强抑制性多元醇海水钻井液研究及应用

胜利浅海埕岛油田沙河街组地层粘土含量高，粘土组成以伊像混层和伊利石为主，地层水敏性较弱，微裂缝及层理较发育。钻井液及滤液沿层理和微裂缝渗入地层内部，引起硬脆性泥页岩剥落坍塌。针对沙河街组地层特点，研制出一种强抑制性多元醇海水钻井液体系，并对其进行了性能评价及防塌机理分析。室内试验结果表明，该钻井液体系具有较好的抑制性能和流变性，抗海水和劣质土污染的能力较强，环境可接受性好。现场实践证明，该钻井液性能稳定，维护处理简单，能有效解决沙河街组地层钻进中出现的技术难题，避免复杂情况的发生。     

渤海中部BZ34-2EW区块防塌钻井液试验研究

对ＢＺ３４２ＥＷ区块地层岩样进行了理化性能分析和电镜分析,结果表明,该区块属于层理、裂隙发育的易剥落坍塌的硬脆性页岩地层。无机盐几乎不能抑制岩样水化膨胀,而合适的钻井液可以抑制其水化膨胀,且具有较高的页岩回收率。加入硅酸钠的低粘土相海水聚合物钻井液体系的流变性能好,抑制能力强,泥饼质量好,可用于层理、裂隙发育的硬脆性页岩地层的钻进。     

锦州25-1油田井壁稳定问题

 锦州25-1油田沙河街组地层井壁失稳严重,为解决该油田的井壁失稳问题,对该油田的泥页岩矿物组分进行了分析,开展了泥页岩的力学及水化特性实验,分析了锦州25-1油田沙河街组泥页岩的岩石力学特性和井壁失稳机制.研究发现,沙河街组地层层理性泥页岩和水敏性泥页岩共同发育;层理性泥页岩具有显著的各向异性,易发生沿层理面的剪切滑移,造成井壁失稳;水敏性泥页岩在钻井液作用下会发生水化膨胀,导致井周地层的力学性质和应力状态发生变化,表现为坍塌压力随井眼钻开时间的改变而改变;两种地层相互影响造成油田复杂事故频发.结合室内实验结果,建立了合理钻井液密度的确定方法,研究了锦州25-1油田层理性泥页岩坍塌压力随井眼轨迹的分布规律和水敏性泥页岩的水化坍塌周期,给出了保证安全钻进的工程对策,该油田的井壁失稳问题必须在优化井眼轨迹和选择合理钻井液密度基础上,并增强钻井液的封堵性和抑制性才能解决.     

南堡油田硬脆性泥页岩地层井壁失稳原因实验

冀东南堡油田中深层硬脆性泥页岩地层钻井过程中,井壁垮塌现象频发。为充分认识中深层硬脆性泥页岩井壁失稳机理,减少此类事故的发生,通过开展研究目标微观结构、理化特征以及钻井液对其力学特性影响的实验研究,定量研究了该区块影响井壁失稳的因素。结果表明:东二段至沙河街组泥页岩的矿物以黏土、石英为主,具有一定的脆性特征;阳离子交换容量高,岩石水化能力较强;宏观层理、裂缝、微观裂纹均较发育,应力释放及钻具扰动易使岩石发生劈裂或滑移;液相沿裂缝侵入地层导致岩石水化膨胀,降低泥页岩结构强度;在钻井液正压差作用下,产生水力尖劈作用,导致地层破碎,诱发井壁失稳。因此,预防此类泥页岩地层井壁失稳需严格控制钻井液滤失量,加强钻井液的封堵能力。针对该区块的室内实验研究,为该区块硬脆性泥页岩的安全、高效钻进提供了理论支撑,同时也为同类型地层的井壁失稳机理研究提供了技术参考。     

钻井液密度对裂缝性泥页岩地层坍塌压力影响的力化耦合研究

 缝性地层井壁失稳是钻井工程中经常遇到工程难题之一,裂缝发育地层常伴随严重的井壁坍塌,具有水化性质的裂缝性地层在钻井液侵入后更易发生坍塌。扫描电镜观察某油田泥页岩发育的层理实际为尺寸极小的微裂缝,使用XRD 衍射仪测定了该泥页岩黏土矿物质量分数为30%~40%,泥页岩水化性质较强。通过剪切实验测定了泥页岩吸水后的抗剪强度,求解了不同含水量裂缝面的黏聚力及内摩擦角。建立了钻井液滤液向地层内的渗流方程及裂缝性地层坍塌压力方程,计算了不同钻井液密度和浸泡时间的坍塌压力。计算结果表明,高钻井液密度导致钻井液滤液向裂缝内加速渗流,裂缝面强度降低导致地层更加容易坍塌。裂缝性地层井壁失稳不宜提高钻井液密度稳定井壁,应采用措施提高钻井液封堵性及抑制性,降低钻井液滤液侵入量。     

渤海海域渤中C地区中深层异常高压成因及对储层质量的影响

以测压、薄片、扫描电镜、常规物性分析等资料为依据,开展渤海海域渤中C地区异常高压特征和成因、低渗储层特征及异常高压对成岩作用影响的研究。结果表明:沙河街组地层发育异常高压系统(压力系数1.25~1.56),上覆及内部烃源岩生烃及沙河街组岩层中黏土矿物成岩作用是沙河街组地层超压的主要成因机制。沙河街组储层整体具有中低孔、低渗特低渗的特征,地层异常高压对储层质量的影响具体表现在:1抑制压实作用的进行,有利于储层原生孔隙的保存;2有助于酸性流体进入,对储层发生溶蚀改造;3有助于储层微裂缝的形成,为酸性流体提供通道并加强长石的溶蚀作用;4使得碳酸盐胶结物及伊利石大量发育,不利于有机酸对储层的大规模溶蚀改造。因此,沙河街组储层相对高孔渗带主要发育在原始沉积条件下粒度相对较粗、分选较好的砂岩中。     

南堡沙河街组硬脆性泥页岩地层漏失压力预测方法

南堡沙河街组硬脆性泥页岩是典型的井壁易失稳地层,钻井过程中,井壁垮塌、漏失现象频发。目前,针对页岩井壁失稳现象,研究主要集中在结构面影响下的井壁垮塌。然而,实际钻井过程中,由于泥页岩层理、裂缝等结构面发育,导致地层漏失明显,严重制约了安全高效钻井。因此,本文基于室内力学实验,考虑页岩结构面发育特征,融合页岩沿基体破裂、沿层理或裂缝破裂及沿裂缝扩展等多类漏失机制,构建了一种新的硬脆性泥页岩地层漏失压力预测方法,明确了地层漏失压分布特征及影响因素。研究结果显示：层理与天然裂缝作为典型弱结构面,是硬脆性泥页岩地层漏失的主要控制因素。相比较均质地层,结构面发育的页岩地层漏失压力明显降低,安全井眼轨迹方位减少,钻井难度增大。此外,受弱结构面影响,难见沿基体的破裂漏失现象。漏失优先出现在天然裂缝面,天然裂缝对漏失影响强于层理面。研究成果可为硬脆性页岩地层钻井设计提供理论基础,对实现页岩地层安全高效钻井具有重要意义。     

义123区块非常规油气藏钻井液技术

义123区块地质构造复杂,上部地层泥页岩水化严重,易造成起下钻遇阻;沙河街组地层层理发育,发育超压,油泥岩易水化,施工中易发生水敏性垮塌及应力性垮塌,井壁失稳严重。针对义123区块地层特点及钻井液技术难点,优选了铝胺成膜防塌钻井液体系,评价实验表明,该体系抑制性强,封堵性及润滑性好,具有良好的油层保护能力。该体系在义123区块进行了现场应用,施工中井壁稳定,井眼净化效果好,定向过程中摩阻和扭矩低,保证了工程的顺利施工。     

南堡2、3号构造中深层硬脆性泥岩漏失机理

冀东油田南堡2、3号构造中深层钻井液漏失问题突出,为科学认识其漏失机理,对该区块岩样开展微组构分析及理化性能测试,并结合现场统计资料分析了该区块钻井液漏失机理.研究结果表明:南堡2、3号构造中深层岩性以硬脆性泥岩为主,其水敏性不强,呈现出一定的硬脆性.岩样微裂缝发育,钻井液相沿裂缝侵入,造成岩样整体胶结强度减弱,易产生沿裂缝面的张性劈裂破坏.结合现场资料判断认为该区块漏失主要类型为张开型裂缝性漏失,钻井液侵入地层导致力学强度降低,引发水力尖劈作用而造成地层破碎,导致漏失程度增加.针对南堡2、3号构造复杂漏失原因,提出了针对不同漏失原因的应对措施.研究结果为科学认识该区块钻井液漏失机理、降低钻井成本提供了技术参考.     

铝胺钻井液在青东古1井的应用

通过优选抑制剂和封堵剂，确定了铝胺钻井液体系配方，配合相应的现场维护处理工艺，解决了沙河街组地质构造复杂，断层、地应力及层理性泥岩易导致井壁失稳等问题，保证了沙河街组的井壁稳定，使该井提前完钻，提高了钻井时效．该井的钻探成功为深化研究青东区块成藏条件提供了基础资料，有助于该区块进一步的勘探开发．