征1-斜3井防塌钻井液技术

征1-斜3井是准噶尔盆地中部1区块第一口定向井,完钻井深4 900 m,该区块地质构造复杂,钻井液施工技术难度大。针对此区块不同地层特点,分别采用聚胺强抑制钻井液体系和铝胺成膜防塌钻井液体系,配合相应的现场钻井液维护处理工艺,安全高效钻达目的层,钻井周期创该区块新记录;且测试后,获得日稳产油4.5 t的良好工业油流。     

基于线性回归的油基钻井液有害低密度固相含量计算方法

随着页岩气大规模开发,高密度油基钻井液应用越来越广泛。在钻井过程中,小颗粒钻屑将不断进入油基钻井液中,极大地影响了钻井液的性能,目前的研究缺乏计算油基钻井液中钻屑含量的方法。在GB/T 16783.2《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分:油基钻井液》中只规定了低密度固相含量的计算方法,并未对有用低密度固相和有害低密度固相进行有效区分。通过对比井浆和室内新配浆的固相含量,利用线性回归得出了一种有害低密度固相含量计算方法,并以现场钻井液为例进行校核,通过线性回归的方法,计算得到的固相含量与实测固相含量相差较小,误差小于3%,可以更精确地计算出有害固相含量,给油基钻井液的性能维护提供了重要的标准。该方法计算简便、误差小,具有较高的现场应用价值。      

龙岗3井快速钻进钻井液技术

龙岗3井为一口定向深井,最大井斜为46.25°完钻井深为6 431 m,井底温度为140℃.根据该井地质构造特点和快速钻进工艺特点,该井有针对性地采用强抑制、强包被、强封堵聚合物无固相钻井液技术,气体钻进的配套钻井液工艺,PDC钻头钻进的配套钻井液技术和深井抗膏盐、抗高温钻井液技术等综合配套钻井液技术,达到了快速钻进、深井安全钻进的要求,钻井周期仅为141 d.而同构造井深为6 530 m、钻井工艺基本相同的直井龙岗1井,钻井周期为145 d.     

超高密度钻井液堵漏技术在官深1井的应用

贵州赤水官渡构造海相地层飞仙关组存在超高压盐水层,平均实钻钻井液密度在2.80 g/cm3 以上,同时飞仙关组地层承压能力较低,易破碎,易导致漏失发生。但在超高密度条件下进行堵漏施工难度极大,需要解决堵漏浆的可泵性和封堵性等综合难题。根据地层特点,通过优选对钻井液流变性能影响小的刚性和纤维堵漏材料进行粒度级配,选用合理的配制堵漏浆的基浆密度和搅拌时间,研究了一套超高密度钻井液堵漏配方,堵漏钻井液密度高达2.72 g/cm3,总体固相含量在55% 以上,可封堵宽度为2～6 mm 的地层裂缝,承压能力均超过6 MPa。经过现场试验,在官深1 井成功配制出密度达2.72 g/cm3 的堵漏浆,其总体固相含量达到56%,并在飞仙关组二段取得一次性堵漏成功,为以后超高压堵漏施工提供了经验借鉴。      

伊朗雅达油田复杂地层钻井液技术

伊朗雅达油田地层复杂,具体表现在Gachsaran层大段石膏层污染钻井液,Kazhdumi层稠油质沥青侵入导致钻井液流变性能变差;Fahliyan地层为储层,井底温度高达145℃。前期完钻的5口井均出现了石膏、沥青污染和Fahliyan层压差卡钻等复杂情况,导致作业费用增加和钻井效率降低。在Gachsaran石膏层采用了抗膏聚合物钻井液,在Kazhdumi层采用了混入柴油和加入乳化剂等方法,在储层钻进中使用了超低渗透钻井液技术及分段封堵工艺,以解决高温高压下渗透性良好的孔隙性灰岩的压差卡钻问题。优化后的钻井液技术现场应用效果良好,F4井仅用65 d完钻,比邻井F23井钻井液总费用节约26万美金,钻井周期提前15 d。     

夏42-斜2井低密度水泥浆固井技术

夏42-斜2井是在玉皇庙地区夏42断块构造高部位上的一口滚动井,在东二段底部和沙一段底部均有火成岩裂缝性地层,地层压力系数较低(不超过1.08),钻进中极易发生井漏,固井时易发生水泥浆漏失,导致固井施工失败。夏42-斜2井采取反常规固井作业,不再僵化地坚持“先堵漏再固井”的传统方案,而是采用低密度水泥浆固井技术,配合全井换轻质钻井液的技术,并采用以下现场技术措施以完钻循环钻井液排量作为固井施工中替浆排量的上限,避免因排量过大压漏地层;优化水泥浆初凝时间和初凝到终凝的过渡时间,使水泥浆填充到位后快速达到凝胶强度,保证了固井施工一次成功．封固质量优良。     

安探4X井低固相超高温钻井液技术

安探4X井是中石油华北油田公司为了勘探杨税务潜山含油气性所部署的一口风险探井,完钻井深为6 455 m。该井四开以后地层岩性主要为灰岩、泥岩,井底最高温度在210~217℃之间,超高温对钻井液处理剂的抗温性能提出了极高的要求。室内在现场浆的基础上,通过优选的4种关键处理剂对体系进行优化,构建出抗温200℃和220℃的低固相钻井液配方。现场钻井液维护过程中,根据井下温度环境,按照阶梯序列维护补充钻井液体系,最大程度地提升钻井液的性价比,在整个钻进过程中钻井液性能稳定,体现了良好的悬浮携砂性能,保障了四开超高温井段的顺利钻进。      

元坝超深井钻井成本合理控制技术及对策

元坝长兴组油气储层资源丰富、埋藏深,受地理条件和产能建设制约,部署开发井多以水平井和大斜度井为主,完钻井深普遍超过7 500 m。高含硫化氢、钻井周期长、钻井成本高是制约高效开发的瓶颈。为此,在前期完钻井的基础上,从周期、材料、特殊工艺、物价以及环保治理等方面,深入分析了影响钻井成本的各种因素。结果表明,优选井位,可降低钻前工作量;优化轨道设计,可降低钻井进尺和施工难度;优化井身结构,可保障施工安全,减少管材用量;推荐最优提速工艺,可缩短钻井周期;加强现场跟踪,可及时优化调整工程方案;加强钻井液的回收和重复利用也是降低钻井成本的一大途径。结论认为,通过钻井成本合理控制的技术对策及管理方案,为元坝气田经济高效开发提供技术支撑。     

曲104区块优快钻井液技术

针对曲104区块地层构造复杂、钻井液技术难度大的特点,选用聚合物甲基葡萄糖苷(MEG)润滑钻井液体系,配合现场维护处理工艺,实现了曲104-斜339井优快钻达目的层;全井机械钻速29.77 m/h,较邻井平均提高86.4%;并缩短钻井周期,实现安全高效完钻。     

缅甸PSC-1O1井高密度钻井液技术

PSC-101井位于缅甸PYAY油田,该油田地质情况复杂,地层压力系数高、气层活跃、地层造浆严重.根据地层特点和对钻井液技术难点的分析,在该井的一开、二开井段使用PAC141钻井液体系,三开和四开井段使用两性离子聚磺钾盐钻井液体系.现场应用表明两性离子聚磺钾盐钻井液体系抗温性能、抑制性能好,各项性能可控,固相容量限高,可加重至2.3 g/cm3,基本上可以满足缅甸PYAY油田的钻井需要;且工艺简单,操作方便.对钻井液施工过程中存在的问题也进行了探讨.     

微锰加重剂减轻钻井液对油气层损害研究的新进展

重晶石在储层段钻井液中使用时，会对储层带来损害，且后续作业很难恢复，而微锰（Micromax）作为高密度钻井液的新型可酸溶加重材料，目前已开始应用于储层段钻井液中。综述了微锰加重剂对储层保护钻井液性能的影响，并分析了微锰提高钻井液储层保护特性的机理。其均一、高硬度、高球度的颗粒特征，可以保证微锰侵入储层后具有良好的返排特性，可降低对储层的伤害。微锰还具有可酸化的特性，调研了适用于微锰酸化的酸液，并对比了酸化前后对储层渗透率的变化，通过优选合适类型、浓度的酸液，在酸化后可消除钻井液对储层的损害。      

泥饼可液化处理的UltraFLO钻井完井液

在分析传统无固相钻井完井液体系利弊的基础上,研制出了全部材料可液化的无黏土相钻井完井液体系——Ultra FLO钻井完井液。该体系在配合简易隐形酸完井液完井时能够将泥饼全部液化,并且该体系抗温140℃;具有较好的抑制性、润滑性、抗污染性(15%钻屑);具有较好的储层保护效果,即使在直接返排的情况下,其渗透率恢复值也能够达到89%,在经过简易隐形酸完井液完井后,渗透率恢复值提高到了96%,这说明简易隐形酸能够进一步解除伤害,保护储层。室内研究和现场实践证明,Ultra FLO钻井完井液体系简化了施工工艺,节省作业时间,具有较好的储层保护效果,现场应用3口井产量均超预期,应用效果较好。     

微锰加重剂在钻井液中的应用

综述了国内外微锰加重钻井液的研究进展,分析了高密度钻井液用加重剂的优点及存在的问题,阐述了微锰加重材料的化学组分、理化性能、微观形状及粒度分布、Zeta电性、沉降动力稳定性、密度、酸溶性和莫氏硬度。与传统高密度钻井液用加重材料（重晶石和铁矿粉）相比,微锰具有颗粒小、呈球形、比表面积较高等特点,微锰加重钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性,较好地解决了高密度钻井液的流变性与沉降性之间的矛盾。介绍了微锰对钻井液性能及储层保护的影响,给出了其在科威特北部深井、壳牌Cormorant North油田的过油管旋转钻井（TTRD）的现场应用结果。      

高陡构造“三高、窄窗口”地层克深15井钻井液技术

克深15井是塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带中段克深15号构造上部署的一口重点预探井,存在塔里木山前高陡构造、断层、大井眼、高温、高密度、高盐膏、窄密度窗口等工程、地质、钻井液技术难题。该井优选了抗高温高密度复合有机盐钻井液技术,围绕“低活度、弱水化、低的循环当量密度”等采取井壁稳定措施,通过现场实际应用,很好地解决了高陡构造、大倾角、破碎地层井壁稳定,大井眼安全快速钻进,盐膏层、盐膏泥混层阻卡、缩径,以及揭开盐层、盐膏层、目的层钻进窄密度窗口漏失等一系列技术难题,实现了全井安全无事故,多次电测均一次成功。与使用国外油基钻井液技术的邻井相比,钻井液实际应用密度降低0.05～0.08 g/cm3,体现了该体系强抑制、低的循环当量密度以及流变性良好,抗高温和抗盐、膏、泥等污染能力强,同时该体系无毒,环境保护性能好,无荧光,利于提高固井质量,低腐蚀,保护管串性能好等综合技术特性,并实现了钻井液、完井液一体化,提高了生产时效。该井的顺利完钻,进一步证明了抗高温高密度复合有机盐钻井液体系推广应用前景广阔。      

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.     

新疆呼图壁储气库钻井液技术

新疆呼图壁储气库井上部井段阻卡频繁,安集海河组泥岩地层易发生剥落、掉块和散塌,三开高密度钻井液由于存在较强的水敏性泥岩污染,维护困难。为减少钻井工程中的复杂事故,采用了强抑制性钻井液体系,包括钾盐钻井液、钾盐-有机盐钻井液、钾盐-双膜屏蔽钻井完井液等,成功解决了各开次钻井液的技术难点,减少了钻井复杂事故,缩短了钻井周期,在目前开钻的10口储气库井中,顺利钻穿安集海河组6口,已完钻3口,其中发生卡钻事故1井次、井漏2井次,完钻井的平均钻井周期为137 d,而以往的勘探开发井发生卡钻15井次、井漏9井次,且阻卡频繁,平均钻井周期为195 d。总结出一系列针对性的技术措施并进行了广泛应用。     

高酸溶纤维堵漏剂的实验研究

裂缝性储层钻井完井液漏失及其引起的储层损害问题,严重制约裂缝性油气藏的钻探及高效开发。目前现场处理裂缝性储层钻井完井液漏失较常用的方法是桥接堵漏法,纤维是桥接堵漏材料的重要组成部分,但常用的纤维类堵漏材料酸溶性能较差,不能满足裂缝性储层酸化解堵的技术需要。为此,研制了一种高酸溶纤维堵漏剂SDSF,平均直径为10～30 μm,长度为3～12 mm,可根据工程需要调节,酸溶率达95%,抗温能力达150℃,在水基钻井液中分散性良好,耐碱性能优良。基于新型高酸溶纤维堵漏剂SDSF,协同高酸溶颗粒状桥接堵漏材料,实验优化了不同开度楔形裂缝的高酸溶纤维堵漏工作液配方,其承压能力可达10 MPa。高酸溶纤维堵漏技术为解决储层工作液漏失及解堵难题,提供了有效的技术方案。      

史深100断块油层保护技术应用研究

通过对钻井液的筛选和入井液的评价,并在室内研究、现场攻关试验的基础上,形成了从钻井到完井、采油等区块开发生产全过程中的一整套完善的油层保护技术体系。研究表明,钻进过程应采用正电胶钻井液、聚合物铵盐泥浆体系和近平衡钻井;作业过程严禁使用淡水或卤水作为洗井液、压井液,酸液中应加入抑制盐敏和酸敏的防膨剂;压裂过程优选羟丙基瓜胶、有机硼交联剂及微胶囊破胶剂;注水过程宜采用水质精细处理和先期防膨技术等。     

钻完井液静态沉降稳定性评价方法

钻完井液在长期高温静止条件下有可能发生严重沉降,导致下管柱遇阻或开泵困难,增加钻完井作业风险,因此有必要对钻完井液在高温静止下的沉降稳定性进行探讨。国内外学者对钻完井液沉降稳定性进行了广泛研究,目前国内外对钻完井液在高温静止条件下沉降稳定性的评价没有统一的方法。调研了国内外9种方法,综合分析选出了落棒法、沉降因子法、针入式沉实度测定法和静态稳定分层指数法4种方法对水基完井液进行沉降稳定性能评价。实验研究结果表明,静态稳定分层指数所测SSSI值与底部密度相关系数高达0.97以上,能够比较准确地判断完井液沉降稳定性沉降程度;针入式沉实度测定法所测结果只能判定完井液沉降趋势,无法定量评价完井液实际沉降程度;沉降因子法只适合评价分液率较低钻完井液沉降稳定性;落棒法只能粗略判断完井液沉降稳定性。      

新型无固相钻井液体系研究新进展

甲酸盐钻井液是一种新型无固相钻完井液体系,具有密度易调且范围宽（1.0～2.3 g/cm3）、高温稳定性好（225 ℃）、抑制性强、可增强页岩井壁稳定的特性,高密度下具有优良的流动性。为解决我国西部地区山前构造带复杂深井高密度钻井液使用成本高的难题,调研了国内外甲酸盐钻井液技术。提出采用密闭循环或经净化后回收再利用的方法来降低甲酸盐钻井液的使用成本,并加入少量适合的加重剂以形成滤饼来保护井壁的稳定,降低了深井、超深井钻井液的使用成本。该研究成果为我国西部地区山前构造带复杂深井、超深井钻井液体系的选择提供了依据。