缅甸D区块非渗透性防塌钻井液研究

 针对缅甸D区块钻井过程中存在的井壁失稳问题,系统分析了缅甸D区块易塌井段泥页岩黏土矿物组分、岩石微观结构、泥页岩水化性能,结合现场实际对前期钻井液存在的问题进行分析,优化出适宜缅甸D区块特点的非渗透性防塌钻井液配方。室内性能评价表明,该非渗透性防塌钻井液具有较强的抗污染能力、抗温能力,泥页岩抑制能力以及封堵能力。在现场应用4口井过程中,该钻井液取得了较好的井眼稳定效果,可有效解决缅甸D区块井眼坍塌和井径扩大率的问题,显著降低了井下复杂事故的发生。     

聚胺高性能水基钻井液特性评价及应用

根据泥页岩水化特点和多元协同抑制思路,构建了聚胺高性能水基钻井液。介绍了该体系的关键处理剂聚胺页岩抑制剂、包被抑制剂、铝盐封堵防塌剂和清洁润滑剂。通过屈曲硬度实验和粘结实验对比评价了聚胺高性能水基钻井液与几种典型防塌钻井液的性能。结果表明,聚胺页岩抑制剂能在低浓度下最大限度降低黏土水化层间距,有效抑制黏土水化膨胀。聚胺页岩抑制剂与铝盐封堵防塌剂复配后能显著阻缓孔隙压力传递。聚胺高性能水基钻井液抑制性和清洁润滑性突出,与油基钻井液接近。聚胺高性能水基钻井液在胜利油田田305区块进行了成功应用,解决了该区块泥页岩井壁失稳问题。     

深部泥页岩水化特性研究

石油工程深部泥页岩吸水量很小,但也易产生严重水化井塌。室内用X衍射仪分析深部泥页岩黏土矿物成分构成主体为伊蒙混层。常温压浸泡泥页岩块,蒸馏水浸泡后岩块强度迅速降低甚至破碎,饱和KCl溶液浸泡强度降低30%~40%,K+向岩块内部运移防止黏土矿物水化。扫描电镜观察深部泥页岩分布大量不规则微米级孔缝,自由水分子在毛管力作用下进入岩体内部,黏土胶结物溶解强度下降及高强度缝尖应力导致岩石微裂缝不断扩展发生破坏。现场钻井宜使用K+抑制黏土矿物水化,钻具提放及停开泵应平缓防止损伤井壁泥页岩体。     

渤中区块破碎性地层井壁失稳机理及对策

渤中区块东下段及以下地层泥页岩破碎性发育,已钻井井壁坍塌严重。通过综合分析破碎区地层特性,地质力学特征,以及钻井液性能的适应性,明确了渤中区块破碎性地层的井壁失稳机理,并提出了定制化的技术对策。研究结果表明,该区块泥岩地层为硬泥页岩,微裂缝发育,孔缝宽度为2～6μm,具有弱水化性质。东下段及以下泥页岩地层属于中等偏低强度地层,在聚胺PEM钻井液中浸泡7 d后,岩石强度下降40.82%。同时,上覆岩层压力和水平最大地应力之间差值较小,水平最小地应力值较低。井壁失稳机理主要为地层受走滑断层伴生正断层控制,钻井坍塌压力相对较高,地层微裂缝发育,钻井液封堵性不能满足微裂缝封堵要求,同时,破碎区泥页岩存在安全稳定周期。建议使用密度为1.40 g/cm³的聚胺PEM钻井液,在破碎区中钻井安全周期超过10 d,并添加3%的TEX封堵剂增强钻井液封堵性能。研究结果能够有效指导渤中区块开发井的安全钻井。     

致密油开发水平井段页岩坍塌周期的确定

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富,具有很大的开发潜力,但长庆油田A井区在页岩油长水平段钻进时井壁失稳问题突出。现有的水平井防塌技术重点关注钻井液体系优化问题,无法给出页岩的坍塌周期。本井区页岩的主导坍塌机制是钻井液滤液沿天然微裂缝渗入地层,引起黏土矿物水化,导致岩石强度降低。考虑化学势变化和流体流动与骨架变形的耦合作用以及岩石吸水扩散过程和强度弱化规律,建立致密页岩井壁坍塌周期分析模型。结果表明:活度较低、膜效率较高的钻井液可以有效抑制地层孔隙压力增长;封堵性强的钻井液可以降低地层水含量的增长,减缓地层岩石强度的弱化;A井区使用密度为1.3 g/cm3的细分散聚合物钻井液体系和复合盐钻井液体系钻进水平段时井眼坍塌周期分别为4.5和9 d,而使用油基钻井液体系时相同密度下浸泡10 d井眼扩大率仅为4%,油基钻井液体系效果最好,坍塌周期大于10 d。     

钻井液类型对井壁稳定的影响实例与防塌机理分析

针对东海油气田N区块钻井过程中易发生井壁坍塌的问题,通过梳理分析N5区块及周边构造三口探井地质条件、地层特性、测井数据,基于地质力学与岩石力学基本原理计算了井壁坍塌压力;并对使用水基钻井液和油基钻井液的钻井工况进行对比。研究发现在钻井液密度高于坍塌压力的情况下,使用密度相对较低的油基钻井液即能够保持井壁稳定,无阻卡等复杂问题。使用水基钻井液钻井,则部分泥页岩井段井径扩大,起下钻明显阻卡,处理复杂问题耗时较长。分析主要原因,在于油基钻井液能够降低泥页岩水化程度,减缓钻井液向微裂隙中的渗流,抑制微裂隙扩展,提高钻井液对井壁的有效支撑作用。因此,在东海油气田复杂泥页岩地层钻井中,使用油基钻井液能够更好地保持井壁稳定,避免或减少钻井复杂问题。     

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。     

天环坳陷页岩气井井壁失稳机理及防塌钻井液技术研究与应用

针对天环坳陷构造区块泥页岩地层井壁失稳问题,通过复杂地层矿物组成、微观构造、理化性质以及三轴应力实验综合分析,提出了“封堵+润滑”的双效协同井壁防塌对策。泥页岩微裂缝、微孔隙发育,地层岩样易水化膨胀以及岩心表面亲水性较差是造成井壁失稳最主要的原因。通过加强地层封堵能力和降低水平段摩阻,可达到稳定井壁的目的。所构建的THFT高效防塌钻井液体系抗NaCl能力为10%,抗CaCl2能力为1.0%,抗劣土能力为10%,回收率为99.6%,对80-100目砂床侵入深度为8.4mm,较现场水基钻井液渗透性封堵性能有明显提升,能够封住200μm和400μm模拟裂缝,承压能力达到5MPa,抑制水化分散能力和裂缝性封堵能力优良。现场应用过程中,水平段的平均井径扩大率低于6%,平均钻速达到4.7m/h,钻井液体系的静滤失量控制在5mL以下,在润滑防塌、井眼净化及储层保护方面都起到了很好的效果。研究结果表明,THFT防塌钻井液体系有效解决了天环坳陷构造区块钻井过程中出现的井壁失稳问题,节约了钻井成本,具有较好的推广前景。     

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。     

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。     

渤海油田渤中区域中深部泥页岩地层井壁稳定性

渤中区域资源潜力巨大,是目前渤海油田勘探开发的重点区块.前期探井钻井过程中中深部东营组、沙河街组泥岩地层井壁坍塌失稳现象频发,出现蹩压、阻卡等复杂事故.为揭示渤中区域中深部泥页岩井壁失稳机理,指导开发井钻井设计,对取自渤中区域东营组泥岩岩心开展了电镜扫描、矿物组分测试、泥浆浸泡以及岩石力学等系列实验,定量刻画了该地层的理化特性、岩石力学特性以及钻井液对力学性质的影响规律.实验结果表明,该区块中深部泥页岩处于由水化膨胀性泥页岩向硬脆性泥页岩转化的过程,既具有硬脆性泥页岩层理、裂隙发育的特征,又仍表现出一定的水化膨胀和分散特征.在实验结果的基础上,利用线弹性理论和单一弱面准则,建立了考虑弱面结构和水化作用的井壁稳定模型,对渤中区域定向开发井坍塌压力及其随井斜角和井斜方位角的变化规律进行了分析,揭示了钻井液作用对坍塌压力的影响.研究结果对于渤中区域开发井安全钻井具有一定的指导意义.     

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.     

顺北油气田破碎性地层井壁稳定技术难题与对策

近年来,顺北油气田多口井因钻遇破碎性地层出现了严重的井壁坍塌掉块情况,导致阻卡频繁,多口井回填侧钻,已成为顺北油田勘探开发的重大技术难题之一。统计分析了顺北油气田奥陶系破碎性地层复杂现状,针对破碎性地层技术难点,研究分析了其坍塌失稳机理,提出了安全钻井技术对策。失稳机理主要为受挤压构造影响,地层破碎,应力集中,加之地层高角度裂缝、层理等弱面发育,胶结性差,结构松散,极易发生剪切破坏,产生大面积坍塌失稳现象。钻井液应强化致密封堵、固结性能,提高地层完整性和岩石强度,适当提高钻井液密度,加强力学支撑作用,同时提高钻井液携带能力,保持井眼清洁。破碎性地层钻进时应尽量简化钻具,优化钻井参数,“少进多退”,保证井下安全。     

川西硬脆性页岩力学特征及井壁稳定性研究

在硬脆性页岩地层钻井过程中井壁失稳现象频发,严重阻碍了现场钻井作业的进程。针对小塘子组页岩钻进过程中发生的井下垮塌现象,通过开展系统室内实验测试,并结合实验数据建立的理论模型,评价分析小塘子组页岩地层的井壁稳定情况。结果显示,小塘子组页岩属于典型的硬脆性页岩,层理缝发育,在外力或高应力环境下可以产生张性裂缝;钻井液浸泡效应可降低小塘子组页岩地层力学强度,层理走向及力学弱面效应对小塘子组页岩力学性能影响明显;裂缝走向、井眼轨迹及井壁渗流场影响小塘子组页岩地层井壁稳定性,当裂缝面与井眼轴线之间夹角满足一定关系,井壁岩石容易沿裂缝面发生滑移垮塌。     

钻井液作用下页岩破裂失稳行为试验

为揭示富有机质脆性页岩与钻井液之间的相互作用对井壁失稳潜在影响,以层理发育的脆性页岩为研究对象,利用蒸馏水、油基钻井液、硅酸盐钻井液及其滤液,开展钻井液高温浸泡试验,从宏观和微观方面描述页岩破裂失稳过程与机制。结果表明:钻井液侵入带来的水化膨胀与碱液侵蚀是页岩化学损伤的主要形式,也是诱发脆性页岩破裂失稳的直接原因;钻井液作用下,页岩主要沿层理面破裂,破裂根本原因是层理微缝的扩展、延伸乃至贯通形成宏观裂缝,诱发页岩失稳。室内试验与现场应用均证实,提高钻井液封堵性、降低滤失量,减弱水化与碱液侵蚀对页岩破裂失稳影响,有助于提高井壁稳定性,也是页岩气井防塌水基钻井液体系设计的主要技术思路。     

三向应力状态下层理性泥页岩地层井壁稳定性研究

层理性泥页岩地层钻进过程中,极易发生井壁失稳问题,严重影响了钻井作业效率,增加了勘探开发的成本。探索了层理性泥页岩地层的井壁失稳机理,开展了考虑钻井液作用下层理性泥页岩地层在真实三向应力状态下的井壁稳定性预测模型研究。研究表明:忽略中间主应力的影响不能准确预测层理性泥页岩地层坍塌的风险;钻井液滤液沿层理面的渗流会降低层理面的黏聚力和内摩擦角;并随时间的变化显现出快速降低和平缓降低两个阶段;改进的层理性泥页岩地层井壁稳定性分析模型能够真实反映地应力状态和井壁岩石的力学特性,现场应用表明其能够比较准确的预测层理性泥页岩地层的井壁稳定性。