满深1井奥陶系桑塔木组高性能防塌水基钻井液技术

于得水 徐泓 吴修振 陈迎伟 徐金永

于得水, 徐泓, 吴修振, 陈迎伟, 徐金永. 满深1井奥陶系桑塔木组高性能防塌水基钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(5): 49-54. doi: 10.11911/syztjs.2020070
引用本文: 于得水, 徐泓, 吴修振, 陈迎伟, 徐金永. 满深1井奥陶系桑塔木组高性能防塌水基钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(5): 49-54. doi: 10.11911/syztjs.2020070
YU Deshui, XU Hong, WU Xiuzhen, CHEN Yingwei, XU Jinyong. High Performance Anti-Sloughing Water Based Drilling Fluid Technology for Well Manshen 1 in the Ordovician Sangtamu Formation[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(5): 49-54. doi: 10.11911/syztjs.2020070
Citation: YU Deshui, XU Hong, WU Xiuzhen, CHEN Yingwei, XU Jinyong. High Performance Anti-Sloughing Water Based Drilling Fluid Technology for Well Manshen 1 in the Ordovician Sangtamu Formation[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(5): 49-54. doi: 10.11911/syztjs.2020070

满深1井奥陶系桑塔木组高性能防塌水基钻井液技术

doi: 10.11911/syztjs.2020070
详细信息
    作者简介:

    于得水(1973—),男,山东临朐人,1995年毕业于江汉石油学院应用化学专业,工程师,主要从事现场钻井液技术工作。E-mail:840296203@qq.com

  • 中图分类号: TE254

High Performance Anti-Sloughing Water Based Drilling Fluid Technology for Well Manshen 1 in the Ordovician Sangtamu Formation

  • 摘要: 满深1断裂带奥陶系桑塔木组为泥岩、泥灰岩地层,裂缝发育,井壁坍塌风险极高,给安全钻井带来了极大挑战。满深1井钻进至井深7 392.54 m(桑塔木组)时钻遇走滑断裂带,发生坍塌卡钻,处理难度大,最终选择回填侧钻。为此,分析了桑塔木组地层特点,研究应用了高性能防塌水基钻井液技术:选择合理的钻井液密度,强化对井壁的力学支撑,并采用复合降滤失措施降低水敏性泥岩地层的水化;在引入多氨基井壁抑制剂的同时,提高K+质量浓度,实现多元抑制防塌;提高钻井液的抗温能力、润滑性能及封堵性能,以满足桑塔木组对抑制、封堵防塌及抗高温稳定性的要求。现场应用表明,该井侧钻过程中钻井液性能稳定,K+质量浓度保持在35 000 mg/L左右,150 ℃温度下的高压滤失量由11.3 mL降至8.0 mL,桑塔木组钻进过程中未发生井眼失稳情况,顺利钻至三开中完井深,套管一次下到设计位置。这表明,高性能防塌水基钻井液防塌效果显著,达到了预期目标。
  • 表  1  磺化树脂材料对钻井液滤失性能的影响试验结果

    Table  1.   The influence of sulfonated resin on the filtration property of drilling fluid

    配方塑性黏度/
    (mPa∙s)
    动切力/
    Pa
    静切力/PaAPI滤失
    量/mL
    高温高压滤
    失量1)/mL
    初切终切
    1#225.01.57.03.29.7
    2#235.51.57.52.08.2
     注:1)在温度150 ℃条件下测得。
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    表  2  KCl对钻井液流性的影响试验结果

    Table  2.   The influence of KCl on rheology of drilling fluid

    试验条件配方塑性黏度/
    (mPa∙s)
    动切力/Pa静切力/PaAPI滤失量/
    mL
    高温高压滤失量1)/
    mL
    K+质量浓度/
    (mg·L–1
    初切终切
    常温2#297.52.010.01.47.624 000
    3#276.02.08.01.68.035 000
    150 ℃下老化24 h2#287.02.08.01.27.224 000
    3#246.01.57.01.57.835 000
    150 ℃下老化48 h2#328.52.011.0 1.67.824 000
    3#285.02.08.51.68.035 000
    150 ℃下老化72 h2#4011.0 3.012.0 2.29.224 000
    3#305.52.07.51.89.635 000
     注:1)在温度150 ℃条件下测得。
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    表  3  多氨基井壁稳定剂对钻井液稳定性的影响试验结果

    Table  3.   The influence of multi-amino borehole wall stabilizer on drilling fluid stability

    配方塑性黏度/(mPa∙s)动切力/Pa静切力/PaAPI滤失量/mL高温高压滤失量1)/mL开罐情况
    初切终切
    3#2862.09.01.68.2上部有少许清液
    4#2762.08.01.68.2上下均匀
    5#2551.58.01.78.0上下均匀
     注:1)在温度150 ℃条件下测得。
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    表  4  沥青防塌剂对钻井液防塌性能的影响试验结果

    Table  4.   The influence of asphalt anti-sloughing agent on anti-sloughing performance of drilling fluid

    配方塑性黏度/(mPa∙s)动切力/Pa静切力/PaAPI滤失量/mL高温高压滤失量1)/mL
    初切终切
    4#286.52.0 8.01.68.2
    6#357.52.510.01.47.6
    7#439.03.012.01.27.2
     注:1)在温度150 ℃条件下测得。
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    表  5  满深1井桑塔木组灰色泥岩岩屑回收率试验结果

    Table  5.   The recovery ratio of grey mudstone of the Well Manshen 1 in the Sangtamu Formation

    试验编号试验介质岩屑回收率,%
    1清水 5.7
    2钾基聚磺防塌钻井液56.8
    3高性能防塌水基钻井液83.6
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    表  6  满深1井三开原井眼与侧钻井眼钻井情况对比

    Table  6.   Comparison on drilling conditions between the original third spud borehole and the sidetracked borehole in the Well Manshen 1

    井眼钻进井段/m井段长度/m钻进时间/d井下情况
    原井眼7 175.00~7 392.54217.54 7.42正常
    7 392.54~7 480.57 88.0313.50反复划眼、倒划眼,掉块严重,扭矩异常,断钻具
    侧钻井眼7 166.00~7 480.57314.5710.21正常,井眼通畅
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出版历程
  • 收稿日期:  2020-05-05
  • 修回日期:  2020-06-29
  • 网络出版日期:  2020-07-17
  • 刊出日期:  2020-09-25

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