抗高温水包油钻井液的研究与应用

钻井液 阳离子

96

油田化学

钻　　　采　　　工　　　艺

DRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGY

2010年1月

Jan.2010

抗高温水包油钻井液的研究与应用

史沛谦,王善举,黄桂春,郑德荣,张和平,杨　建,杨建军

史沛谦等.抗高温水包油钻井液的研究与应用.钻采工艺,2010,33(1):96-99,105

摘　要:根据深井欠平衡钻井技术要求,通过水包油钻井液用主乳化剂、,有效地解决了水包油钻井液体系高温乳化能力差、水包白油钻井液体系,,,密度在0.89～0.99

g/cm之间可调,抗温能力达到180℃,<3口井,应用结果表明,研究的水

3

1112111

(1中原石油勘探局钻井工程技术研究院油田化所2中原石油勘探局钻井三公司)

包油钻井液体系具有较好的抗高温、、2,钻井液性能稳定易于调节,不起泡,对录井、测井无影响,井径规则,,能够满足深井近平衡、欠平衡钻井和地质要求。

关键词:;乳化剂;抗高温;泡沫抑制

中图分类号:.3　　　文献标识码:A　　　DOI:10.3969/j.issn.1006-768X.2010.01.031

随着油气勘探开发的不断深入,中生界、古生界低压地层欠平衡钻井技术得到越来越多的应用。水包油钻井液因其密度稳定、施工方便、安全性高、成本适中等优点适合该类地层欠平衡钻井作业

[1]

由于水包油型乳化剂的分子结构要求与泡沫剂类似,因此易于导致水包油钻井液起泡,同时对水包油乳状液起稳定作用的固体粉末、增黏剂等也是泡沫稳定的有利因素,因此在水包油乳化钻井液的研究和应用中存在泡沫抑制问题。其解决途径一方面可以选择起泡能力小的乳化剂,或配合使用HLB值较低的辅助乳化剂平衡乳状液乳化状态

[2]

,成

为深井欠平衡钻井的关键技术之一。水包油钻井液的技术核心是乳化剂研究,对乳化剂的要求有:①提高乳化剂抗温性和热稳定性;②油水乳化稳定的同时,避免或降低泡沫的产生,以利于边喷边钻欠平衡钻井时的液气快速分离要求。

根据中生界、古生界井段地层胶结性差、井底温度高、原始地层压力系数低、钻井过程中易漏,以及需要实现钻井液快速脱气的深井欠平衡钻井特点和技术要求,研究出抗高温水包油钻井液体系,现场应用表明钻井液体系满足了钻井施工要求。

。

低HLB值辅助乳化剂的选择方面,要求其具有一定憎水性,适当带有支链,以利于泡沫消除;其活性要大于高HLB值的主乳化剂,使它有能力顶替掉泡沫而吸附于界面上。由其分子结构可知,辅助乳化剂的加入不利于乳化稳定,即水包油乳状液的乳化稳定与泡沫抑制存在着平衡关系。但消泡作用与破乳作用毕竟不同,乳化作用好的表面活性剂起泡能力也不一定强,这为主乳化剂和辅助乳化剂的选择提供了理论基础。

优选出起泡弱、乳化好的主乳化剂,以及消泡强、对乳化影响小的辅助乳化剂,并且确定出二者的最佳加量比例,是水包油乳化钻井液研究的主要内容之一。1.2主乳化剂

一、室内研究

1.水包油钻井液乳化剂筛选1.1水包油乳化剂的选择原则

水包油乳化剂的考察指标主要是乳化能力和抗温能力。离子型表面活性剂乳化能力较强、抗温性较好,但易起泡;非离子型表面活性剂起泡差,但在其浊点以上温度容易转变为油包水型乳化剂,限制了其使用温度,通过与离子型表面活性剂复配可以提高浊点,实际应用的乳化剂通常都是复配使用的。

收稿日期:2009-06-18

主乳化剂是降低乳化体系表面能,提高油水乳化稳定性的主要因素。实验表明,多数水包油型乳化剂抗温能力较低,根据主乳化剂分子结构要求,室

作者简介:史沛谦(1974-),工程师,中原石油勘探局钻井工程技术研究院,主要从事钻井液现场及技术研究工作。地址:(457001)河南省濮阳市中原路59号,电话:(0393)4890993,E-mail:www.zqqy0616@http://www.77cn.com.cn

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内研究出抗高温乳化剂ZR-1,其组成以阴离子表面活性剂为主,采用多种抗高温亲水基,复配非离子

[3]

表面活性剂,抗温可达180℃。表1采用4%膨润土浆,油水比4ζ6,乳化剂加量1.0%,180℃老化16h,考察乳化剂抗高温稳定性。

乳化剂抗温性评价以高温老化后的乳状液油水分离程度为主要指标,析油量少则抗温乳化能力强。

表1　主乳化剂的筛选

乳化剂

OP-15NP-15161831

PV/mPa s34.53-3

YP/Pa14137-表2　辅助乳化剂性能评价

配方

基浆+0.2%FR-1基浆+2.5%FR-2基浆+3.5%FR-2基浆+5%FR-3基浆+10%FR-3

ρ

/g cm

-3

PV/mPa s4437

YP/Pa1010

析油量

/ml233

0.870.90

—

0.900.91

—

4133

—

85.5

破乳

19

注:基浆为4%膨润土浆+0.5%PAMS601+0.3%NaOH+1.5%

析油量

/ml503820

ZR-1,油水比6ζ4,油品为0#,柴油组分相对白油更复高,在主辅乳化剂的使用方面区别也较大。FR-3在水包柴油体系中加量较大,但在水包白油体系中加量则较低,能够满足控制钻井液配制成本的要求。表3考察了在水包白油乳化体系中的FR-3加量。

表3　FR-3在水包白油钻井液中的加量配方

基浆+1.5%FR-3基浆+2%FR-3基浆+2.5%FR-3

ρ

/g cm

-3

平平加O

ZR-1

3

由表1可见几种常用水包油乳化剂在180℃条

件下乳化能力均较差,ZR-1乳化效果良好。1.3辅助乳化剂

辅助乳化剂主要用于增强乳化效果,提高乳化体系抑泡能力。辅助乳化剂有一定的加量范围,加量小了抑泡效果不理想,加量多了影响乳化稳定性,现场应用要求辅助乳化剂应有较大的加量范围。

根据辅助乳化剂作用原理,优选出一种非离子型辅助乳化剂FR-3。FR-3主链结构稳定,抗温能力强,疏水性能适中,在基本不影响油水乳化稳定性的条件下,能有效抑制体系泡沫,与主乳化剂配合使用具有较好的协同效果。

辅助乳化剂泡沫抑制效果评价指标,是在一定转速下高速搅拌后静置相同时间,通过密度恢复值进行衡量,密度恢复越高则抑泡效果越好。

表2是FR-3与几种常用辅助乳化剂的对比结果,实验条件是将钻井液在180℃温度下静置16h,降至室温后6000r/min转速搅拌5min,静置30s,测密度。该实验条件的混气强度和脱气状态要求较高,能够满足边喷边钻欠平衡钻井情况下快速脱气施工需要。钻井液完全无泡时密度为0.91g/3

cm。

由表2可见,FR-1消泡效果差,对钻井液的乳化稳定影响大。FR-2消泡效果较好,但加量较高时对乳化稳定影响比较大,现场可操作性差。FR-3消泡效果比较好,并且对体系的乳化能力影响很小,即使加量达10%也不会严重影响体系乳化,是一种综合效果最好的辅助乳化剂,缺点是加量过大。

PV/mPa s363435

YP/Pa654.5

析油量

/ml4812

0.920.960.97

注:基浆为4%膨润土浆+0.7%PAMS601+0.3%NaOH+0.4%

ZR-1,实验条件为180℃滚动16h,油水比为3ζ7,体系完全无泡时

密度为0.97g/cm3。

由表3可见,水包白油体系FR-3加量为2%时体系的乳化稳定性和泡沫抑制能力都比较理想。1.4乳化稳定剂

ZR-1和FR-3复配在水包柴油乳化体系中

现象较为复杂,加量也较高,通过引入一种乳化稳定剂SA-1也完全可以使FR-3的加量降低到2%以内,解决水包柴油乳化体系中ZR-1和FR-3加量过大的问题。

SA-1是一种小分子材料,在乳状液中可快速

扩散,有助于消泡,同时可增加乳化界面强度,利于乳化稳定。表4考察了水包柴油乳化体系中ZR-1、FR-3和SA-1的复配效果。

由表4可见水包柴油体系主乳化剂加量较水包白油体系加量多,加入辅助乳化剂FR-3后体系的乳化稳定性和消泡能力变化较为复杂,达到5%时体系的乳化稳定性和消泡能力比较理想,但FR-3加量偏大,通过加入乳化稳定剂SA-1,可大幅度降

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低FR-3加量,有利于控制钻井液成本。

表4　ZR-1、FR-3、SA-1在水包柴油钻井液中的效果评价

配方

基浆+0.4%ZR-1+

0.8%FR-3

ρ

/g cm

-3

PV/mPa s4337363436YP/Pa5.5766.565

析油量

/ml28

表6是水包油钻井液抗原油污染能力评价结

果。由表6可见在实验条件内原油的侵入不会影响钻井液乳化稳定性,但由于油水比增加,钻井液黏度有所上升,需要降低黏度只需补充适量的低浓度聚合物和乳化剂即可。

表6　水包油钻井液抗原油污染评价

0.890.950.780.970.90基浆+0.4%ZR-1+

2%FR-3

3010537

原油量

/%05PV/mPa s44YP/Pa.518

σ

/ms cm7.677.116.57

-1

基浆+0.9%ZR-1+

2.5%FR-3

基浆+0.9%ZR-1+

5%FR-3

基浆+0.7%ZR-1+

2%FR-3+0.5%SA-1

基浆+0.7%ZR-1+

2%FR-3+1%SA-　　基浆为:4%膨润土浆+7PAMS601+0.3%NaOH,实验条件为180℃滚动16h,油水比为3ζ7。

在水包油钻井液中充天然气30min,考察天然

气的溶解情况和对钻井液性能的影响,见表7。由表7可见,天然气侵对水包油钻井液体系密度及流变性影响很小,说明研究的水包油钻井液易脱气。

表7　水包油钻井液抗天然气污染性能

2.水包油钻井液体系研究2.1水包油钻井液体系配方

温度

/℃15155050

充气时间

/min030030

ρ

/g cm

-3

PV/mPa s35322322

YP/Pa53.533

在以上主辅乳化剂及乳化稳定剂及其加量优选

实验结果基础上,通过磺化高温稳定剂TS-2、降滤失剂LV-CMC等处理剂的筛选,形成了油水比7ζ3～3ζ7的水包油钻井液配方:4%膨润土+0.2%～0.5%NaOH+0.1%～0.4%PAMS601+0.2%～0.5%LV-CMC+3%～4.5%TS-2+0.3%～1.5%ZR-1+1%～2.5%FR-3+0.5%～1.5%SA-1+30%～70%白油或柴油。2.2综合性能评价

0.900.900.880.88

表8以胡12-20井2224m,粒径5～8目岩心,进行钻井液页岩回收率实验。由表8可见,水包油钻井液抑制性良好,防塌能力强。

表8　水包油钻井液页岩抑制性

钻井液组成

清水

油水比4ζ6钻井液油水比6ζ4钻井液

一次页岩回收率

/%1.0550.164.05

不同油水比的水包油钻井液密度和流变性能性

能见表5。由表5实验结果可见形成的水包油钻井液

3

密度最低可达0.89g/cm,流变性良好,滤失量低。

表5　各油水比水包油钻井液性能

油水比

7ζ36ζ45ζ54ζ63ζ7

相对回收率

/%097.998.4

ρ

/g cm

-3

PV/mPa s25～4020～3515～3515～3010～30

YP/Pa7～155～155～103～73～7

FL/ml4～64～64～64～64～6

0.890.910.930.950.97

二、现场应用

1.达2井的应用

达2井设计井深4200m,以 311.2mm技术套

管下至3494.89m封上部地层,三开目的层白垩系井段预计地层压力系数0.96,井底温度约160℃,采

3

用密度0.90g/cm的水包柴油钻井液进行欠平衡钻井。该井实钻钻井液性能为:密度0.89～1.05g/3

cm、漏斗黏度56～80s、塑性黏度22～30mPa s、动

根据以上试验结果及水包油钻井液特点,配制

油水比6ζ4的水包油钻井液,评价了水包油钻井液抗原油、天然气污染、页岩回收率等实验。

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切力6～10Pa、初切/终切2Pa/2.5Pa、API滤失量3～4ml、pH10～12。

钻井过程中,钻井液经受住了较强的地层水侵和CO2污染考验,表现出较高的现场适应性。钻进至井深3607m,地层出CO2气体,钻井液HCO3含量达12.204×10mg/L,地层压力系数为1.12,远大于设计地层压力系数,钻井液气侵严重,通过补充稀胶液、辅助乳化剂调整黏度、加强排气,以石灰粉清除CO2,以低pH值控制CO2在钻井液中的溶解,同时适当提高钻井液密度以减小欠压值等措施,较好地稳定了钻井液性能。钻井液CO2污染前后及处理后性能见表9。

表9　CO2项目污染前污染后处理后

ρ

/g cm

-3

ml、pH10～11。

-

文23-40井钻井中钻井液携砂能力强、密度稳

定、乳化良好、机械钻速快,文23-40井应用井段平均钻时12.62min/m、机械钻速同比提高60.7%,钻井液润滑性好,井下安全,无漏失现象,起下钻正常,完井作业顺利。钻井液防塌抑制性能良好,完井电测井径曲线见图1。

3

V/6310460

/Pa2/2.54/92/2

FL/ml3.23.84

0.910.850.94

文23-40井四开采用 149.7mm偏心钻头,钻头理论扩眼直径为169.86mm,四开井段实际平均井径为166.88mm。由图1可见3200m前实测井径与理论扩眼井径基本一致,3200m后随钻井进尺增加,钻头的扩眼率逐渐降低,井径逐渐变小,但仍比较规则。3.部18井的应用

井深3620m地层出水,出水量1.3m/h,调整

3

密度逐步增加至1.11g/cm,此后根据欠平衡需要又降低密度至1.04g/cm,在调整密度过程中钻井液性能良好、乳化稳定。

该井钻井液性能便于调节,能够满足各种工况钻井需要,较好地满足了欠平衡钻井工程需要,机械钻速同比提高26.7%。2.文23-40井的应用

文23-40井和部18井水包油钻井液应用层段为中原油田东濮凹陷中央隆起带中生界地层。该地层属于裂缝性低压储层,预计地层压力系数0.96～1,邻井部17井在该井段发生严重井漏,未钻达设计井深。

根据钻井地质要求,文23-40井以 311.1mm技术套管2200m挂 215.9mm尾管至3070m,封

3

上部地层,四开采用采用密度0.96～0.98g/cm的水包白油钻井液体系实施近平衡钻井,该钻井液体系荧光级别<6级,不影响地质录井。水包白油钻井液应用井段为3070～3400m。

钻井液配方为:4%膨润土+0.4%NaOH+0.4%PAMS601+0.5%LV-CMC+4.5%TS-2+0.7%ZR-1+1.5%FR-3+30%白油。

实钻钻井液性能为漏斗黏度63～85s、密度0.96～0.98g/cm、塑性黏度29～37mPa

s、动切力5～8Pa、初切/终切1～3/4～8Pa、API滤失量3～4

3

3

3

部18井水包油钻井液应用层段与文23-40井相同,中生界井段采用水包白油钻井液体系,以 330mm技术套管2260m挂 241.3mm尾管至

3683m,封上部地层,水包白油钻井液应用井段为3683～3950m,因尾管以上技术套管环空较大,为了保证钻井液携砂能力,四开水包油钻井液采用了较高的黏切。钻井过程中钻井液性能为漏斗黏度83～120s、密度0.96～0.97g/cm、塑性黏度34～50mPa s、动切力6～20Pa、初切/终切2～8/4～12Pa、API滤失量2.5～5ml、pH10～11。

3

钻井中钻井液性能稳定,井下安全,机械钻速同比提高36.4%,电测、下套管一次成功,完井电测井径曲线见图2。

部18井四开采用 152.4mm钻头,四开井段平均井径为154mm,全井段井径比较规则,井径扩大率1.05%,对比井文古3井中生界井径曲线见图3。文古3井中生界平均井径为244.7mm,井径扩大率13.35%,部分井径规则性较差。文23-40井和部18井的井径情况说明使用的水包油钻井液体系具有比较强防塌抑制能力。

(下转第105页)

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m,钻塞至喇叭口试压15MPa,稳压30min,压力下降,声幅(2)本井 127mm尾管固井实际从修井就已开始,修井

测井,水泥胶结质量解释见表2。后钻塞完,经压裂酸化,现已投入生产,不再产水,固井质量合格。

表2　水泥环胶结质量

井段/m

5054～5010

过程中就应考虑配合固井问题,如压井、钻井液性能、扩眼、刮管等。

(3)必须针对固井的难点、重点问题,采取相应的技术措

施,优选水泥浆体系。

评价优质合格优质合格合格

段长/m

441492527

相对幅度/%

0～1510～500～1010～4510～50

(4)套管接箍与井壁间隙太小,建议最好使用无节箍套

管

。

(5)本井既要防气窜,又要防水侵,应综合考虑,才能保

～4996～4987～4962～4935

证固井质量和固井成功。

.J].,2003.

从表2可以得出,固井质量优质率44.5%,合格率

100%,尤其是水层与气层间隔段13.10m,[2.[M].北京:石油工业出版

社[].固井液设计及应用[M].北京:石油工业出版社,2002.

(编辑:黄晓川)

鞋处的固井质量优,完全封住了水层,重新开采的需要。

五(1)尾管段长短,各种量小而精,要求精确施工。(上接第99页)

三、结论

(1)研究的主辅乳化剂及乳化稳定剂抗温能力

强、乳化状态好,有效地克服了水包油乳化体系的乳

化稳定性和泡沫抑制性的矛盾,与优选的钻井液增黏剂、降滤失剂、高温稳定剂具有良好的配伍性。

(2)形成的水包白油和水包柴油钻井液体系具有良好的流变性及高温热稳定性,密度在0.89～0.99g/cm之间可调,体系抗温达到180℃。

(3)现场应用表明研究的水包油钻井液体系抗

3

温性能良好。在地层水侵、CO2污染、频繁密度调整的过程中,钻井液性能稳定、流变性好、具有较强的井壁稳定能力,机械钻速同比明显提高,较好地配合了近平衡和欠平衡钻井施工,有利于发现和保护油气层。

参考文献

[1]马勇,崔茂荣,孙少亮.水包油钻井液国内研究应用进

展[J].断块油气田,2006,13(1):4-6.

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京:石油工业出版社,2005:80-82.

[3]张高波,徐家良,史沛谦,等.抗高温低密度水包油钻井

液在文古2井的应用[J].钻井液与完井液,2002,19

(3):30-32.

(编辑:包丽屏)

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Vol.33No.1Jan.2010DRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGY　　　　　　

fluenceongasproductionwasalsoveryserious.Theupperlimitpressureforsaltdepositioninlowpermeabilitygasreservoirwaslow,butthedegreeofformationdamagewouldbeserious.Thesmallersizeoftheporethroatis,thegreaterdamageofsaltprecipitationtocore.Theresearchresultswerecorrespondedwithfieldgaswellper2formance,andithadimportantsignificanceforpredictingandpre2ventingthesaltdeposition.

Keywords:highsalinityformationwater,saltprecipitation,upperlimitpressure,reservoirdamage

WENShoucheng(doctor),bornin1973,isateacherofPe2troleumEngineeringInstituteofYangtzeUniversity,isengagedintheresearchonoilfieldchemicalagentandoilrecoverytechnology.

Add:ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),ChangpingDis2trict102249,Beijing,P.R.China

Tel:+86-10-89734268

E-mail:wenshoucheng3128@http://www.77cn.com.cnMECHANISMANALYSISOFADVANTAGEANDDISADVANTAGEOFREMOVINGCONDENSATEWATERBLOCKINGBYMETHANOLENT

112

LIHu,LIXiangfangandZHAOLinKeyoryofPetroleumEngineering(Bei2jing);2.Sinopec.OilPlant),DPT33(1),2010:90-Abstract:Basedonofmolecularstructure,themechanismofremovingcondensateandwaterblockingdamagenearwellboreregionforcondensatewellswasanalyzedbyusingmethanoltreatment,theadvantageanddisadvantageofthemethanoltreatmenttechnologywerediscussed.Methanolandwatercouldmixandcrossdissolveduetohydrogenformedbetweenmoleculesofmethanolandwater.Methanolmoleculescouldbindwithhydrophobicgroupsofhydrocarbonmolecules,andtheycoulddissolveeachother.Beingcosolvent,themethanolcouldimprovetheMutualSolubilityofwatermoleculesandhydrocarbonmoleculesinmethanol,hydrocarbonandwatersystem.Injectingmethanolcouldimprovetheevaporationabili2tyofwaterandintermediate-heavyhydrocarbonandenhanceflowcapacityofcondensategas.Inanotherhand,duetomethanolinjec2tion,saltingoutwasformedinformationandclayexpandingresultedinthereservoirdamage.Thedisadvantageshouldbetakingintoac2countinmethanolremovingcondensateandwaterblockingdamage.

Keywords:moleculestructure,advantage,disadvantage,dis2solution,evaporation,saltingout,clayswelling

LIHu(engineer),bornin1972,isstudyingforhisdoctor’sde2greeinChinaUniversityofPetroleum(Beijing),beingengagedintheresearchonoil/gasfielddevelopment.

Add:MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum(Beijing),ChangpingDistrict102249,Bei2jing,P.R.China

Linkman:LIXiangfangTel:+86-10-89734951E-mail:lxfang@http://www.77cn.com.cnRESEARCHONNEWAMINEPOLYMERICALCO2HOLANTI-SLOUGHINGAGENT

XUXianguoandZHANGQian(ZhundongMudCo.ofWest2ernDrillingCo.),DPT33(1),2010:93-95

Abstract:TheperformanceofnewaminepolymericalcoholAP-1wasevaluated.TheexperimentalresultsshowedthattheeffectofaminepolymericalcoholAP-1onrheologicalbehaviorandfiltrationpropertyofdrillingfluidwasless,andithadgoodshaleinhibition,itscuttingsrecoveryratiowashigherthan7%NaCl,7%KCL,3%sodiumsilicateandotherpolyetherproduct,andaminepolymerical2coholAP-1couldimprovethecorepermeabilityandprotectreser2voir.

Keywords:aminepolymericalcohol,wellfacestabilization,recoveryrate,coredunking

XUXianguo(engineering),graduatedfromXi’anShiyouInsti2tutein2005,nowheisadeputymanagerofZhundongMudCo.of

WesternDrillingCo..

Add:ZhundongMudCo.,Fukang831511,Xingjiang,P.R.China

E-mail:zdxuxg@http://www.77cn.com.cnRESEARCHANDAPPLICATIONOFHIGHTEMPER2ATUREOIL-IN-WATERDRILLINGFLUID

111

SHIPeiqian,WANGShanju,HUANGGuichun,ZHANG1211

Heping,ZHENGDerong,YANGJianandSUNShangang(1.DrillingTechnologyResearchInstitute,ZhongyuanPetroleumExplo2rationBureau;2.ZhongyuanOilfieldNo.3DrillingCompany),DPT33(1),2010:96-99,105

Abstract:Tosatisfytheneedsofunderbalanceddrillingtech2nologyindeepwell,somepsexistentinoil-in-waterdrill2ingfluidsystem,suchastemperatureemulsification,easyblistereffectivelybystudyingthepstabilizerwhichwereoilin-fluidsystem.Meanwhile,thewhitedieseloil-in-watersystemwereformed.Thisfluidsystemhasgoodrheologicalpropertyandhightempera2turecapability,goodfoamcontroleffectandanti-sloughingcapabil2

3

ity,itsdensitywascontrolledin0.89-0.99g/cm,thelevelofwhiteoil-in-waterfluorescencewaslessthan6.0.Throughfieldapplicationinthreewells,theresultsshowedthattheoil-in-waterdrillingfluidsystemcouldcontrolinformationwaterinvasion,preventpollutionbyCO2,anditsperformancewassteady,andhadnoinflu2enceonlogging.Itcouldmeettherequirementsofunderbalanceddrillingtechnologyindeepwell.

Keywords:underbalanceddrilling,oil-in-waterdrillingfluid,emulsifier,anti-hightemperature,forminhibition

SHIPeiqian(engineer),bornin1974,isengagedinthere2searchondrillingfluidtechnology.

Add:DrillingTechnologyResearchInstituteofZhongyuanPe2troleumExplorationBureau,59ZhongyuanRoad,PuyangCity457001,HenanProvince,P.R.China

Tel:+86-393-4890993

E-mail:www.zqqy0616@http://www.77cn.com.cnGEOLOGICALDRILLINGDESIGNANDTRACKINGMETHODOFHORIZONTALWELLINCOMBINATIONTRAPOIL/GASRESERVOIR

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ZHUWeihong,NIUYujie,CHENXinlin,LIFeiand

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RONGHaibo(1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,CNPCTarimOilfieldCompany;2.SINOPECShengliOilfieldDirectionalWellCo.),DPT33(1),2010:111-116

Abstract:TheundergroundgeologicalconditionofTarimbasinissocomplexthattherearesomanytypesofreservoirswhichareburiedmorethan3000mindepthandabout97percentreservesisinit.Recently,becauseofexpandingdevelopment,manyhorizontalwellsweredrilledinTarim,atthesametimethedrillingtechnologyisbecomingmoreprecisely.Besidesdrillinginmountain-frontcomplexstratigraphicreservoir,buriedhillreservoir,fault-screenedreservoirandthereservoirwithdisperseremainingoil,hor2izontalwellsalsocanbedrilledinlayerlessthan0.6m.Throughpractice,thispapersummarizedaapplieddrillingdesignandtrack2ingmethodofhorizontalwell,whichhasgiventheeffectiveprobabil2ityofpenetrationabove80percentandsuccessrateabove90per2cent,sothecoordinatedtechnologybecomemoreimprovedandper2fectly.

Keywords:horizontalwell,combinationreservoir,geologicaldesign,logging

ZHUWeihong(seniorengineer),bornin1967,isengagedintheresearchonoil/gasfielddevelopment.

Add:ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelop2ment,CNPCTarimOilfieldCompany,KuerleCity841000,Xinjiang,P.R.China

Tel:+86-096-2172096

E-mail:Zhuwh-tle@http://www.77cn.com.cn

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