莺琼盆地高温高密度水基钻井液流变性调控方法

南海莺琼盆地高温高压地层钻井安全密度窗口窄，对钻井液流变性要求苛刻，而高密度钻井液因固相含量高其流变性调控难度大，因此研究高密度钻井液流变性的影响因素和调控方法对确保该地区高温高压钻井安全至关重要。本文提出通过控制钻井液处理剂液相粘度来调节水基高温高密度钻井液流变性新方法，并通过毛细管黏度法评价了莺琼盆地两套高温高压水基钻井液体系的流变性能以及液相黏度，对高密度水基钻井液流变性影响因素进行了评价和分析。结果表明，钻井液的液相黏度和固相含量是影响高密度钻井液的关键因素，钻井液体系的液相黏度由处理剂液相黏度决定，而固相含量主要由加重材料的品质决定。进一步评价结果表明，磺化类降失水剂液相黏度最低，其次为改性天然高分子降失水剂，合成类的聚合物型降失水剂液相黏度最高；钻井液在相同组成和密度条件下，重晶石品质越高，即密度越高，粒径越小，所配制的高密度钻井液流变性越优。由研究结果可得出，选择低液相黏度处理剂、低剂量膨润土和优质重晶石是高密度水基钻井液流变性调控的主要技术手段。     

黏土-水悬浮体系热滚老化后分散性

黏土作为钻井液重要的基础材料,黏土-水分散体系热滚老化后的分散行为直接影响到钻井液流变性、失水造壁性和沉降稳定性等性能,尤其对于高温高密度钻井液。通过激光粒度仪对黏土-水分散体系热滚老化后的粒径中值进行了研究,考察了黏土种类、无机盐和氢氧化钠等因素对黏土-水分散体系的影响。结果表明,随老化温度升高,高岭石、海泡石和凹凸棒石的黏土-水悬浮体系粒径中值稳定,表现出对温度因素不敏感,但高岭石和凹凸棒石粒径要明显小于海泡石。膨润土-水悬浮体系随老化温度升高,温度低于90℃时,黏土水化分散占主导作用,分散度增加；温度在90℃-180℃时,水化分散和去水化聚结两种因素并存,分散度相对稳定；温度在180℃-200℃时,去水化聚结占主导作用,分散度降低；氢氧化钠加入并未影响膨润土-水分散体系的分散规律,只是加剧了膨润土的分散程度,温度超过150℃时这种差异性消失。膨润土-无机盐水悬浮体系随老化温度升高,水化分散占主导作用,分散度增加,并在120℃趋于稳定。膨润土高温水化分散和去水化聚结作用均对钻井液尤其是高密度钻井液性能造成不利影响,降低膨润土加量或者使用分散度对温度不敏感的黏土如高岭土等以及加入适量无机盐可以降低这种不利影响。     

DF1-1区块地质力学约束条件下井眼轨道优化研究

DF1-1底辟区是莺歌海盆地内超压流体最活跃的地带之一。底辟作用导致DF1-1区块地应力及地层压力分布十分复杂,钻井复杂情况多,风险高、井眼轨道设计难度大。在研究DF1-1区块地质地层特征及地质力学环境的基础上,详细分析了不同钻入角条件下的井眼失稳风险;以此为约束,阐述了地质力学约束对井眼轨道设计的影响。结果显示:不同走向的井眼轨道导致的钻井风险差别是巨大的。在地质力学约束下,一部分井眼轨道设计十分不合理,钻井工程风险大,可行性低。因此,在应力复杂地区,井眼轨道设计必须考虑地质力学条件的约束。     

考虑腐蚀的环空带压井生产套管安全评价

对于含腐蚀性流体(CO2、H2S等)高温高压高产气井,一旦油套环空出现环空带压现象,封隔器以上生产套管将暴露在腐蚀环境中。受腐蚀、环空带压的相互作用,生产套管的服役寿命面临巨大挑战。研究了最大允许环空带压值的计算方法,结合实验室套管材质腐蚀速率测试数据,开展了考虑腐蚀缺陷的套管安全服役寿命评估。同时,研究了环空带压、环空带压与腐蚀相互叠加工况下套管的安全服役寿命。通过服役寿命设计,评估给定开采周期油套管剩余强度及安全状况,在有限的开采周期内,既要保证井筒本质安全,又降低开采成本。对于高温高压含腐蚀性气体的气井,一旦油层套管采用碳钢材质,则需要关注环空保护液的腐蚀测试,优选环空保护液体系,强化环空保护液的安全监管,避免由于套管的过度腐蚀而遗留安全隐患。     

莺歌海盆地高温高压气井水泥浆研究与应用

南海西部海域的莺歌海盆地蕴含丰富的天然气,但由于层位存在高温高压以及压力窗口狭窄,导致固井质量一直不理想。本文分析了莺歌海盆地固井质量差的原因;并介绍了在应对高温高压固井难点时采取的技术思路;结合这些技术思路和莺歌海盆地的高温高压地层特征而研发的一种新型水泥浆体系。该体系应用于莺歌海盆地的多口高温高压井,发现固井质量有较大程度的提高。这表明该体系适应莺歌海盆地高温高压固井,并为以后该地区超高温高压井的固井技术研究奠定基础。