涠洲12-1油田水平井无固相有机盐钻井液技术
郭永宾, 管申, 刘智勤, 彭巍, 曹峰     
中海石油(中国)有限公司湛江分公司, 广东湛江 524057
摘要: 涠洲12-1油田在应用无固相有机盐钻井液钻进储层时,存在钻井液流变性不能满足长裸眼水平段井眼清洁要求、暂堵剂粒径分布不合理和储层保护性能差的问题。为此,通过优化增黏剂的加量和暂堵剂的粒径分布对无固相有机盐钻井液配方进行了优化。性能评价表明:优化后的无固相有机盐钻井液具有较高的低剪切速率黏度,可以提供良好的携岩和悬浮岩屑的能力;储层保护性能优良,岩心的渗透率恢复率大于90%;抑制性能较强,泥页岩线性膨胀率仅为10%,岩屑滚动回收率高达96.48%。4口井的现场应用结果表明:采用优化的无固相有机盐钻井液后,涠洲12-1油田水平井段未发生起下钻遇阻;表皮系数由20.0以上降为-3.0,产油量为配产的2倍。这表明,优化后的无固相有机盐钻井液能满足涠洲12-1油田水平段钻进的要求,可解决水平井段井眼清洁和储层保护效果差的问题。
关键词: 无固相     钻井液     添加剂     钻井液性能     防止地层损害     涠洲12-1-H1井     涠洲12-1油田    
Solid-Free Organic Salt Drilling Fluid for Horizontal Wells in the Weizhou 12-1 Oilfield
GUO Yongbin, GUAN Shen, LIU Zhiqin, PENG Wei, CAO Feng     
Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang, Guangdong, 524057, China
Abstract: Solid-free organic salt drilling fluids used for drilling reservoirs in the Weizhou 12-1 Oilfield have rheological problems that resulted in a failure to perform borehole cleaning in long open horizontal intervals.Therefore, a solid-free organic salt drilling fluid was formulated by optimizing the additive quantity and particle size distribution.Performance evaluation showed that optimized solid-free organic salt drilling fluids had a high low shearing rate viscosity, and may provide satisfactory for cutting, carrying and suspension capacities.In addition, these drilling fluids perform well in protecting reservoirs, with permeability recovery rate of cores contaminated by these fluids more than 90%.The drilling fluids also have high inhibition capacities with linear expansion rate of mud shale as low as 10%, with rolling cutting recovery rate up to 96.48%.Field application results indicated that no pipe sticking has been observed during tripping operations in horizontal intervals in the Weizhou 12-1 Oilfield when using the new fluid.More specifically, by using optimized solid-free organic salt drilling fluids, skin factors were reduced from over 20.0 to -3.0, oil production was 2 times of that expected.It was concluded that optimized solid-free organic salt drilling fluid could meet the requirement of drilling horizontal intervals in the Weizhou 12-1 Oilfield, and effectively improve well cleaning and reservoir protection in horizontal intervals.
Key words: solid free     drilling fluid     drilling fluid additives     properties of drilling fluid     prevent formation damage     Well Weizhou 12-1-H1     Weizhou 12-1 Oilfield    

涠洲12-1油田位于南海北部湾盆地北部拗陷涠西南凹陷中西部,相继经历了张裂、断陷和坳陷3大发育阶段,并且受正断层控制,其目的层为涠洲组涠三段和涠四段。涠三段为中、细砂岩与泥岩不等厚互层,粉砂岩夹杂色泥岩;涠四段为中、细砂岩与泥岩不等厚互层,上部为杂色泥岩,下部为灰色泥岩。该油田水平井的水平段相对较长(800~1 000 m),井眼清洁难度大,且储层段非均质性强,给储层保护造成了困难。该油田采用无固相有机盐钻井液钻进水平段, 配方为0.3%烧碱+2.0%PF-FLOTROL(流性调节剂)+2.0%PF-GBL(白沥青)+1.5%PF-LPFH(封堵剂)+3.0%CaCO3(封堵剂)+PF-CONA(加重剂)+PF-HCOOK(抑制剂)。该钻井液是一种新型的快速弱凝胶钻井液,利用物质之间的协同效应形成凝胶,不需要加交联剂,对成胶温度和成胶时间要求低,表观黏度低,耐低速剪切,对环境适应能力较强。但该钻井液动塑比小,低剪切速率下的黏度无法满足长裸眼水平段携砂要求,易造成起下钻遇阻、倒划眼憋泵等井下故障;同时该钻井液没有针对非均质性较强的储层优化暂堵材料的粒径分布,导致储层保护效果欠佳[1-5],油井表皮系数常高达20以上,油井实际产油量低于配产。因此,笔者通过优化增黏剂的加量和暂堵剂的粒径分布,提高无固相有机盐钻井液的流变性能和储层保护性能,形成了适用于该油田长裸眼水平段的无固相有机盐钻井液,现场应用表明,该钻井液能满足涠洲12-1油田长裸眼水平段井眼清洁和储层保护的要求。

1 无固相有机盐钻井液配方优化

针对涠洲12-1油田现用无固相有机盐钻井液井眼清洁和储层保护效果差的问题,通过优化增黏剂加量改善其流变性,优化暂堵剂粒径提高钻井液的储层保护性能,使之满足钻井要求。

1.1 流变性优化

低剪切速率黏度是衡量钻井液携岩能力的重要参数,可以通过提高低剪切速率改善钻井液的携岩能力,而增黏剂加量恰好与低剪切速率呈正相关关系。增黏剂PF-VIS成本低廉,适应性较强,是钻井液常用增黏剂。因此,笔者以涠洲12-1油田现用无固相有机盐钻井液为基础,通过测试钻井液在增黏剂PF-VIS不同加量下的低剪切速率黏度,以确定增黏剂PF-VIS的加量,测试结果见表 1

表 1 增黏剂加量对无固相有机盐钻井液性能的影响 Table 1 Impacts of volumes of thickener on properties of solid-free organic salt drilling fluid
PF-VIS加量,% 试验条件 密度/ (kg·L-1) 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL 低剪切速率黏度/(mPa·s) 润滑系数
初切 终切
0 老化前 1.4 30 21 8 2 3
老化后 37 27 9 4 5 2.2 25 007 0.17
0.7 老化前 1.4 36 20 16 3 4
老化后 35 21 14 3 5 2.0 32 846 0.15
0.7 老化前 1.4 44 24 20 4 5
老化后 45 25 20 4 6 2.4 41 987 0.11
  注:①加入了2.0%PF-GJC抑制剂; ②老化条件为在120 ℃下滚动16 h,下同。

表 1可知,随着增黏剂PF-VIS加量增大,钻井液的表观黏度、塑性黏度及切力等都在提高,尤其低剪切速率黏度升高明显,当增黏剂PF-VIS加量达到0.7%时,其低剪切速率黏度大于30 000 mPa·s,表明其携岩能力达到了水平段钻进要求,再加入2.0%PF-GJC(抑制剂),其润滑系数降至0.11,低剪切速率黏度大于40 000 mPa·s,其流变性得到进一步提高。因此,确定增黏剂PF-VIS加量为0.7%,并加入2.0%抑制剂PF-GJC。

1.2 储层保护性能优化 1.2.1 暂堵剂粒径优化原则

储层保护的关键在于防止滤液和固相颗粒侵入。根据D90规则,当暂堵剂颗粒粒径累积分布曲线上的D90与储层最大孔喉直径相等时,钻井液内的固相颗粒就会在井壁上通过桥堵形成渗透率极低的滤饼,就可取得理想的暂堵效果[6-8]。因此,根据D90规则优化暂堵剂粒径分布。

1.2.2 暂堵剂粒径分布优化

要优化暂堵剂的粒径分布,首先要分析得到储层的孔喉最大孔径。笔者选取WZX-1井涠三段和WZX-2井涠四段的岩心制作岩心铸体薄片,分析其孔喉粒径分布,结果见表 2。由表 2可知,储层孔喉最大孔径平均为121.63 μm。

表 2 WZX-1井和WZX-2井涠三段和涠四段岩心孔喉粒径分布 Table 2 Pore throat sizes distribution in Ew3 and Ew4 intervals in the Well WZX-1 and the Well WZX-2
岩心编号 井号 井深/m 层段 平均孔喉比 平均孔径/μm 最大孔径/μm 最小孔径/μm
27 WZX-1 2 479.50 涠三段 6.01 24.85 124.36 1.54
16 WZX-1 2 685.90 涠三段 4.98 22.35 125.47 1.99
23 WZX-2 3 175.00 涠四段 6.09 19.30 115.36 2.12
32 WZX-2 3 299.80 涠四段 5.67 20.89 121.32 1.23

酸溶性暂堵剂超细碳酸钙粒径分布较广,价格便宜,易酸化解堵,与储层的配伍性好[9-12]。因此选择碳酸钙作为暂堵剂。根据涠三段、涠四段储层岩心孔喉最大孔径的平均值,应用复杂结构井储层损害评价及保护技术系统优化暂堵剂碳酸钙颗粒粒径分布,结果如图 1所示。由图 1可知,当800目碳酸钙与400目碳酸钙的质量比为4.01:1时,其D90与地层岩心孔喉最大孔径的平均值相等。因此,选用800目和400目的碳酸钙,其质量比为4.01:1。

图 1 碳酸钙粒径分布优化结果 Fig.1 Optimization of calcium carbonate particle size distribution

通过优化现用的无固相有机盐钻井液的流变性能和储层保护性能,形成了新的无固相有机盐钻井液配方:0.3%烧碱+2.0%PF-FLOTROL(流性调节剂)+20.%PF-GBL(白沥青)+1.5%PF-LPFH(封堵剂)+PF-CONA(加重剂)+PF-HCOOK(抑制剂)+0.7% PF-VIS+2.0%PF-GJC(聚合醇)+3.0%CaCO3。其中,CaCO3由800目和400目碳酸钙混配而成,质量比为4.01:1。

2 性能评价 2.1 抑制性

采用泥页岩线性膨胀率试验和岩屑回收率试验评价钻井液的抑制性[13-20]。选用WZX-1井和WZX-2井的泥页岩进行泥页岩线性膨胀试验,结果见表 3。由表 3可知,WZX-1井泥页岩在无固相有机盐钻井液(优化前后)中的线性膨胀率均在10%左右,表明无固相有机盐钻井液优化前后抑制泥页岩吸水膨胀的能力都很强。

表 3 泥页岩在无固相有机盐钻井液(优化前后)中的线性膨胀率 Table 3 Linear expansion rates of mud shale before/after optimization of solid-free organic salt drilling fluid
井名 井深/m 条件 线性膨胀率,%
WZX-1井 2 686.00 优化前 10.20
优化后 11.80
WZX-2井 2 436.00 优化前 9.50
优化后 9.11

选用WZX-1井和WZX-2井不同深度的岩屑进行滚动回收率试验,结果见表 4。由表 4可知,岩屑在无固相有机盐钻井液(优化前后)中的滚动回收率在95%左右,说明无固相有机盐钻井液优化前后都具有较强的抑制泥页岩水化分散能力。

表 4 岩屑在无固相有机盐钻井液(优化前后)中的滚动回收率 Table 4 Rolling recycling rates of cuttings before/after optimization of solid-free organic salt drilling fluid
井号 井深/m 条件 回收率,%
WZX-1井 2 436.00 优化前 95.11
优化后 96.48
WZX-2井 3 175.10 优化前 91.25
优化后 92.27
3 266.40 优化前 93.91
优化后 94.66
2.2 抗污染性

涠洲12-1油田钻井要求钻井液具有抗钻屑、海水和氯化钠污染的性能,因此对优化后的无固相有机盐钻井液的抗污染性能进行试验评价。

2.2.1 抗钻屑侵污

测试优化后的无固相有机盐钻井液在加入100目涠三段钻屑前后的基本性能,结果见表 5。由表 5可知,随着钻屑加量增大,优化后的无固相有机盐钻井液的黏度有所升高,API滤失量有所降低,其性能较为稳定,说明该钻井液有很好的抗钻屑污染性能。

表 5 优化后无固相有机盐钻井液抗钻屑污染试验结果 Table 5 Anti-pollution capability of solid-free organic salt against cuttings after optimization
钻屑加量,% 条件 密度/(kg·L-1) 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL
初切 终切
0 老化前 1.40 44.0 24 20.0 2 3
老化后 45.0 25 20.0 4 5 2.4
5 老化前 1.40 39.0 18 21.0 3 4
老化后 48.0 27 21.0 3 5 3.1
10 老化前 1.40 39.0 18 21.0 4 5
老化后 46.0 26 20.0 4 6 2.8
15 老化前 1.41 43.5 22 21.5 4 5
老化后 49.0 27 22.0 4 6 2.9
2.2.2 抗海水侵污

测试优化后的无固相有机盐钻井液在海水侵入前后的基本性能,结果见表 6。由表 6可知,随着海水侵入量的增加,优化后的无固相有机盐钻井液的表观黏度和塑性黏度逐渐降低,滤失量增大,但变化幅度不大,仍能满足钻井要求,说明优化后的无固相有机盐钻井液具有较好的抗海水侵污性能。

表 6 优化后无固相有机盐钻井液抗海水污染试验结果 Table 6 Anti-pollution capability of solid-free organic salt against sea water after optimization
海水加量,% 条件 密度/(kg·L-1) 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL
初切 终切
0 老化前 1.4 44.0 24 20.0 2 3
老化后 45.0 25 20.0 4 5 2.4
5 老化前 1.4 35.0 18 17.0 3 4
老化后 39.0 19 20.0 3 5 3.8
10 老化前 1.4 34.0 18 16.0 4 5
老化后 38.0 21 17.0 4 6 3.9
15 老化前1.4 32.5 16 16.5 4 5
老化后 39.0 21 18.0 4 6 4.0
2.2.3 抗氯化钠侵污

测试优化后的无固相有机盐钻井液在加入氯化钠前后的基本性能,结果见表 7。由表 7可以看出,随着氯化钠加量增大,优化后的无固相有机盐钻井液的表观黏度和塑性黏度逐渐升高,滤失量增大,但变化幅度不大,仍能满足钻井要求,说明优化后的无固相有机盐钻井液具有较好的抗氯化钠侵入性能。

表 7 优化后无固相有机盐钻井液抗氯化钠污染试验结果 Table 7 Anti-pollution capability of solid-free organic salt against sodium chloride after optimization
氯化钠加量,% 条件 密度/(kg·L-1) 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL
初切 终切
0 老化前 1.4 44.0 24 20.0 2 3
老化后 45.0 25 20.0 4 5 2.4
5 老化前 1.4 45.0 20 25.0 3 4
老化后 45.0 25 20.0 3 5 3.6
10 老化前 1.4 45.0 21 24.0 4 5
老化后 49.0 25 24.0 4 6 3.5
15 老化前 1.4 45.5 22 23.5 4 5
老化后 55.0 27 28.0 4 6 3.8
2.3 储层保护性能

选用涠洲12-1油田WZX-1井垂深2 660.00 m处的泥页岩岩心,利用ZDY50-180型岩心动态损害仪评价无固相有机盐钻井液(优化前后)的储层保护性能。首先测试饱和地层水岩心的油相渗透率,再反向用无固相有机盐钻井液在120 ℃、3.5 MPa条件下污染岩心2 h,接着取出无固相有机盐钻井液,用破胶液在120 ℃、0.7 MPa条件下破胶2 h,再接着用完井液替出破胶液,最后再正向测试岩心的油相渗透率,然后根据上述2次岩心渗透率测试结果,计算出渗透率恢复率,结果见表 8

表 8 无固相有机盐钻井液优化前后的岩心污染试验结果 Table 8 Core contamination tests for solid-free organic salt drilling fluid before and after optimization
岩心编号 钻井液 气测渗透率/mD 油相渗透率/mD 渗透率恢复率,%
污染前 污染后
21 优化前 1.44 0.594 0.512 86.12
22 2.40 1.002 0.833 83.13
1 优化后 8.99 1.447 1.345 92.97
12 3.69 0.733 0.669 91.30

表 8可知,岩心被优化前的无固相有机盐钻井液污染后其渗透率恢复率在85%左右,被优化后的无固相有机盐钻井液污染后其渗透率恢复率大于90%,表明优化后的无固相有机盐钻井液的储层保护性能得到大幅提高。

2.4 封堵性能

选用气测渗透率为14.5 mD的岩心,利用JLX-2型动态堵漏试验仪评价了密度为1.4 kg/L的无固相有机盐钻井液优化前后的封堵能力。优化前后的无固相有机盐钻井液在岩心上形成的滤饼厚度分别为3.0和1.0 mm,侵入岩心的深度分别为4.1和1.5 cm。在120 ℃、13 MPa条件下,优化后的无固相有机盐钻井液的滤失量仅为4.2 mL,表明优化后的无固相有机盐钻井液的封堵性能较强,可以满足钻井对其封堵性能的要求。

3 现场应用

涠洲12-1油田在4口水平井的水平段应用了优化后的无固相有机盐钻井液。该油田在应用优化前无固相有机盐钻井液钻进井水平段时,由于井眼清洁效果差,容易形成岩屑床,造成起下钻频繁遇阻,平均每口井起下钻遇阻10次,且倒划眼起钻期间憋泵蹩钻达22次,导致实际钻井周期比设计周期长2~3 d;且由于优化前无固相有机盐钻井液暂堵剂的粒径未针对储层进行优化,储层保护性能差,造成表皮系数通常达到20.0以上。优化后的无固相有机盐钻井液由于改善了流变性,井眼清洁较好,起下钻没有出现遇阻现象,实际钻井周期比设计钻井周期缩短了8 d;且优化后无固相有机盐钻井液暂堵剂的粒径针对储层进行了优化,储层保护性能好,4口应用井的表皮系数平均为-3.0,产油量为油藏配产的2倍。下面以涠洲12-1-H1井为例介绍优化后无固相有机盐钻井液的应用情况。

涠洲12-1-H1井为侧钻水平井,一开在老井ϕ339.7 mm套管内开窗侧钻ϕ311.1 mm井眼,依次钻遇望楼岗组、灯楼角组、角尾组、下洋组和涠一段地层,ϕ244.5 mm套管下至涠一段硬质杂色泥岩地层,为二开采用油基钻井液钻进提供较高的承压能力;二开采用ϕ215.9 mm钻头钻至涠四段地层,下入ϕ177.8 mm套管封固涠二段易垮塌的灰色泥岩地层及涠三段地层;三开采用ϕ151.8 mm钻头钻进涠四段储层,下入钻孔筛管支撑井壁。三开采用了优化后的无固相有机盐钻井液,为确保钻井液的性能满足水平段钻进的需求,采取了以下维护处理措施:

1) 振动筛采用200目筛布,充分利用固控设备控制钻井液中的固相含量,使钻井液固相含量尽可能低,以达到优快钻井、清洁井眼等目的。

2) 利用PF-FLO(淀粉)改善钻井液的流变性,将钻井液滤失量严格控制在4 mL以内,使其在井壁上形成薄而韧的滤饼。

3) 适当提高钻井液密度和黏度,以防止涠4段地层泥岩坍塌,提高钻井液的携岩能力。

该井在水平段钻进过程中没有出现起下钻遇阻的情况,且振动筛出砂界面清晰,表明水平裸眼段岩屑返出情况良好,井眼清洁程度高。该井投产后测试表皮系数为-3.0,而采用优化前无固相有机盐钻井液邻井的表皮系数大于20.0。这表明优化后无固相有机盐钻井液的携岩性能和储层保护性能与优化前相比得到大幅提高。

4 结论与建议

1) 通过优化增黏剂的加量和暂堵剂的粒径分布,对无固相有机盐钻井液的配方进行了优化。室内性能评价结果表明,优化后无固相有机盐钻井液的抑制性、抗污染性、封堵性和储层保护性能均达到了涠洲12-1油田水平井段对钻井液性能的要求。

2) 现场应用表明,应用优化后的无固相有机盐钻井液可以解决涠洲12-1油田水平段井眼清洁效果差和储层污染严重的问题。

3) 为提高无固相有机盐钻井液的储层保护性能,应对涠洲12-1油田储层段的孔喉进行详细描述,并据此对暂堵剂的粒径进行优化。

参考文献
[1] 张丹阳, 耿晓光, 周大宇, 等. 无固相钻井液的室内实验研究[J]. 钻井液与完井液, 2009, 26(3): 38–40.
ZHANG Danyang, GENG Xiaoguang, ZHOU Dayu, et al. Laboratory study on solids-free drilling fluids[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2009, 26(3): 38–40.
[2] 李瑞丰, 李东进. 吉林油田甲酸盐无固相欠平衡钻井液技术[J]. 钻井液与完井液, 2012, 29(6): 24–27.
LI Ruifeng, LI Dongjin. Solid-free formate drilling fluid technology used in under balanced drilling of deep wells in Jilin Oilfield[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2012, 29(6): 24–27.
[3] 许辉, 肖聪, 许潇, 等. PRD弱凝胶钻井液性能评价[J]. 石油化工应用, 2012, 31(9): 30–32, 36.
XU Hui, XIAO Cong, XU Xiao, et al. The PRD weak gel drilling fluid performance evaluation[J]. Petrochemical Industry Application, 2012, 31(9): 30–32, 36.
[4] 谢克姜, 胡文军, 方满宗. PRD储层钻井液技术研究与应用[J]. 石油钻采工艺, 2007, 29(6): 99–101.
XIE Kejiang, HU Wenjun, FANG Manzong. Research and application of drilling-in fluid in reservoir[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2007, 29(6): 99–101.
[5] 吴乐, 徐同台, 韩斅, 等. 黄原胶高温稳定性的影响因素[J]. 钻井液与完井液, 2011, 28(6): 77–80.
WU Le, XU Tongtai, HAN Xiao, et al. Research on high temperature stability effects of xanthan gum[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2011, 28(6): 77–80.
[6] 刘建军, 刘晓栋, 马学勤, 等. 抗高温耐盐增黏剂及其无固相钻井液体系研究[J]. 钻井液与完井液, 2016, 33(2): 5–11.
LIU Jianjun, LIU Xiaodong, MA Xueqin, et al. Study on high temperature salt-resistant viscosifier and the formulated solids-free drilling fluid[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2016, 33(2): 5–11.
[7] 崔应中, 徐一龙, 黄凯文, 等. 东方1-1气田水基钻井液技术优化[J]. 钻井液与完井液, 2016, 33(4): 65–68.
CUI Yingzhong, XU Yilong, HUANG Kaiwen, et al. Optimization of water based drilling fluid technology for Dongfang1-1 Gas Field[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2016, 33(4): 65–68.
[8] 刘祥, 吕伟, 李谦定. 交联-羧甲基复合变性淀粉的流变与降失水性能[J]. 应用化学, 2007, 24(3): 357–360.
LIU Xiang, LYU Wei, LI Qianding. Rheological and water-loss control properties of crosslinking and carboxymethylation composite modified starch[J]. Chinese Journal of Applied Chemistry, 2007, 24(3): 357–360.
[9] KAGESON-LOE N M, SANDERS M W, GROWCOCK F, et al. Particulate-based loss-prevention material-the secrets of fracture sealing revealed[J]. SPE Drilling & Completion, 2009, 24(4): 581–589.
[10] 鄢捷年, 王建华, 张金波. 优选钻井液中暂堵剂颗粒尺寸的理想充填新方法[J]. 石油天然气学报, 2007, 29(4): 129–135.
YAN Jienian, WANG Jianhua, ZHANG Jinbo. New method for optimizing particle size of bridging agents in drilling fluids[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2007, 29(4): 129–135.
[11] 邱正松, 钟汉毅, 黄维安. 新型聚胺页岩抑制剂特性及作用机理[J]. 石油学报, 2011, 32(4): 678–682.
QIU Zhengsong, ZHONG Hanyi, HUANG Weian. Properties and mechanism of a new polyamine shale inhibitor[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(4): 678–682. DOI:10.7623/syxb201104017
[12] BANG V S S, POPE G A, SHARMA M M. Development of a successful chemical treatment for gas wells with liquid blocking[R]. SPE 124977, 2009. http://www.researchgate.net/publication/254530313_Development_of_a_Successful_Chemical_Treatment_for_Gas_Wells_With_Liquid_Blocking
[13] 蒲晓林, 梁大川, 王平全, 等. 抑制钻屑形成泥球的钻井液研究[J]. 西南石油学院学报, 2002, 24(2): 46–49.
PU Xiaolin, LIANG Dachuan, WANG Pingquan, et al. Study on drilling fluids of inhibiting formation of mud balls by rock cuttings[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2002, 24(2): 46–49.
[14] 刘海水, 王超, 魏子路, 等. 钻井过程中泥球形成的影响因素探讨[J]. 化学与生物工程, 2011, 28(8): 70–73.
LIU Haishui, WANG Chao, WEI Zilu, et al. Study on influential factors of gumbo ball formation during drilling process[J]. Chemistry & Bioengineering, 2011, 28(8): 70–73.
[15] 张岩, 向兴金, 鄢捷年, 等. 快速钻井中泥球形成的影响因素与控制措施[J]. 中国海上油气, 2011, 23(5): 335–339.
ZHANG Yan, XIANG Xingjin, YAN Jienian, et al. Influence factors and controlling measures on formation of gumbo balls during fast drilling[J]. China Offshore Oil and Gas, 2011, 23(5): 335–339.
[16] TRAUGOTT D A, SWEATMAN R E, VINCENT R A. WPCI treatments in a deep HP/HT production hole increase LOT pressure to drill ahead to TD in a gulf of Mexico shelf well[R]. SPE 96420, 2005. http://www.researchgate.net/publication/267460364_WPCI_Treatments_in_a_Deep_HPHT_Production_Hole_Increase_LOT_Pressures_to_Drill_Ahead_to_TD_in_a_Gulf_of_Mexico_Shelf_Well
[17] WHITFILL D L, WANG Hong. Making economic decisions to mitigate lost circulation[R]. SPE 95561, 2005. https://www.researchgate.net/publication/266671314_Making_Economic_Decisions_To_Mitigate_Lost_Circulation
[18] SHTAM S K, KACHAR J. Use of KCl-polymer clouding out polyol drilling fluid in combating high pressure in deep exploratory wells of Assam Field: a case study[R]. SPE 128849, 2010. https://www.researchgate.net/publication/254531052_Title_Use_of_KCl_Polymer_Clouding_Out_Polyol_Drilling_Fluid_in_combating_high_pressure_in_deep_exploratory_wells_of_Assam_Field_-_A_case_study
[19] van OORT E, FRIEDHEIM J, PIERCE T, et al. Avoiding losses in depleted and weak zones by constantly strengthening wellbores[J]. SPE Drilling & Completion, 2011, 26(4): 519–530.
[20] FRIEDHEIM J E, ARIAS-PRADA J E, SANDERS M W, et al. Innovative fiber solution for wellbore strengthening[R]. SPE 151473, 2012. http://www.researchgate.net/publication/254536118_Innovative_Fiber_Solution_for_Wellbore_Strengthening

文章信息

郭永宾, 管申, 刘智勤, 彭巍, 曹峰
GUO Yongbin, GUAN Shen, LIU Zhiqin, PENG Wei, CAO Feng
涠洲12-1油田水平井无固相有机盐钻井液技术
Solid-Free Organic Salt Drilling Fluid for Horizontal Wells in the Weizhou 12-1 Oilfield
石油钻探技术, 2017, 45(6): 31-36.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(6): 31-36.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201706006

文章历史

收稿日期: 2017-04-16
改回日期: 2017-10-31

相关文章

工作空间