鄂尔多斯盆地大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层微裂缝发育,原钾铵基钻井液固相易进入微裂缝造成储层伤害且不易解除,勘探开发实践证实酸化后渗透率恢复值仅为 51.40%,直接影响了该地区天然气的勘探开发效果.为此,针对大牛地气田马五 5 亚段碳酸盐岩储层黏土含量低、井壁稳定性好和完井酸压后增产不理想等情况,优选了酸溶性羧甲基纤维素钠盐和抗高温淀粉等天然高分子处理剂,配套了杀菌剂和润滑剂,构建了一种低密度无固相易酸溶新型钻井液.研究结果表明:①与原钾铵基钻井液相比,低密度无固相易酸溶钻井液具有无固相、易酸溶和返排快等特点,实钻密度下降 0.04～0.06 g/cm3,固相含量小于 2%,且与储层配伍性良好,可有效预防并减小钻井过程钻井液对储层的伤害;②该钻井液聚合物酸溶率 95.45%,泥饼酸溶率 100%,渗透率恢复值比钾铵基钻井液提升了 43.89%,有利于下古生界碳酸盐岩气藏天然气渗流通道微裂缝的疏通恢复.结论认为:①该钻井液现场完钻 10口水平井,同样的复合加砂酸压后,产气量较邻井提高 76%;②该钻井液从源头保护储层避免伤害,可满足大牛地气田碳酸盐岩钻井储层保护的需求,为有效提升碳酸盐岩天然气的勘探开发效果提供了技术支撑.

针对页岩水平井钻井过程中使用水基钻井液时面临的井壁易失稳、钻具摩阻扭矩大,井眼清洁困难等技术难题,通过引入硅酸钾钠、有机硅改性腐植酸钾盐、聚倍半硅氧烷等硅基处理剂,构建了环保型多硅基水基钻井液体系.该体系所用处理剂EC50>3×104 mg/L,为无毒级别,抗温180℃,流变性能稳定,具有良好的抑制性、封堵性和润滑性,页岩滚动回收率98.53％,页岩线性膨胀率0.26％,HTHP失水量≤2.8 mL,极压润滑系数0.081,泥饼黏滞系数0.042,重金属含量满足二级排放标准,BOD值/COD值高达31.7％,易生物降解,表现出优异的环境友好性.环保型多硅基水基钻井液在东平1井页岩水平段进行了成功应用,钻进期间未发生任何井下复杂情况,动塑比保持在0.41～0.48,钻具摩阻6～8 t,平均井径扩大率仅为3.85％,平均机械钻速达10.28 m/h,在国内首次实现了水基钻井液在页岩水平段中的应用.

大牛地气田主力储层致密低渗,在钻井过程中极易受到侵入地层和黏附在井壁上的钻井化学材料或暂堵材料的伤害,造成地下流体通道不畅,影响开发效果.由于生物酶的生物降解特性可以将天然高分子钻井化学剂及暂堵材料降解为水和二氧化碳,实现对致密地层低伤害、低污染钻进,因此,在分析大牛地气田储层伤害机理的基础上,形成了生物酶钻井液配方,并进行了实验室页岩膨胀试验、降解性能试验、岩心渗透率恢复试验以及现场应用.该技术的应用实现了生产过程中致密泥饼的有效降解清除,满足了气田环境保护和可持续发展的需要.

鄂尔多斯盆地东胜气田二叠系石千峰组、石盒子组发育大段泥页岩,在钻井施工中井壁失稳现象频发.结合东胜气田地层特征,分析井壁失稳原因,研究硅酸盐的封堵性和抑制性,优选形成硅酸盐钻井液配方,并对其抑制性及封堵性进行实验研究.研究结果表明:①石千峰组、石盒子组泥页岩中黏土矿物平均含量为56％,以伊蒙混层为主,伊利石次之;泥页岩原生层理及微裂缝,黏土矿物中伊利石、蒙脱石的水化膨胀性能差异是井壁失稳的主要原因.②自主研发的硅酸盐钻井液体系具有较强的抑制泥页岩水化膨胀的能力,较强的微小裂缝封堵能力;当该体系中硅酸盐的模数为2.8～3.0、加量3％、pH值维持在11以上时,硅酸盐钻井液的抑制效果更好;同时该体系中的硅酸盐与地层矿物反应生成絮状沉淀,可封堵地层微小裂缝和孔隙,阻止滤液深度侵入,维持了井壁稳定.③通过在东胜气田两口井的现场试验,达到了环境保护和井壁稳定的目的,取得了较好的应用效果.该研究成果为其他类似地质条件钻井液的应用提供了借鉴经验.

红河油田长8油藏埋深2 000m左右,为裂缝性致密砂岩油藏,主体开发方式为水平井配合压裂改造.针对其钻井时易井壁失稳、井漏,压裂、采油作业及后期治理困难等问题,从钻完井角度出发,通过室内实验和现场实践,形成了二级井身结构水平井及其配套的井壁稳定技术、防漏堵漏技术和长裸眼水平段套管固井完井技术.现场应用81口井,钻完井过程中复杂情况大幅减少,与同期三级井身结构水平井相比,平均钻井周期缩短23.62％,平均完井周期缩短27.15％,平均单井钻完井工程费用节约201.9万元,且为压裂、采油后期作业及后期治理提供了便利条件,降本增效效果显著.