富县地区探井钻井液技术

富县地区安定组、直罗组砂泥岩地层易发生严重的井壁垮塌,延长组油层微裂缝发育,易发生漏失。对该区直罗组泥岩地层进行了全矿物分析和黏土矿物分析,找出了影响井壁稳定的原因。针对富县地区地质特点、井身结构及保护油气层的要求,系统地分析了钻井施工的钻井液技术难点,采用相应的钻井液体系,并对钻井液处理处理方法与钻井施工的技术措施进行了阐述。2012年以来安全钻探的实践表明,富县地区钻井液技术基本能满足该区钻井施工的需要,可为富县地区钻井施工提供支持。     

聚硅醇防塌屏蔽暂堵钻井液在油田钻井的应用

现河庄油田是胜利油田现河采油厂最重要油气产区之一,也是钻井三公司最主要的施工区域之一,该地区地质情况复杂,存在着井壁稳定性差、易漏、易涌、井温高、机械钻速低等钻井施工难点;在以往的钻井施工中出现了一些井下复杂,影响了钻井施工。针对该地区的地层特点我们对现有的钻井液处理剂进行优选优配实验,开发了适合地层的聚硅醇综合屏蔽暂堵防塌钻井液。为今后在该油田施工同类型井提供了钻井液参考依据。     

准噶尔盆地中部2区块钻井液研发及应用

通过分析准噶尔盆地中部2区块钻井液技术难点,研发了铝胺抑制防塌钻井液体系．该体系抑制性强,封堵性能好．该钻井液在中部2区块重点探井成3井进行了现场应用,取得了良好的应用效果,解决了上部地层软泥岩易造浆、二开长裸眼井壁稳定及侏罗纪煤层的坍塌问题,施工中井壁稳定,井身质量良好,满足了勘探开发的需求,全井平均机械钻速为7．68m/h ,施工效率有显著提高．     

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。     

广西百色油田那读组油基钻井液技术

针对广西百色油田那读组地层复杂,在该地层钻进极易发生井壁失稳导致恶性坍塌的井下复杂情况,特别是 在水平井钻井施工过程中,更易发生恶性坍塌甚至卡钻的问题,开展了针对性的那读组水平井强封堵油基钻井液体系 研究。该钻井液体系以纳米级固液复合等封堵材料增强封堵性能,同时体系具有较强的抗污染性能、良好的润滑性 能等特性。该体系在坤8-6HF 井三开进行了现场试验,应用效果表明该体系能有效地保持井眼稳定,优质的油基钻 井液性能满足了安全钻井施工的需要,很好地解决了百色地区那读组水平井钻井过程中的恶性坍塌等技术难题。     

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。     

义185井三开抗高温钻井液技术

为了解渤南洼陷义185井区沙四段含油气情况,研发了胺基聚磺抗高温高密度钻井液体系,评价实验表明,胺基聚磺抗高温高密度钻井液体系抗盐能力好,抑制性强,在200℃高温下流变性好.该体系在义185井进行了现场应用,通过采用合理密度支撑、强抑制及强封堵措施,配合现场钻井液维护处理工艺,满足了工程钻井的要求,施工中井壁稳定,井身质量好,井径扩大率仅为5.18%,为该区块勘探开发提供了宝贵的技术参数.     

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。     

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。     

宁国凹陷复杂工况关键钻井工艺

为探索下扬子地区海相沉积地层油气钻探的关键技术,结合皖油地1井的钻井施工情况,讨论了宁国凹陷的复杂情况,特别是易坍塌地层、石膏层和裂隙漏失层交互存在,钻井液密度窗口窄等情况下的施工工艺。通过对复杂工况钻井工艺的研究,形成了一套适宜的井壁稳定性控制方法、石膏层钻头泥包处理方法和窄钻井液密度窗口条件下的钻进方法,保障了本井的顺利完井,为该地区的下一步钻井作业提供参考。     

沥青层钻井液柱压力关键影响因素及控制技术

 沥青层安全钻井问题困扰Y 油田的开发,微小的钻井液柱压力波动即可引起沥青流动侵入井内而发生复杂事故或弃井。分析表明,污染后钻井液性能恶化快、沥青易黏附固相颗粒、高温可流动性好、钻井液与沥青的置换型漏失等造成钻井液柱压力难以控制,进而造成沥青侵入速度与程度得不到有效控制。室内和现场试验表明,保持钻井液膨润土含量1%、随钻堵漏材料含量8%左右有利于钻进时钻井液柱压力控制;稠化封堵技术可减慢停止循环时的沥青侵入速度;控压钻井（MPD）技术可有效调控井筒液柱压力,以较低钻井液密度钻穿沥青层,降低沥青与钻井液置换量、侵入速度与程度到可控水平。     

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。     

深水井精细控压下套管研究

深水窄压力窗口地层给下套管带来了巨大挑战,下套管时产生的波动压力将导致井筒压力超过压力窗口上限而出现井漏,大大增加了作业时间,采用传统方法下套管时为了防止波动压力过大而超过安全压力窗口只能降低下套管速度,这样虽然在一定程度上减小漏失风险但增大了作业成本,且这种方式不一定有效。因此,针对深水窄安全压力窗口地层下套管漏失风险问题,基于动态波动压力建立了深水窄安全压力窗口井筒压力控制模型;并在此基础上提出深水精细控压下套管方法。利用建立的模型分析井筒压力影响因素发现,井筒压力随着套管下入深度、最大下入速度、钻井液密度以及钻井液的屈服值、黏度的增大而增大。计算表明,深水精细控压下套管不但降低了漏失风险,还缩短了作业时间,降低了作业成本。     

营13区块浅层水平井钻井液技术

营13区块油气资源丰富,开发前景广阔.前期使用聚合物钻井液施工中复杂情况时有发生,严重制约了该区块的开发进程.通过对处理剂进行优选,研发了强抑制润滑钻井液体系配方,该体系在营13区块进行了应用,井身质量良好,机械钻速明显提高,为营13区块安全及高效钻井提供了有力的技术保障.     

考虑井筒温度场与压力场的深井井涌风险控制

深井、超深井井筒内温度场、压力场变化幅度较大。温度场及压力场的大幅度变化影响到了钻井液密度场,进而对井控安全产生影响。建立了井筒当量密度场分布模型,利用该模型计算了钻井液循环和静止时钻井液当量密度场分布情况,并探讨了井筒温度场压力场对井控过程的影响。研究表明:深井、超深井钻井井控过程中,应该考虑井筒温度场、压力场变化对钻井液物性参数的影响;钻井液循环和静止时,实际钻井液井底当量循环密度和当量静止密度低于将钻井液作为地面常数时的当量密度,井控时应该注意适当增大钻井液密度以平衡地层孔隙压力。采取相应的措施预防环空井底压力的减小带来的溢流、井涌甚至井喷。进行井身结构设计时,可以不考虑温度场与压力场的影响;另外井控事故预防控制需要技术及管理措施相结合。     

基于有限坍塌宽度的层理性泥页岩地层井壁稳定性评价

 钻井工程中一般允许实钻井眼存在有限宽度的崩落区域,如按传统井壁稳定理论模型进行设计会导致钻井液密度偏高、钻井成本增加、钻井效率降低、钻井液漏失甚至地层破裂等一系列问题。针对脆性层理泥页岩地层特性,根据测井资料和测试数据进行地质力学建模,利用基于有限坍塌宽度的定量风险分析方法合理地评估井壁稳定概率,优选钻井液密度窗口。以中国西部某油田泥页岩地层钻井实例进行分析,在基于有限崩落存在的情况下,通过定量分析方法在井壁稳定段及失稳段对钻井液密度窗口进行动态优化,可以提高机械钻速,降低钻井成本,评估的井壁稳定概率可达91%~98%,计算结果与实际情况基本吻合,说明该方法具有重要的工程价值和实际意义。     

超深井长裸眼段岩屑运移规律及特征分析

大位移井在深部地层的油气藏开采中得到了广泛应用,但同时面临着井眼清洁不充分、托压、卡钻等一系列问题,为了更好地指导超深大位移井的井眼清洁工作,需要进一步对超深大位移井的长裸眼段的岩屑动态运移特性进行研究。建立了考虑实际井眼轨迹、流体压降及悬浮层颗粒扩散的大位移井两层岩屑运移动态模型。该模型利用有限差分法进行求解,并利用已有文献的实验结果进行验证。对钻井和冲洗两种工况进行模拟研究,认识钻井液排量、钻井液密度、机械钻速、井眼半径等方面对岩屑运移的影响。研究结果表明：在钻井工况下,井斜角越小的井段,岩屑越难以沉积,且钻井液排量越高、钻井液密度越高、井眼尺寸越小、钻速越低,岩屑运移的效率越高;在冲洗工况下,井斜角越小,冲蚀效果越差,且钻井液排量越高、钻井液密度越高、井眼尺寸越小,岩屑运移的效率越高。研究结果对保障超深大位移井良好的井眼清洁具有指导意义。     

冀东油田大斜度大位移井井眼清洁技术

随着冀东油田勘探开发的持续深入,大斜度大位移井比例逐年增加,钻井过程中井眼清洁问题凸现。针对大斜度大位移井的特点,通过室内模拟实验及岩屑颗粒的受力特征探讨了岩屑床成因及岩屑运移规律。并基于水力学计算模型优化设计水力参数,应用CFD仿真模拟岩屑床清除钻杆周围流体的流动特性,评价优选钻井液材料维护钻井液性能,同时采取井眼清洁实时监测、高效携岩剂等工艺,从设计到施工全面提高井眼净化水平,形成了一套改善大斜度大位移井井眼流动条件的配套技术措施,为大位移井的安全施工提供了技术支持。现场应用结果表明,后续施工的大斜度大位移井极少发生井眼清洁不好导致的憋钻卡钻等复杂情况。     

页岩气水平井井壁稳定影响因素与技术对策

国内绝大多数页岩气水平井在页岩层段钻井过程都发生过坍塌,严重影响了钻井周期及后续压裂施工。由于页岩气井水平段一般较长,普遍在1000m以上,而且页岩地层层理发育,产状多变,岩石性质硬脆,水敏性矿物含量高,很容易发生井漏坍塌等问题。本文通过分析认为影响页岩气水平井井壁失稳的因素主要包括页岩的综合特性,地质力学因素,钻井液的综合性质及其他工程因素。解决页岩气水平井井壁失稳的首要途径是认识层理页岩的特殊力学特性,重点研究不同钻井液体系对其力学特性的影响程度及影响规律（也是钻井液优选的重要依据之一）;再次需要对地应力场进行综合研究;最后通过采用合理的井壁稳定力学模型获得控制井壁失稳的钻井液密度范围,配合使用快速高效钻具,才能最大程度确保井壁稳定。