垦平1井钻井液技术

赵健春 路 峰

摘 要 孤东地区为一新勘探区块,为综合开发多套油层体系。布置了一口大位移水平井。对垦平1井施工过程中易发生井壁坍塌、粘吸卡钻,井漏等复杂情况的现状,选用适合的钻井液体系。上部井段采用强抑制无固相聚合物钻井液体系,以获得最大的机械钻速。斜井段和水平段采用低固相强润滑聚合物钻井液体系,有利于斜井段和水平段安全快速钻井的要求。

关键词水平井;井眼稳定;垦平1井;润滑

中图分类号TE254文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)112-0032-01

与常规定向井相比,水平井具有明显的优势:单井产量高,可钻穿多个层位的油层,采收率高,开采时间长,综合效益高。所以,对于低产低渗透油层,水平井钻井具有极大的意义和价值。近年来,在胜利油田水平井钻井数量迅速增加,为“三低”油藏的高效开发提供了更为有利的技术手段。我队承担了胜利油田一口重点水平探井垦平1井的施工,通过垦平1井的顺利完钻,对该地区水平井钻井液技术,取得了一些成果和经验。

1地质简况

胜利油田垦平1井位于济阳坳陷沾化凹陷垦利断裂带垦利潜山三台组地层高部位。油藏主要是中生界三台组的细粒砂岩。该区块水平井钻遇的地层有平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段、三台组。平原组、明化镇组、馆陶组、东营组胶结松散,欠压实,容易发生井漏。沙一、沙二、沙三、沙四段孔隙度大,渗透率高,而且某些地带还存在垂直和水平的裂缝,容易发生渗透性漏失。

2难点分析

2.1钻井液要求低密度

根据设计要求,全井泥浆密度控制在1.15g/cm3。而钻井自然比重都可达到1.15g/cm3以上,油层砂岩可钻性强,钻时快,钻屑浓度大,同时PDC钻头破岩机理与牙轮钻头破岩机理的不同:岩屑细小,泥质更易分散,更为细小的岩屑由于药品加量不足难于包被,劣质泥质在地面沉砂池无法沉淀下来,造成钻井液混浊,故钻井液密度上升也比较快,而水平段钻进过程中要求钻井液密度控制在1.15g/cm3以下,具有一定的困难。因此,要求钻井液有良好的抑制性,以控制钻屑分散,维持较低的密度。同时,充分使用好固控设备,尽量清除钻井液中的有害固相。

2.2沙一段以上地层井壁易失稳

沙1段上部地层地层稳定性差,容易坍塌。泥岩吸水分散性强,易发生井壁垮塌,坍塌掉块易引起钻进过程中蹩钻,垮塌形成的“大肚子”井眼,非常不利于携砂,不规则井眼对水平井段的携带岩屑也会带来十分不利的影响。因此,防塌控制的好坏是直接影响到水平井能否安全施工的重要因素。

2.3摩阻控制

由于有比较长一段井段井斜角从45°增加到86°以上,垦平1井水平段的长度达到1494m,在大井斜角斜井段和水平段,钻具与井壁的接触面积大,滑动钻进的阻力也大,而且随着钻井液密度的上升,容易发生粘吸卡钻。因此,要求钻井液具有良好的润滑防卡能力。摩阻的控制能否达到要求也是一口水平井能否安全顺利完钻的关键。

2.4钻井液携砂能力和井眼清洁

由于斜井段和水平段比较长,千米的钻具紧贴在下井壁,如果钻井液没有较强的携砂能力,那么很容易形成岩屑床,对钻具形成嵌埋,造成井下复杂。所以斜井段和水平段的钻井液必须有较强的携带岩屑能力,防止岩屑床的形成。

2. 5311.2mm井眼大排量形成泡沫多

311.2mm井眼条件下,为保证携砂能力,要求钻井排量达到30l/s,在大排量的情况下,泥浆上行速度过快,将产生大量气泡。而且受到HCO3-污染,也易产生气泡。严重损坏了泥浆性能,造成粘切不好控制。

2.6油层保护

由于长达千米的水平段穿越多套油层,而后期钻井液密度容易上升到比较大的值。打开油层到完井时间较长,因此油层浸泡的时间比较长。所以水平段钻井液密度的控制和失水量的控制均要考虑到对油层的保护,密度和失水尽量控制在较小的值。同时,完井液的配制也要做到低污染和低损害,从而最大可能地保护油层。

3分段钻井液设计

针对垦平1井钻井施工中钻井液工艺面临的技术难点,在以往钻井实践经验的基础上,分井段选用适合的钻井液体系,既有针对性,又可大量节省钻井的成本。

3.1表层

新生界平原组:灰黄色、棕黄色粘土,夹粉、细砂层,上部见薄层海相沉积,中下部见有钙质、锰质结合,夹有劣质泥炭;底部为含有淡水沙层,与下伏地层呈角度不整合接触。胶结松散,欠压实。一开时应采用清水开钻,利用地层粘土自然造浆,提供钻井液的粘度和切力。钻进后期,适当的提高粘度,确保表套顺利下入井底。

3.2二开至造斜点

该井段钻进地层为新生界明化镇组,馆陶组,由于该井段设计为不下技术套管,根据地层特性,钻井液设计为无固相聚合物钻井液体系,尽可能提高钻速为下部井段的固相控制打好基础。

二开后至馆陶组前,采用清水聚合物快速钻井液钻进,为保证施工后期该井段井眼畅通,在钻该段地层时,使井眼适当的扩径。二开后,钻井液采取清水加入0.05%-0.1%絮凝剂PAM,以大循环的方式钻进,使钻屑快速絮凝沉降,确保这一井段较快的机械钻速。进入馆陶组底部利用地层粘土自然造浆;改小循环钻进,充分利用固控设备清除钻井液中的劣质固相(密度控制在1.10g/cm3-1.15g/cm3),以PAM胶液维护钻井液性能。

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3.3斜井段

斜井段钻井液体系采用低固相聚合物钻井液体系,此段井斜将逐步达到水平,钻井液的润滑性和携砂能力十分重要,特别是在造斜钻进过程中,排量受到限制,因此要求钻井液具有良好的携砂能力。由于禁止混油,所以使用的为白油润滑剂。同时,适当的提高粘度和切力并保证较好的流动性。保持性能的稳定对于正常钻进是很有利的。配方及性能见表2,根据所测的泥饼摩擦系数,加入白油润滑剂确保泥饼摩擦系数小于0.1。

3.4水平段

水平段采用低固相低失水低密度钻井液体系。在斜井段钻井液的基础上,加入助剂适当提高体系的粘度和切力,逐步改造为水平段钻井液,同时充分使用固控设备,控制密度和失水,保护油层。配方见表3:

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4垦平1井钻井液处理与维护

4.1一开(0~307m)

一开使用清水钻井,使用清水+PAM开钻,200米后,利用地层粘土自然造浆,提供钻井液的粘度和切力,适当的提高粘度,确保表套顺利下入井底。

4.2二开至造斜点(307~1607m)

二开后,保持清水量充足,采用清水钻进,保证经验扩大率,保证井眼畅通,逐步加入PAM絮凝。钻进至直馆陶组后,改为小循环。一次性加入:PAM:75kgSJK-1:2000kgNPAN:300kg NaOH:400kgKFT:2000kg配制防塌泥浆,性能见表4。以后配制胶液进行补充,保证直井段钻井液的低密度以满足快速钻进的需要。根据现场情况看,提前提高液相粘度。同时,多种聚合物复配的强抑制钻井液体系,在体系性能稳定稳定的情况下,可以有效保证井壁稳定,以利于下部井段的携砂。

4.3斜井段(1607~2267m)

造斜井段仍使用聚合物钻井液体系,在上部井段钻井液的基础上,逐步加入PAM、NaOH、盐水稀释剂、消泡剂、WNP-2、ZX-8、Ca(OH)2、多脂化树脂、消泡剂、KFT、BLL-2等,同时,从造斜开始加入白油,改善滑动钻进时的润滑性,性能见表5。根据现场观察,此泥浆能够满足携带钻屑的需要,在滑动钻进时也可以获得相对较快的机械钻速。

4.4水平段(2267~3401m)

进入水平井段后,采用低固相低失水低分子聚合物钻井液体系,由于此段泥浆要逐步改造为完井液,所以,在上段泥浆的基础上,进一步控制失水和密度,适当提高动切力和静切力以及润滑性,改善泥饼质量和泥浆流动性,加大润滑剂量,保证低的泥饼摩擦系数。

根据现场效果来看,该泥浆流动性和润滑性均较好,并能够满足携带钻屑和润滑的双重需要,钻进正常顺利,无阻卡复杂情况,并且,聚合物对有害固相的强抑制作用,再配合固控设备的有效使用,使得钻井后期的密度上升得到有效控制,对于油层保护有积极的意义。

现将泥浆药品用量统计如表6。

5结论及建议

1)多种聚合物抑制钻井液体系,不仅有利于直井段的快速钻进,而且可以有效保井壁稳定,以利于下部井段的携砂。

2)控制适当的钻井液粘度,充分携带干净井眼内的砂子。加入足量的润滑剂,保持较低的摩阻。这些措施可以保证井斜较大时电测的一次成功。

3)白油润滑剂在低密度低固相低失水聚合物钻井液中的使用,不仅能够得到薄而致密的润滑性好的泥饼,而且改善了钻井液的流动性。配合固控设备的有效使用,使得钻井后期的密度上升得到有效控制,有利于油层的保护。

4)消泡剂的使用消除了二开后气泡产生过多的现象,有效的保证了钻井液的稳定性。

参考文献

[1]裴建忠,王树勇.胜利油田钻井液工艺技术[M].北京:中国石油大学出版社,2009.