPa、120℃下的滤失量小于12mL,钻井液摩阻系数为0.02～0.03,摩阻扭矩小,井壁稳定,大井眼斜井段、多分支水平井段起下钻顺利,储层机械钻速15.05m/h;主井眼下入滤砂管、分支井眼裸眼充填MEG完井液保护油气层。该井正式投产日产油50吨,达到普通稠油热采水平井的2至3倍。     

致密油开发水平井段页岩坍塌周期的确定

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,具有很大的开发潜力,但长庆油田A井区在页岩油长水平段钻进时井壁失稳问题突出。现有的水平井防塌技术重点关注钻井液体系优化问题,无法给出页岩的坍塌周期。本井区页岩的主导坍塌机制是钻井液滤液沿天然微裂缝渗入地层,引起黏土矿物水化,导致岩石强度降低。考虑化学势变化和流体流动与骨架变形的耦合作用以及岩石吸水扩散过程和强度弱化规律,建立致密页岩井壁坍塌周期分析模型。结果表明:活度较低、膜效率较高的钻井液可以有效抑制地层孔隙压力增长;封堵性强的钻井液可以降低地层水含量的增长,减缓地层岩石强度的弱化;A井区使用密度为1.3 g/cm3的细分散聚合物钻井液体系和复合盐钻井液体系钻进水平段时井眼坍塌周期分别为4.5和9 d,而使用油基钻井液体系时相同密度下浸泡10 d井眼扩大率仅为4%,油基钻井液体系效果最好,坍塌周期大于10 d。     

页岩地层核壳结构纳米封堵剂研制及应用

页岩地层纳米级微孔、微裂缝极其发育,常规封堵剂粒径较大,难以对页岩形成有效的致密封堵。首先采用硅烷偶联剂KH570对纳米SiO_2进行超声表面改性,进而通过乳液聚合法,以苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯为单体,过硫酸钾为引发剂与表面改性纳米SiO_2进行接枝共聚,制备了一种具有核壳结构的纳米封堵剂。借助红外光谱、透射电镜、热重实验对产物进行了表征,通过页岩压力传递实验测试了其致密封堵性能,探讨了其作用机理。结果表明:该纳米封堵剂能够有效封堵页岩纳米级孔缝结构,阻缓压力传递与滤液侵入,显著降低页岩渗透率,提高裂缝性页岩井壁稳定性。以该纳米封堵剂为核心处理剂构件了一套高性能页岩水平井水基钻井液体系,具有较好的致密封堵、抑制、润滑等关键性能。该体系在威远区块X井三开长裸眼井段应用过程中,井眼始终保持稳定,摩阻低,定向段无拖压显示。     

永1-平1井清水河组钻井液技术

永1-平1井是永进油田的第一口超深水平井,主探侏罗系西山窑组,兼探三工河组及白垩系底部清水河组含油气情况。清水河组地层复杂,沿用聚磺混油钻井液体系,施工中发生卡钻事故。通过优选KCl-聚磺混油封堵钻井液体系,侧钻中采用钻井液密度径向力学支撑及物化封堵防塌、井眼净化及润滑防卡技术,配合相应的钻井液现场维护处理工艺,施工中钻井液体系流变性及沉降稳定性好,润滑能力强,解决了清水河组的井壁失稳问题;钻进中井壁稳定;起下钻畅通无阻,无复杂事故发生,顺利穿过清水河组。     

盐227非常规区块水平井钻井液技术

针对盐227区块地层岩性及非常规水平井钻井液技术难点,优选铝胺强抑制润滑防塌钻井液体系,该体系抑制性及封堵性好、润滑能力强,在盐227区块进行了现场应用,配合相应的维护处理工艺,解决了大位移井段井壁稳定、井眼净化及润滑防卡的难题,为加快该区块开发进程奠定了基础.     

鄂尔多斯盆地长7致密油体积压裂水平井产能预测研究

致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,采用体积压裂后形成复杂缝网系统,水平井单井产量大幅提高。目前的水平井产能公式很难适应于体积压裂水平井产能的预测。以鄂尔多斯盆地长7致密油为例,利用体积压裂水平井与直线无限井排直井的相似性,忽略了水平井筒内流体阻力的影响,将各条压裂缝之间的干扰问题转化为直线无限井排直井之间的干扰问题,依据势的叠加原理,推导出体积压裂水平井稳态产能公式。在推导过程中,考虑了储层的有效厚度、压裂改造后油藏等效渗透率、流体的黏度、水平井水平段长度、压裂段数、压裂段间距和井底流压等因素对水平井产能的影响,使水平井产能计算结果更加合理和符合实际。利用所推导的计算公式,结合鄂尔多斯盆地长7致密油特征,分析了影响水平井产能的几个重要因素,得出了水平井最佳压裂段间距和合理流压,其结果对致密油体积压裂水平井的设计具有一定的指导意义。     

水平井水平段轨迹控制技术探讨

水平井具有油层内穿行距离长、泄油面积大、单井产量高等优点,然而水平井轨迹控制却存在诸多难点,水平段轨迹精确控制就是其中之一。根据水平井水平段钻进的实际条件及现场的施工工况,总结出了水平段轨迹控制技术中的关键问题,分析了产生这些问题的原因,提出了相应的预防及解决的技术措施,期望对现场施工人员及科研工作者有所帮助。     

深井水平井水平段水力延伸能力评价与分析

对影响水平井水平段延伸能力的因素进行了分析,然后根据钻井液流体力学理论,建立了水平井循环压耗计算模型,分别对水平井总循环压耗和水平段环空压耗进行计算,进而求出了水平井水平段极限延伸长度值;对钻井液密度、钻井泵额定压力、岩屑床高度和钻井液排量对水平段水力延伸能力的影响进行了分析。研究表明,水平段水力延伸能力受钻井液密度、钻井泵额定压力、岩屑床高度和钻井液排量等多个因素共同影响。为了提高深井水平井的延伸能力,应使用较低密度的钻井液;尽量保持较低的岩屑床高度;钻井液排量应尽量小。同时还认识到,深井水平井水力延伸能力主要受到钻井泵额定压力的制约。研发高额定压力的钻井泵,是提高深井水平井水力延伸能力的主要措施。     

广西百色油田那读组油基钻井液技术

针对广西百色油田那读组地层复杂,在该地层钻进极易发生井壁失稳导致恶性坍塌的井下复杂情况,特别是 在水平井钻井施工过程中,更易发生恶性坍塌甚至卡钻的问题,开展了针对性的那读组水平井强封堵油基钻井液体系 研究。该钻井液体系以纳米级固液复合等封堵材料增强封堵性能,同时体系具有较强的抗污染性能、良好的润滑性 能等特性。该体系在坤8-6HF 井三开进行了现场试验,应用效果表明该体系能有效地保持井眼稳定,优质的油基钻 井液性能满足了安全钻井施工的需要,很好地解决了百色地区那读组水平井钻井过程中的恶性坍塌等技术难题。     

深层碳酸盐岩地层长水平段钻井井筒温度分布模型研究

为克服深层海相碳酸盐岩地层长水平段钻井作业过程中的井下高温问题,结合深层海相碳酸盐岩气藏长水平段钻井过程的特点,建立了综合考虑多源项、非牛顿流体螺旋流动、变热物性参数的钻井井筒瞬态温度分布数值模型。基于该模型,研究了水平段长度、循环时间、钻井液排量、入口温度对井筒温度分布的影响规律。结果表明：随着水平段长度的增加,井底温度会显著增加;增加循环时间、增加循环排量、降低钻井液入口温度等措施对降低深层长水平段井底温度的作用有限。可见,为保障深层碳酸盐岩油气资源开发的顺利进行,须提高旋转导向工具的耐温极限。     

塞平一井钻井液技术研究

为探索用水平井技术提高安塞油田低压低渗薄油藏的单并产量，长戾油田与西安石油学院合作钻成了一口井深１６５８．２７ｍ、水平并段长度２３６．１７ｍ的水平井—塞平一井．该井采用新研制的ＡＭＬ低固相钻井液在现场应用中较好地解决了井眼净化、井壁稳定、润滑防卡水平井钻井液的三大难题，配合工程措施顺利地钻成了这口井．在应用中探索了水平井使用层流携屑的措施，实现了聚合物钻井液滤失性与泥饼质量的统一，解决了两性离子聚合物钻井液抑制能力不足的缺陷，探索出钻井液复合技术，对钻井液工艺有新发展．     

页岩气水平井井壁稳定影响因素与技术对策

国内绝大多数页岩气水平井在页岩层段钻井过程都发生过坍塌,严重影响了钻井周期及后续压裂施工。由于页岩气井水平段一般较长,普遍在1000m以上,而且页岩地层层理发育,产状多变,岩石性质硬脆,水敏性矿物含量高,很容易发生井漏坍塌等问题。本文通过分析认为影响页岩气水平井井壁失稳的因素主要包括页岩的综合特性,地质力学因素,钻井液的综合性质及其他工程因素。解决页岩气水平井井壁失稳的首要途径是认识层理页岩的特殊力学特性,重点研究不同钻井液体系对其力学特性的影响程度及影响规律（也是钻井液优选的重要依据之一）;再次需要对地应力场进行综合研究;最后通过采用合理的井壁稳定力学模型获得控制井壁失稳的钻井液密度范围,配合使用快速高效钻具,才能最大程度确保井壁稳定。     

一种生物合成基钻井液在长宁气田的应用

针对页岩气水平井用油基钻井液环境污染性强、废弃物处理难度大等缺点,开展了一种新型的页岩气井用环保型钻井液体系研究。通过生物合成基础油制备和系统配方性能实验评价,研发了一种以改性植物油为连续相,盐水为分散相的油包水乳化钻井液体系;该体系不含芳香烃等组分,易生物降解,废弃物满足环保标准。将生物合成基钻井液在长宁气田HA平台3口井中进行了应用,应用效果表明,该体系抑制性、封堵性和润滑性好,能保障钻井、电测和下套管等作业顺利施工,环保风险和废弃物处理成本低。     

页岩地层水基钻井液研究进展

开发能满足页岩长水平段钻井井壁稳定要求的钻井液是页岩地层安全钻井的一项关键技术。目前广泛采用的油基体系具有高成本、高污染的缺点。归纳了具有仿油基性能以及防塌防水化的各种新型水基钻井液,包括成膜钻井液(MEG钻井液、甲酸盐钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液)与隔膜钻井液的防塌成膜机理及其优良特性和现场应用情况,新型纳米钻井液技术的研究进展。建议加强成膜机理的进一步研究,并提高该类钻井液的润滑性、防卡性及膜效率,开发适应具有时敏性的长段页岩钻井的防塌成膜处理剂,并加强在国外页岩气钻井中已实践的纳米钻井液的研究。     

深井高密度盐水钻井液流变性控制技术

肯基亚克盐下油田属高压油气藏,石炭系灰岩油层孔隙压力系数高达1. 90~1. 94,裂缝发育,漏喷同层,钻井液安全密度窗口窄,极易出现先漏后喷的复杂局面,钻井液流变性成为影响井下压力平衡的重要因素。高密度盐水钻井液因固相含量高、固相容量限低,流变参数总体上偏高,调整和控制较为困难。在分析各种影响因素的基础上,建立了一套以控制劣质固相、维持化学抑制性和等浓度维护为核心的高密度盐水钻井液流变性控制技术。经肯基亚克盐下油田20多口井的现场应用,取得了流变参数大幅度下降,流变性显著优化的效果。     

元坝超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术

元坝气田是世界上埋藏最深的海相酸性气田,其长兴组主力气藏具有埋藏超深、高温、高压、高含硫化氢、储层薄横向变化大、气水关系复杂等特征,常规直井、定向井产量低,方案设计采用水平井开发。该区钻井面临“硬、塌、卡、漏、喷、毒”等挑战,复杂事故多,施工难度大,安全风险高。为此,从地层三压力特征和实钻资料分析入手,研究提出利于封隔复杂井段的五开制井身结构方案和利于轨迹优化调整的常规定向钻具组合设计。所形成的井身结构优化和轨迹控制技术已成功应用于10 口超深水平井,保证了方案部署井的安全顺利实施,实现了优快钻井和水平段长穿优质储层的目标,完钻井测试均获得了高产,创造了多项国内外钻井工程新纪录。     

金山气田强抑制防塌钻井液研究与应用

金山气田泉头组、登娄库组和营城组地层富含水敏性泥页岩,在钻井过程中经常发生垮塌、卡钻、井漏、扩径和泥包钻头等复杂情况。针对该区块的地质特性和钻井要求,在处理剂的优选实验和邻井成熟体系配方的基础上,研制了一种以聚胺FB40为抑制剂、KFT和JS-9为防塌剂的强抑制防塌钻井液,并进行了性能评价。室内实验结果表明,该钻井液体系具有流变性能良好、抑制性强、滤失量低、防塌效果显著和滤饼质量优良的特点。在梨6-6HF井的现场应用中,钻井液性能稳定,无垮塌现象,起下钻、电测和下套管作业无遇阻,很好地满足了现场钻井施工的需要。