庄2井深部复杂地层钻井液技术

庄2井是准噶尔盆地中部1区块莫西庄油田的重点超深探井。该区块下部地层地质构造复杂,侏罗系砂泥互层且煤层发育致井壁失稳严重;三叠系发育超压,泥岩易发生硬脆性垮塌和应力性垮塌;井底温度高,高温下高密度钻井液流变性调控难度大。通过使用聚磺抗高温防塌钻井液体系,辅助钻井液现场维护和处理工艺,顺利钻至目的层。庄2井的钻探成功为该区块进一步勘探开发提供了详实的资料。     

义187井高密度钻井液技术

义187井是济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷义187断块的一口评价井,完钻井深3980m。二开裸眼段长,地层裂缝发育,井壁失稳严重。三开钻遇膏岩及泥膏岩,地层蠕变快,易发生缩径卡钻事故;钻井液体系易受污染,导致流变性变差;井底温度高,使用高密度钻井液施工难度大。通过使用聚磺防塌钻井液体系及聚胺强抑制钻井液体系,配合现场钻井液维护处理工艺,顺利完钻。测试表明,日产原油185.2t,天燃气13400m3,显示了良好的勘探开发前景。     

准噶尔盆地南缘高温高密度有机盐钻井液技术

有机盐钻井液具有抑制性强、抗高温等优良性能,目前主要在二开井段使用.三开及更深井段的地层温度高,抗高温磺化钻井液和油基钻井液体系面临严苛的环保压力,而当前有机盐钻井液在高温高密度条件下面临流变性恶化和滤失量大的问题.准噶尔盆地南缘复杂地层钻井困难,在二开用有机盐体系的基础上引入封堵剂改性纳米SiO2和聚合物降失水剂HF-1,并优化重晶石粒度级配,研制了可满足高温高压地层的高密度有机盐钻井液体系.结果 表明,影响有机盐钻井液性能的主要因素是降滤失剂和加重剂,室内评价表明该体系性能较之前明显改善,在密度为2.4 g/cm3、180℃条件下流变良好,且高温高压失水量为13.5 mL,滚动回收率高达97％,8h膨胀率仅4.7％,可抗盐至12％,抗钙污染为2％,抗岩屑污染10％.研究可为准噶尔盆地南缘复杂深井地层钻井提供高温高密度有机盐钻井液体系.     

聚磺钻井液在吐哈油田的推广应用

针对吐哈地层特点及钻井过程中存在的问题而研制的一种新型泥浆体系——聚磺钻井液，可全部取代原来的双磺或三磺．该钻井液体系具有性能稳定，失水造壁性好，抑制造浆能力强，防塌、防储径，易转化维护处理，劳动强度低，经济效益好，利于快速钻井．经过现场推广应用，证明该泥浆体系具有高效，低耗的经济效益．本文论述了聚磺泥浆的设计原理，室内及现场试验结果．     

乌参1井四开复杂地层钻井液技术

为确保乌参1井钻探成功,研发了密度从1.20g/cm3到1.80g/cm3的抗高温封堵防塌钻井液体系,该体系抗温性、沉降稳定性、抑制性、封堵性好,抗粘土污染能力强.该体系在乌参1井四开井段进行了应用,取得了良好的应用效果,解决了复杂地层井壁失稳及超深井钻井液高温稳定性的问题,完成了设计目的和地质任务,并为深化研究乌伦古地区成藏条件及下步勘探部署提供了基础资料.     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价.实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量.所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好.     

抗220℃高温钻井液体系的室内研究

以抗高温钻井液体系高温流变稳定性和滤失量控制为重点,进一步确定体系配方并对抗高温钻井液体系配方进行优化.最终研制出一种能抗220℃高温,性能优良的有机硅钻井液抗高温体系;并对该体系性能进行了评价.该有机硅抗高温钻井液具有好的页岩抑制性、润滑性和井眼稳定性;滤失量小,滤饼薄且致密,可有效防止钻头泥包;携砂能力强,流变性容易控制;在高矿化度下,钻井液性能稳定,能抗6%NaCl和0.5%CaC12的污染,而且体系所用材料无毒、无荧光,适用于深井钻探.     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价。实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量。所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好。     

苏里格气田胺基聚合物防塌钻井液体系

 为解决苏里格气田水平井钻遇泥页岩地层存在的水化膨胀缩径和严重造浆问题,开发了一种强抑制胺基防塌钻井液体系.室内性能评价实验表明,该钻井液体系具有良好的抑制性、很强的抗温、抗钙、抗污染能力,对气层伤害很小,属于清洁水基钻井液体系.在苏里格气田现场应用3 口井取得了良好的效果,表明该钻井液体系有利于提高苏里格气田泥页岩地层井壁的稳定性,解决泥页岩地层钻井液流变性难控制的难题,实现保护储层的要求,能够满足苏里格气田钻井的需要.     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm³的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm³的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。     

英南2井预防水锁水敏的钻井液配方室内试验研究

在英南2井储层地质特征、储层伤害特征及程度研究的基础上,针对储层具有严重的水锁效应和水敏效应,确定使用低密度钾基聚磺钻井液体系,设计了防止水锁效应和水敏效应的钻井液配方,并对其进行了室内静态伤害实验.实验结果表明,储层在束缚水含水饱和度为63%时和原始含水饱和度为43%时,岩心渗透率的恢复率均大于86%.因此,钾基聚磺钻井液能较好地控制储层孔隙喉道中的黏土矿物膨胀,相对增大了孔隙和喉道大小,减轻了储层的水锁与水敏伤害程度,提高了气相渗透率.所确定的钻井液体系与配方较好地满足了英南2井钻井工程的现场要求.     

红1井井壁稳定钻井液技术

为确保红1井钻探成功,针对红1井地层特点,通过采用聚磺封堵防塌钻井液体系及凝胶成膜屏闭封堵润滑钻井液体系,施工中采用强化封堵-多元抑制-合理密度支撑措施,顺利钻达目的层,为该区块其它井的施工提供了有益的技术支撑.     

钾胺基聚磺钻井液在TP170井的应用

托甫台区块位于塔河油田西南部,该区块井深度大,油层埋藏深,普遍存在二叠系,钻井过程中易发生井塌、井漏等复杂情况。以往该区块均采用四级井身结构,将上部易水化、分散、缩径的砂泥岩地层与下部易塌易漏地层分开。为缩短钻井周期,降低钻井成本,甲方首次尝试将托甫台区块TP170井简化为三级井身结构,导致二开裸眼段极长,大大增加了钻井风险。针对这一问题,现场使用新型钾胺基聚磺钻井液体系,利用聚胺抑制剂的强抑制能力及流型调节能力,解决了深井长裸眼流型控制难、三叠系以深地层易出现井壁垮塌等难题,安全、优质、快速地完成了TP170井的施工。     

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.     

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。     

深井钻井液技术在塘参一井的应用研究

优选出适应于三塘湖盆地地层特点的两性离子聚合物磺化泥浆体系，以低密度成功地钻完１口参数井——塘参一井，现场实践表明，该钻井液抑制性强，抗温抗污染强，造壁封堵抑制效果好，泥浆性能稳定，提高了钻速．     

甲酸钾钻井液技术现场应用

甲酸钾是国外90年代末用于钻井完井液的新型添加剂,成功地用于高密度钻井完井液体系中,具有强抑制、配伍性好、环境保护、油层保护等突出优点。着重介绍了甲酸钾在新疆克拉玛依莫北005区块MB5001井的现场使用情况,并对其钻井液技术进行了总结。现场应用结果表明,甲酸钾抑制粘土水化分散膨胀能力强,控制坂含低,返出的钻屑呈小圆粒状,内部呈干性,钻井液不糊振动筛,不跑浆,具有抑制性强、失水造壁性好、润滑性好、机械钻速快、成本低、经济效益显著等特点。     

中古13井优快钻井钻井液技术

预探井中古13井设计井深6750米。该井钻遇地层复杂,埋藏深,厚度大,极易发生缩﹑胀﹑垮﹑卡等事故,目的层钻进具有漏﹑喷﹑H2S浓度较高等风险,因此钻井液体系必须具有较强的包被抑制性﹑抗高温稳定和造壁性﹑良好的悬浮性和携砂能力﹑防垮塌和润滑性等,以利于及时发现和保护油气层。该井在第三系～二叠系顶部地层,采用坂土浆正电胶钻井液,二叠系底部～上奥陶统灰岩顶部采用聚合物聚磺钻井液,上奥陶统灰岩顶部～完钻井深采用无固相钻井液。该套钻井液体系在高温高压条件下性能稳定,满足了超深井施工中的井壁稳定﹑润滑防卡岩屑携带的需要。该套钻井液技术,有效地解决了泥岩分散造浆﹑二叠系火成岩垮塌掉块﹑深井抗温等方面的技术难题。同时,在钻井液及完井液满足施工的前提下,合理控制钻井液性能达到优快钻井的目的。     

车古区块钻井液技术研究及应用

车古区块是富台油田新的产油区,油气埋藏较深．先期使用普通聚磺钻井液体系进行油层井段钻进,机械钻速低;砂岩易形成虚厚泥饼,造成起下钻阻卡及渗透性漏失的复杂情况;由于普通聚磺体系固相含量高,油层易受污染．通过改用低固相钻井液体系施工,保证了施工顺利,无复杂事故发生;保护了油气层;提高了机械钻速．低固相钻井液体系的成功应用表明该体系适应本区块地层特点,有助于本区块的进一步勘探开发．     

抗高温高密度油基钻井液体系静态沉降稳定性建模及优化

抗高温高密度油基钻井液可用于复杂地层钻井,利于井壁稳定,可用于钻大位移井、水平井、超深井等,但在高温状态下面临钻井液沉降问题。钻井液的沉降包括静态沉降和动态沉降,过去主要关注钻井过程中钻井液的动态沉降,但由于钻井液具有剪切稀释性,一般静态条件下沉降稳定性较好的钻井液体系在较高剪切速率下仍具备良好的稳定性,主要研究高温状态下油基钻井液体系的静态沉降稳定性。为使体系达到较好的静态沉降稳定性,以往对各类核心处理剂,乳化剂、有机土、重晶石和油水比的加量和配比只做出试探性调整,实验存在一定盲目性,不能确定实验周期。针对上述问题,分析室内和现场密度2.5 g·cm~(-3)柴油基钻井液流变参数与静态沉降密度差的相关性,建立数学函数模型;将模型反馈的流变参数值与实验结合起来,利用模型优化基础实验,调整处理剂加量至相应流变参数值,使体系静态沉降密度差最小;最终得到一组抗温190℃,密度2.5 g·cm~(-3)沉降稳定性好的油基钻井液体系。研究过程具有目的性,体系静态沉降稳定性建模方法和实验模型结合的方法为优化钻井液体系性能提供了一种新思路。