延长气田石千峰组与石盒子组井壁失稳机理的研讨

延长气田钻进石千峰组与石盒子组过程中经常发生严重井塌。通过对该气田地应力、坍塌地层岩石力学性能、矿物组分、理化性能的测定,地层3个压力的计算,钻井液抑制性、封堵性、浸泡时间对岩石强度及坍塌压力的影响实验研究,以及对测井资料和已钻井资料的综合研究分析,揭示了该气田钻井过程井壁失稳的机理,为解决该气田井壁失稳技术难题提供理论依据。分析得出井壁失温的潜在因素有:地层属于强硬脆性地层,具有在远低于峰值应力的状态下进入扩容状态的特征,压力波动易导致井周微裂缝扩展、交汇,形成不稳定的高渗带;该气田不存在强构造应力,但存在扭转,地层裂缝发育;地层属于晚成岩期,泥岩泥质含量高,弱分散,中强膨胀,需加强钻井液的抑制水化膨胀作用。井壁失稳的主要原因为:钻井液密度低于地层坍塌压力的当量密度,空井时间过长时会造成坍塌压力增高,进一步加剧井塌;现场所使用的钻井液的封堵性不良,在井壁与微裂缝相交的界面上不能形成有效的封堵。     

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遏阻等复杂事故,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.     

华北古近系及潜山内幕地层井壁稳定性研究

华北油田古近系地层以砂泥岩为主体,间或有玄武岩、煤层等,存在不同压力系统,复杂情况以垮塌、漏失、遇阻、划眼为主,潜山带灰岩地层裂缝发育,卡钻和井漏事故多发,钻井复杂事故占全井的73.62%。从矿物组分分析、岩石力学特征、地应力测试、钻井液浸泡的影响入手,探索出古近系地层井壁失稳机理。古近系地层黏土矿物含量高,岩石水化膨胀严重,地层岩石黏聚力和内摩擦角变化幅度大（6~25 MPa、26°~45°）,长时间浸泡后易形成缝网,当钻井液液柱压力高于坍塌压力达到某种程度时,裂隙宽度呈几何倍数增加,导致井壁掉块;奥陶系和蓟县系灰岩地层地应力差相对较大,岩石微裂缝发育,高地应力作用下易产生微裂缝,且多沿弱面破坏,而引起坍塌和漏失。为解决以上问题,在KCl-聚磺钻井液中引入了聚胺抑制剂和纳米防塌封堵剂BZ-PNP,提高抑制性和封堵能力,并增大润湿角,降低岩石亲水能力。该技术在阳探1、文安101x、安探1x等深井古近系地层进行了应用,取得了井壁稳定、钻井复杂事故为零的效果,其中阳探1井顺利钻穿邻井垮塌严重的大段泥页岩地层,平均井径扩大率1.8%,最大井径扩大率14.82%;安探1x风险探井钻井液密度最大为1.50 g/cm3,低于邻井的1.69 g/cm3。得出,在华北古近系地层使用密度过高的钻井液钻井,会增大微裂隙开启程度,并增加地层的吸水量,建议在井控安全前提下以高过坍塌压力当量密度15%为宜。      

钻井液处理剂对长宁地区页岩抗压强度的影响研究

解决井壁失稳问题的核心是降低水基钻井液密度,进而改变坍塌应力大小。通过三轴岩石强度测试仪RTR-1000,研究经不同处理剂及体系浸泡24 h后所表现出的应力—应变规律及浸泡前后岩石力学性能、岩石变形和破坏规律,从而对钻井液处理剂及体系进行筛选和优化研究。实验结果表明,增强钻井液体系的封堵和抑制能力可以有效降低地层页岩的坍塌应力。在钻井液中加入无机盐KCl和有机盐甲酸钾可以增强页岩的强度;通过封堵剂中软化粒子以及聚合醇的浊点效应使岩石的残余强度增大,抗压强度增大。通过实验和理论研究,得到钻井液处理剂影响页岩强度的因素和规律,从而为防塌钻井液体系封堵剂和抑制剂等钻井液处理剂的优选提供理论和数据支持。同时为降低页岩地层坍塌压力,保持井壁稳定、提高机械钻速和为井下安全工作提供新的思路和方法。     

裂隙发育硬脆性泥岩井壁失稳机理及其解决措施

高邮凹陷钻进深层戴南组与阜宁组裂隙发育泥岩时发生井壁失稳,造成起下钻、测井遏阻卡,影响钻井速度及地质资料的录取、延误深层油气藏勘探/开发工作的进程.为提高深层钻井速度,通过对已钻井资料及坍塌地层组构特性分析,探讨了戴南组与阜宁组裂隙发育硬脆性泥岩井壁失稳机理,研究出提高该类泥岩封堵性的钻井液技术对策.采用醋酸钾、聚胺、大分子聚丙烯酰胺作为抑制剂,采用特种润滑剂RH85、特种封堵剂NF-25与ZHFD、成膜剂CMJ-2等复配作为封堵剂所组配的强抑制强封堵醋酸钾聚胺钻井液,能抑制裂隙发育硬脆性泥岩开裂,可用于裂隙发育硬脆性泥岩地层钻井施工.     

宝南侏罗系地层井壁失稳机理的研讨

宝南区块自1996年7月开始钻探到目前为止共完钻5口井,这5口井在钻进侏罗系地层时均不同程度地出现了起下钻阻卡、卡钻、测井遇阻卡、断钻具、井漏等井下复杂情况与事故,严重影响了钻井周期,其原因是泥页岩/煤层井壁坍塌与砂砾岩蠕变缩径引起的井壁失稳.室内研究结果表明,井壁坍塌的根本原因是5口井的使用钻井液密度皆小于计算坍塌压力.砂砾岩地层井眼缩径的原因是这类地层具有一定的流变性,特别是在钻井液长期浸泡的情况下,地层向井眼内蠕变,导致井眼缩径.采用改进的三轴岩石强度试验机作试验装置,对砂砾岩地层的蠕变特征进行了测试,并在此基础上研究了井眼缩径的原因及对策.依据实验结果对砂砾岩地层井眼缩径率的计算结果表明:井眼缩径率随着井眼钻开时间的增加而增大,随着钻井液密度的增大而逐渐减小,而且不同类型钻井液在相同密度的情况下,井眼缩径造成阻卡的时间不同,例如采用醋酸钾强封堵钻井液或全油基钻井液,在使用合理的钻井液密度的情况下,可以延长安全钻井周期.     

埕海油田2区沙河街组地层井壁失稳原因及对策

埕海油田2区沙1段地层在钻井过程中,井壁失稳,垮塌严重。通过分析沙1段地层岩性、矿物组分、理化性能、三个压力剖面、钻井液的抑制性与封堵性对该段地层力学性能与坍塌压力的影响,认为造成该地层发生井壁失稳的主要原因是,钻井液密度低于地层坍塌压力当量钻井液密度（考虑实际井身剖面、地应力与岩石力学性能等因素计算）、钻井液封堵性与泥饼质量差。提出了以下技术措施:先根据地层特性选择钻井液体系,再根据所钻井实际井身剖面、地应力、岩石力学性能确定的地层坍塌压力系数确定钻井液密度,最后通过对钻井液进行维护处理增强钻井液的抑制性和封堵性。在张海21-21L井直径155.6 mm井眼侧钻过程中的应用表明,该技术措施较好地解决了沙1段地层的井壁失稳难题,顺利钻穿易坍塌的沙1段,仅用时7 d就钻至完钻井深（4 070 m）,且测井、下筛管和完井等作业均顺利完成。      

北部湾涠西钻井液技术

涠西地区地质构造复杂,尤其是涠洲组涠二段和流沙港组流二段泥页岩地层断层多、地层破碎,微裂缝发育、水敏性强,在钻井过程中极易发生井壁坍塌、漏失,甚至发生卡钻事故。通过分析研究涠西南地区易垮地层岩性、硬脆性泥页岩的垮塌机理,研发了KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液体系,并利用这一体系已成功完成了海2井、涠4井、涠5井的施工。现场应用表明,该钻井液有良好的抑制性和封堵性能,保证了井壁的稳定及井下安全。应用该钻井液已成功施工3口井,井径较规则,无井下复杂情况,成功解决了涠西地区的井壁稳定问题,并在涠4井试油过程中发现高产油气流,日产油气超过千吨。     

天长深层泥页岩井壁失稳机理及防塌对策

天长地区深层泥页岩钻井中发生井壁失稳,造成起下钻遇阻、长时间划眼、电测阻卡、填井侧钻等复杂事故,大幅增加钻探成本,影响钻井速度和电测资料的获取,延误该区深层油气藏勘探开发进程。为此,通过对已钻井资料及坍塌层组构特性分析,探讨了阜宁组泥页岩井壁失稳机理,研究提出整体抑制、分级封堵、协同增效的钻井液防塌对策。在室内研究基础上,采用聚胺、聚醚多元醇及纳米封堵剂与江苏油田常用复合金属离子聚合物钻井液体系复配,建立了强抑制强封堵聚醚醇胺钻井液体系配方。室内研究与现场应用表明,该体系能有效抑制天长地区深层阜宁组硬脆性泥页岩井壁失稳,为深层硬脆性泥页岩地层钻井施工提供了钻井液技术借鉴。     

泥页岩地层微纳米封堵水基钻井液技术研究

泥页岩地层钻井过程中容易发生井壁失稳问题,钻井液滤液侵入后,泥页岩水化膨胀产生的膨胀压加剧了裂缝的扩展,降低了岩石强度;钻井液的压力传递作用会减少液柱与井壁岩石的压差,降低了钻井液液柱对井壁的支撑作用.本文优选了纳米封堵剂GW-NBA、亚微米封堵剂GW-MPA、超细钙、磺化沥青作为钻井液的封堵剂,将刚性封堵剂与柔性封堵...     

苏里格气田水平井斜井段防漏防塌钻井液技术

苏里格气田水平井斜井段施工中漏层、垮塌层在同一裸眼井段中,漏失、垮塌矛盾突出,尤以苏54区块最为明显。该区块刘家沟组承压能力低,易漏失,双石层组坍塌压力高,易垮塌,代表了苏里格气田地层主要特性。针对该技术难点,通过室内配方优化,研究出一套“低土相、强封堵、低密度”的复合盐钻井液体系,使钻井液中含有一定的有用固相,加入2%乳化沥青、3%超细碳酸钙和1%聚乙二醇,并在井斜30°后加入适量预水化白土浆,将使钻井液中膨润土含量控制在50 g/L以内,有效地增强体系的护壁性,改善泥饼质量,同时提高钻井液的动切力,增强其携砂洗井能力,降低钻井液密度和施工排量。现场应用证明,该体系适合苏里格气田的地层特点,具有很好的防塌性,较强的防漏能力,应用效果显著。      

川西南部沙湾组-峨眉山玄武岩井段井壁失稳机理分析及应对措施

针对川西南部地区沙湾组、峨眉山玄武岩存在严重井壁失稳、垮塌卡钻复杂频繁的难题,结合岩石失稳机理分析及现场工况分析,优选出一套适用于该井段的强抑制、强封堵型钻井液体系。该体系的滚动回收率达99.98%,FL_HTHP为3.6mL,FL'_HTHP为4.8 mL,FL_砂床为4.4 mL。并设计了专项封堵段塞,制定了封堵段塞施工工艺。钻井液配方为:（0.5%~2.0%）土+（0.5%~1.5%）PAC-LV+（5%~6%）SMP-3+（2%~3%）JNJS-220+（0.3%~1.5%）NaOH+（1%~3%）FT+（0.1%~0.3%）聚合醇+（0.4%~1%）CQ-SIA+（6%~8%）WND+（5%~10%）有机盐+3%超细碳酸钙+重晶石。认为应提高随钻堵漏能力、增强泥饼井壁吸附性及黏弹性、在井壁上形成一层具有防渗透和防冲刷能力的封堵层,减缓井下机械碰撞、钻井液冲刷、应力激动对岩层的二次破坏。      

裂缝性泥页岩地层防塌误区及强封堵防塌对策

对于裂缝发育等破碎性地层,在井筒内外压差作用下钻井液极易沿裂缝等天然通道侵入地层,致使近井裂缝发育带孔隙压力增加,引发泥页岩水化膨胀及强度性能下降,导致坍塌压力增加,从而使得井壁垮塌越加严重,搞清破碎性地层垮塌机理至关重要。结合延安气田石盒子和石千峰组裂缝性泥页岩“越提密度、垮塌越严重”井塌处理误区,指出缺乏对裂缝有效封堵是症结所在。为此提出适用于裂缝发育等破碎性地层“封堵为先、抑制水化、合理密度”的防塌技术对策,在此基础上,优选出延安气田强封堵钻井液配方并在现场成功应用,相关技术思路及研究成果可为类似破碎性地层防塌提供参考。      

微纳米井壁强化技术在长宁“大坝东”区域的应用

长宁公司“大坝东”区域受构造作用、岩性组分等因素影响,龙马溪组微裂缝发育,原生孔径主要分布在0.05～2 μm之间,地层稳定性差,钻进过程阻卡严重,单纯通过上提钻井液密度,未能有效控制井眼垮塌,且钻井现场的封堵类添加剂属于微米级,缺乏纳米级封堵添加剂,不能有效封堵纳米级孔缝,同时不利于形成渗透率更低的封堵层,阻缓井筒压力向地层传递。引入纳米级石墨烯封堵剂,补全钻井液微观固相级配,配合地质力学建模,确定合理的密度,匹配性能调控工艺,形成微纳米井壁强化技术。在宁209H69平台现场应用过程中,钻井液性能稳定,全井段无事故复杂,平均井眼扩大率不大于8%,井径规则,有效地预防了井眼垮塌。      

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/cm3之间,起钻换定向钻具前再将密度提高到1.35 g/cm3。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。      

塔河南岸跃满区块三叠系防塌钻井液研究与应用

针对塔河南岸跃满区块三叠系井段井壁垮塌严重的问题,对井壁失稳机理及防塌钻井液体系研究。三叠系地层岩性为泥岩和砂泥岩,黏土矿物含量为28.6%,黏土矿物中伊蒙混层含量45%,岩石吸水后抗压强度下降,现场钻井液密度低于井壁坍塌压力当量密度,这些是井壁坍塌的主要内因。现场钻井液滤失量大、泥饼厚而韧性差,岩屑滚动回收率和线性防膨率低,封堵性差,固相颗粒粒径分布不合理,这些是井壁坍塌的主要外因。通过优选降滤失剂、复合防塌抑制剂,引入防塌封堵剂FTDA等研究出防塌钻井液体系。该体系API滤失量和高温高压滤失量低,泥饼薄而且韧性好;岩屑滚动回收率比现用体系提高15.7%,对砂盘的封堵性提高50%以上。现场应用时钻井液流变性稳定,滤失量低,无卡钻、无掉块现象,平均井径扩大率为10.35%,比该区块平均井径扩大率下降50.24%。该体系的应用为跃满区块三叠系井壁稳定提供一种新的技术思路。      

微纳米封堵技术研究及应用

KL3-2油田开发井中东营组下段和沙河街组泥页岩易剥落掉块,导致严重的井下复杂情况。通过X射线衍射、扫描电镜、孔径分布测试、理化性能分析、岩样浸泡实验、岩样自吸水实验等,分析了该地层井壁失稳机理。结果表明:该地层脆性矿物含量高达60%以上,膨胀性黏土矿物含量低,基质微孔隙、微裂缝、层理发育,属于典型的硬脆性泥页岩。钻井液滤液在毛细管力和压差作用下沿微裂缝侵入地层内部,微裂缝、微裂隙的延伸、扩展是泥页岩地层井壁失稳的主要原因。钻井液技术对策为加强微孔、微裂缝的封堵,加强抑制,研选了微纳米封堵剂HSM和页岩抑制剂胺基硅醇HAS,构建了防塌钻井液体系。评价表明,该体系能够有效地封堵泥页岩微孔、微裂缝,阻缓压力传递。现场应用表明,微纳米封堵钻井液能显著改善滤饼质量,降低滤失量,大大减少了钻井液滤液由于压差作用侵入地层,防止由其引起微裂缝、微裂隙延伸、扩展而导致井壁不稳定和各种井下复杂情况的发生。      

缅甸D区块高陡高压地层封堵防塌钻井液技术

缅甸D区块地层属高陡高压地层、断层多,地层水敏性强且裂缝发育,钻井过程中多井发生井壁坍塌,其中,P-1-1井最具代表性,该井由于井塌造成的卡钻高达32次,井径扩大率达100%。使用常规的KCl聚合物钻井液体系及套管封隔技术等均不能解决井塌难题。为此,通过室内实验研究,优选出以微米级乳化沥青为防塌剂、以KCl和聚合醇为主抑制剂、以聚阴离子纤维素为降滤失剂、以磺化聚合物为高温稳定剂的微米乳液防塌钻井液体系。该体系与优化前的钻井液相比,页岩膨胀率降低15%,页岩回收率提高50%。结合提高钻井液密度,优化钻井液流变性能,降低钻井液API滤失量等配套技术措施,在D区块现场应用取得了较好的防塌效果,易塌井段井径扩大率由100%降低到20%,钻井时效提高了35%,钻井成本降低20%。该套钻井液技术解决了缅甸D区块高陡构造、高压地层井壁坍塌问题。      

SHBP-1超深井三开长裸眼钻井液技术

针对SHBP-1井在钻井过程中可能出现的井壁失稳及漏失等复杂问题,对其原因及技术难点进行分析,提出了该井的井壁稳定、防漏堵漏技术思路,选用强抑制强封堵防塌钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性、降失水及封堵的要求,筛选了复合抑制剂KCl+SMJA、镶嵌成膜防塌剂SMNA-1、纳米封堵剂SMNF-1,以进一步提高钻井液的抑制性、封堵性及防塌性能,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的强抑制强封堵防塌钻井液流型易于控制,维持井浆中0.5% SMJA、3% KCl、2.5% SMNA-1,保障了钻井液有强的抑制防塌性;在易漏地层使用了纳米封堵剂2% SMNF-1、超细碳酸钙等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了该井的施工,三开井段扩大率仅为3.49%。该套钻井液技术顺利解决了SHBP-1井三开的井眼失稳及井漏问题,为后续类似井的钻井提供借鉴。