抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅰ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及处理剂作用机理发展概况,国内外抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,国内抗高温钻井液体系的现场应用概况、抗高温钻井液流变性研究、高密度钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

干热岩抗高温环保水基钻井液体系

传统能源储量日益减少，干热岩类新型能源的开发变得尤为重要。然而干热岩井底温度较高、井深较深且存在造斜井段、其周边有自然保护区，对钻井液的高温稳定性、环保性有着严格的要求。如果能设计高效的抗高温钻井液体系，将会对干热岩的开发起到事半功倍的效果。因此对30余种处理剂进行常规性能测试与热滚老化实验，通过控制变量、正交实验等方法，根据干热岩特征对钻井液的组分、含量进行设计筛选，得到一套干热岩抗高温钻井液体系，并对该体系在不同温度、密度、老化时长的条件下进行抗温性能测试。实验结果表明，该钻井液体系在240 ℃高温下依然有较好的高温稳定性；该体系采用聚合物类处理剂，其内部形成的网架结构稳定，不易被高温破坏，同时针对地层特点而设计的泥饼薄且有韧性、对井壁侵蚀性较小；除此之外还采用了白色无污染原材料，不含磺化、油基成分，性能环保，对周边环境污染性小。      

海南福山凹陷花东1R井干热岩钻井关键技术

为探索海南岛福山凹陷古近系流沙港组流三段、长流组热储情况,在花场区块部署了第一口干热岩探井花东1R井,该井钻探中存在下部地层可钻性差且井眼轨迹控制难度大、深层取心收获率难以保障、地层温度高影响钻井液性能稳定与固井质量等一系列问题。为保证花东1R井顺利完钻,在分析该地域地质构造与岩性特征的基础上,采用牙轮钻头+螺杆的钻具组合及抗高温井下测量仪器,钻进定向井段;根据取心井段地层特点,优选取心工具和优化取心钻井参数,提高取心收获率;采用抗高温钾盐聚合物钻井液解决钻井液在高温环境下性能稳定性差的问题;采用抗高温双凝水泥浆和采取针对性的技术措施,保证高温环境下的固井质量。花东1R井实钻过程中应用上述技术措施,克服了由地层可钻性差和地层温度高引发的钻井技术难点,顺利完成钻井施工,为海南岛干热岩钻探提供了借鉴。      

无粘土相钻井液的研究与应用

介绍了抗高温无粘土相钻井液的配方及性能,该钻井液体系的特点是:粘土抑制性强;能耐150℃以上的高温,可抗4％的NaCl或0.33％以上的CaCl_2.在老30井的古潜山灰岩地层进行了现场应用表明,无粘土相钻井液性能稳定,维护工作量小;高温热稳定性好;携屑能力强;润滑性优良;使机械钻速得到了提高。     

抗高温水基钻井液技术研究与应用现状及发展趋势(Ⅱ)

综述了高温对水基钻井液的要求及抗高温水基钻井液的特点,超深井钻井技术对抗高温水基钻井液的新要求,国内外抗高温水基钻井液处理剂及其作用机理发展概况,抗高温水基钻井液体系发展概况,国内外抗高温水基钻井液评价方法及评价实验装置发展概况,抗高温钻井液流变性研究、高密度水基钻井液流变性,抗高温钻井液技术面临的问题及抗高温钻井液体系发展方向等。     

高温钻井液多因素腐蚀研究现状及发展方向

随着我国大陆科学钻探、非常规油气和清洁能源(干热岩)的勘探与开发,高温钻井液在地质钻井中的作用日趋重要。地质钻探高温钻井液是一种多组分体系,高温钻井液对钻具的腐蚀较常温常压下更为复杂,钻井液组成及使用环境与其腐蚀密切相关,对于研究钻具腐蚀与防护具有重要的意义。本文通过调研国内外高温钻井液缓蚀剂、体系及评价方法,探讨了钻井液多因素腐蚀难点及未来发展方向。     

大庆油田深井钻井完井技术的新进展

通过深井钻井速度、抗高温钻井液体系、深井固井综合工艺技术在大庆油田所钻14口深井上的现场试验与应用，形成了一套适合大庆松辽盆地深井特点的钻井完井配套技术，满足了勘探生产需要。在高温硬地层的深井钻井完井技术上实现深井钻井速度、井身质量、固井质量等三项突破，其中抗高温钻井液体系和抗高温水泥浆体系取得了突破性进展，深井钻具防失效技术、高陡硬地层防斜技术、不钻胶塞双级注水泥工具、长封井段固井配套技术得到了进一步的发展和完善。     

基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术

南海东部惠州区域上部古近系地层煤层易掉块,硬脆性泥页岩水化膨胀后存在井壁垮塌风险,而下部前古近系火成岩地层温度高、岩石致密、孔渗低,这些地层特点要求钻井液体系具有良好的抑制性能、封堵性能、抗高温性能和储层保护性能,而常规钻井液体系无法同时满足要求。结合邻井资料、地层岩性特点及地质要求,在上部古近系地层使用强封堵聚合物钻井液体系,该体系具有良好的泥页岩抑制性能,且在复合堵漏剂加量仅4%时就具有良好封堵性能;下部前古近系地层使用抗高温无固相钻井液体系,该体系可满足井底150 ℃高温要求,且岩心渗透率恢复率达85%,储层保护性能好。现场应用表明,在上、下地层分别使用两种钻井液体系,解决了古近系煤层掉块、硬脆性泥页岩垮塌问题,满足了前古近系地层高温和储层保护要求,不仅确保了井下作业安全,也为测试作业顺利进行提供了保障,该研究为同类地层钻井钻井液体系优选提供了借鉴。     

抗高温高密度钻井液在印尼LOFIN-2井的研究和应用

LOFIN-2井是部署在印尼东部塞兰岛的一口重点探井,垂深为5861 m,为印尼陆上最深井。该井高温高密度井段预测井温为150~180℃,密度为2.10~2.16 g/cm3,发育裂缝性页岩、含高压盐水层,易发生诱导性井漏和盐水侵,并且发育粉砂质泥岩,易分散造浆使抗高温高密度钻井液的流变性难以控制。针对LOFIN-2井高温高密度和地层特点,提出了钻井液设计性能参数,并进行现场验证,从抵抗温度对钻井液性能破坏出发,优选抗温处理剂,研制出一套抗温180℃、密度2.10~1.26 g/cm3的水基钻井液体系,该体系在现场应用性能稳定,配制维护简单,应用效果良好,为该区块后续高温高压钻井液体系提供了一种选择。      

干热岩地热开发钻井技术难点与对策

干热岩资源的勘探与开发首先需要解决深层、高温、硬质和易失稳地层的钻井问题。通过研究干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩钻井施工的主要技术难点。调研了国内外油气钻井技术的耐高温性能指标,分析了高效破岩工具、随钻测控仪器、钻井液体系和固完井技术的适用性,并对气体钻井、干法固井和泡沫增压钻井等技术进行了可行性分析,在此基础上探讨了我国干热岩钻井技术的发展方向和亟待解决的若干问题,以期为干热岩地热开发的钻井方案优选和钻井技术攻关提供借鉴。     

油气钻井技术在干热岩开发中的适应性分析

干热岩地热资源潜力巨大,其开发技术主要依赖于油气钻井技术的移植。鉴于干热岩地热资源的特殊性,需要分析油气钻井技术在其开发中的适应性,以便进行改进,从而更快、更好、更经济地开发该资源。在分析干热岩地热资源地层分布特征及其与常规油气资源异同点的基础上,总结了干热岩地热资源开发对钻井工程方面的技术需求;结合当前油气资源开发在安全高效快速钻井、耐高温、高效破岩、高精度表征描述、低成本开发等方面的技术特点,分析了常规油气钻井技术在干热岩地热资源开发中的适应性,明确了可移植于干热岩地热资源开发的油气钻井技术,提出应重点研制耐高温井下工具和工作流体。研究表明,部分油气钻井技术可移植于干热岩地热资源开发,但是鉴于干热岩地热资源对钻井技术的特殊要求,还需要开展针对性的科技攻关。      

胜利油田保护储层的水平井钻、完井液技术

胜利油田的水平井钻、完井液开发应用已经有20余年历史,形成多项具有胜利特色的保护油气层的钻、完井液技术.从低密度钻井液、全油基钻井液完井液、保护低渗储层钻井液完井液、非渗透钻井液完井液和特殊的分支井钻井液完井液技术等5个方面进行了阐述.研究发现,在水平井钻、完井液技术中,最重要的是要保持钻井液具有强润滑性能、携岩性和储层保护性.在特强水敏性地层,需要采用全油基钻、完井液体系;在将来的水平井钻、完井液技术中,要特别注意采用全过程欠平衡钻井结合使用低(无)伤害体系;在储层钻进中建议使用专门的储层钻开液,以最大程度保护储层;钻完井后,需要实施高效解堵技术,特别是无伤害解堵技术(免酸洗和自解堵技术).实施以上技术可以建立有效的储层-油气井通道,实现油气产量最大化.     

国外礁灰岩漏失地层钻井技术

礁灰岩漏失地层是一类结构脆弱,并含有大量孔洞和气体的特殊地层,常常是严重井漏与天然气的井喷井涌并存.解决这类地层的漏失问题对中国海相地层各种严重漏失地层钻井技术的发展有借鉴怍用.讨论了礁灰岩漏失地层的特点,综述了国外4个油田的礁灰岩漏失地层的钻井技术.礁灰岩漏失地层的流体通道是孔洞和岩石碎裂的裂缝,流体易出易进,渗透率极高,气体上窜速度快;岩石本体强度低,易碎裂,可钻性好;采用普通的堵漏工艺无法制服礁灰岩漏失地层的井漏.采用浮动钻井液帽(floating mudcap)技术钻礁灰岩漏失地层,能够快速穿过漏失地层,降低钻井成本.该技术的工艺要点为:用清水作钻井液、高粘度钻井液稠浆作清扫液,边漏边钻,将钻屑带入漏失地层;在钻井、起下钻、电测和下套管等全部现场作业中连续不断地灌入具有适当密度的高粘度稠浆作为环空压井液.运用float-ing mud cap技术的关键是井控技术的可靠性和水源、环空高粘度钻井液的储备.     

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4000~5600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

南堡潜山油气层钻井完井液技术

冀东油田南堡潜山油气藏埋藏深(4 000~5 600 m),地温梯度大(4.22°/100 m),井底最高温度为223℃,地层压力系数低,为0.96,储层微裂缝发育,气油比大。为满足其储层保护和安全生产的需要,研究了抗220℃高温低密度低固相钻井液和抗170℃高温冻胶阀技术。抗高温低密度低固相钻井液选择2种四元共聚物分别作抗高温增黏剂和抗高温降滤失剂,并配合使用SMP和SPNH以及耐温封堵剂FT3000,抗高温水包油钻井液由研制的抗温能力强、抗盐能力好的HWZR和HWFR乳化剂,优选出的增黏剂HVF-H和抗高温降滤失剂HWFL-H与HVS-H等组成,2套体系在220℃老化48 h性能良好,可满足井眼清洁的需要,使用密度范围为0.98~1.08 g/cm3;抗高温冻胶阀实现了起下钻和套管回接过程分隔油气层和保护油气层的目的。目前已钻井22口,8口探井应用了抗高温低固相钻井液,13口开发井应用了水包油钻井液,2口井应用了抗高温冻胶段塞封堵技术,均取得良好的效果,确保了全过程油气层保护。     

气体钻井转化常规钻井的替入钻井液技术

针对全国大规模推广应用气体钻井技术的情况,详细地分析了气体钻井所形成的井眼条件和替入钻井液时可能发生的井下复杂。气体钻井时,在井眼周围地层岩石应力得到充分释放,形成更多的应力释放缝,加之井壁岩石干燥,没有滤饼保护,当气体钻井完成后替入钻井液时,易引起多种井下复杂。针对替入钻井液后可能发生的井下复杂,提出了气体钻井转化常规钻井的替入钻井液优化配方及现场工艺技术对策,并通过多口井的现场试验,对降低井下复杂,缩短恢复常规钻井的周期见到了明显效果。     

保护裂缝性碳酸盐岩油气藏的钻井完井液

根据对碳酸盐岩储层岩性,物性和敏感性的分析,室内优化了一套保护裂缝性碳酸盐岩储层的ＭＭＨ正电胶钻井完井液,并对碳酸盐储层的水锁效应及应力敏感性进行了评价。室内及现场实际井浆的分析结果表明,该配方对裂缝性碳酸盐岩储层具有良好的保护效果。文中还对ＭＭＨ正电胶钻井液保护裂缝性储层的机理进行了分析。     

一种预测钻井液产生泥球的室内实验方法

钻遇某些软泥岩地层时,钻井液上返过程中易形成泥包现象。为了预测钻井过程中所采用的钻井液是否会产生泥球,通过评价钻井液性能的常用设备,利用含水岩屑颗粒和一定粒径的钢球以及滚动老化模拟在井下岩屑随流体运动的过程,提出了具体的实验参数,建立了一种系统评价泥球产生情况的方法。实验结果表明,该方法可以对不同类型的钻井液在即将使用的过程中泥球产生情况进行预测。实验结果与现场实况相符,得到所试用的水基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为20 min,目标温度为90℃;所试用油基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为30 min,目标温度为120℃;同时该方法得到的实验结果还可作为优化钻井液性能的依据,提高钻井过程中的作业效率和安全性。      

一种低土相高密度抗钙钻井液体系

土库曼斯坦阿姆河右岸区块地层基莫利阶为一套盐岩及石膏岩,且含有高压盐水层,在钻进该井段时,高密度钻井液易被侵入的钙镁污染,导致钻井液的流变性、滤失量等性能发生剧烈变化,流变性与沉降稳定性更加难以平衡,易导致复杂情况发生。针对现场地层情况,研究开发了一种低土相高密度抗钙钻井液体系D-ULTRACAL,通过使用新型增黏降滤失剂DSP-1,减少膨润土的加量,提高了钻井液的抗钙能力,并保持较低的滤失量;应用钻井液密度为2.0 g/cm3,以防止井涌,稳定井壁;钻井液含有浓度接近饱和的氯化钠,可以抑制盐膏层的溶解。该体系抗温达150℃,API滤失量小于3.0 mL,高温高压滤失量小于15.0 mL ;抑制性强,与自来水相比,岩屑回收率提高率达113.7%,岩心膨胀降低率达80.5%;抗钙离子污染能力达4 936 mg/L。在土库曼斯坦阿姆河右岸区块基尔桑气田Gir-24D井的现场试验表明,该钻井液体系在钻巨厚盐膏层特别是厚石膏层时具备优异的流变性能和滤失性能,现场钻井过程顺利。