塔河油田9区水平井钻井液技术探讨与实践

李秀灵,陈文俊

(胜利石油管理局钻井工程技术公司,山东东营 257064)

塔河油田9区水平井钻井液技术探讨与实践

李秀灵,陈文俊

(胜利石油管理局钻井工程技术公司,山东东营 257064)

介绍了塔河油田9区的地层岩性特点及水平井井深结构特点,通过对该地区地层岩性特点及钻井液施工中面临的技术难点的分析,提出了相应的钻井液技术措施和维护处理思路,总结了现场维护处理的成功经验,为塔河9区水平井实现安全、快速施工提供参考。

塔河油田;水平井;钻井液维护

水平井钻井技术近几年在塔河油田应用非常广泛,通过水平井技术能解决直井中存在的各种问题,对增加井筒泄油面积,延缓底水追进,提高产能,大幅度地提高整个油田的开发综合效益具有巨大的推动作用[1]。为了提高储量控制程度和储量动用程度,实现高效开发的目标,近年来,中国石化西北油田分公司在塔河油田9区部署了一系列的水平井,胜利石油管理局钻井工程技术公司先后在此完成了TK908H、TK937H、TK938H、TK947H、TK950H等多口井的施工。通过对该区块地层岩性特点及钻井液施工中面临的技术难点的分析,提出了相应的钻井液技术措施和维护处理方案,总结了现场钻井液维护和处理的成功经验,为塔河油田9区水平井实现安全、快速施工提供参考。

1 地质及井身结构概况

1.1 地质概况

塔河油田9区三叠系油气藏位于塔河油田东部,构造位于沙雅隆起中段南翼的阿克库勒凸起西南斜坡上,油气藏所属的局部构造为桑塔木3号构造,分为三叠系下油组油藏和三叠系中油组凝析气藏。该区自上而下钻遇第四系、上第三系、下第三系、白垩系、侏罗系、三叠系等地层。上部地层欠压实、胶结性差、可钻性好、渗透性强,以极易分散的粉砂岩、泥质粉砂岩为主,还有部分泥岩、砂质泥岩;下第三系库姆格列木群组;白垩系巴什基奇克组、卡普沙良群;侏罗系及三叠系位于地层深部,粘矿成分以弱膨胀型黏土为主,由于上部地层的压实作用,其颗粒排列定向程度明显增强,微裂缝、层理发育,容易因水锲作用而剥蚀掉块;侏罗系和三叠系地层中含有炭质泥岩和煤线,易掉块、坍塌。

1.2 井身结构特点

塔河9区的水平井设计井深一般都在5 000～5 200 m,垂深4 600 m,造斜点深4 300～4 400 m,位于白垩系下部,一开采用Ф444.5 mm钻头钻至井深500～600 m,下入Ф339.7 mm表层套管;二开采用Ф311.2 mm钻头钻至井深3 300 m,下入Ф244.5 mm技术套管封隔上第三系、下第三系、巴什基奇克组上部;三开采用Ф215.9 mm钻头,直导眼钻至4 620～4 650 m,测井后回填至井深4 000～4 100 m,扫塞至4 300 m左右开始侧钻,侧钻后按水平井设计钻至完钻井深,下入复合管柱Φ244.5 mm×Φ177.8 mm悬挂器+(Ф177.8 mm套管+Φ139.7 mm套管)完井,水平段长300～500 m。

2 钻井液技术难点

2.1 上部地层阻卡问题

塔河9区上部地层欠压实、胶结性差、可钻性好、渗透性强,以极易分散的粉砂岩、泥质粉砂岩为主,还有部分泥岩、砂质泥岩;泥岩中的黏土矿物绝大部分是伊利石和绿泥石以及少量的高岭石和蒙脱石,水化膨胀较弱,但易吸水软化、分散。该井段易出现的问题:1)由于井眼尺寸大,机械钻速快,环空钻屑浓度高,极易造成固相污染,因井眼净化问题而出现阻卡;2)该井段泥岩地层软,易遇水软化、膨胀而造成缩径阻卡;3)砂岩地层渗透性好,极易形成虚厚泥饼而出现起下钻阻卡。

2.2 中下部地层的防塌问题

下第三系库姆格列木群组、白垩系的巴什基奇克组、卡普沙良群、侏罗系及三叠系位于地层深部,黏土矿物成分以弱膨胀型黏土为主。由于上部地层的压实作用,这类泥页岩的颗粒排列定向程度明显增强,微裂缝、层理发育,因水锲作用而易剥蚀、掉块、甚至坍塌。因此该井段增强钻井液的封堵能力,保持钻井液的抑制、防塌能力是关键。

2.3 斜井段和水平段的润滑携带问题

与直井段不同,大斜度井段及水平段由于钻具长期趋于下井壁,增加了井眼中钻屑的清洗难度,易形成不稳定的岩屑床,加上钻具旋转时的研磨效应,钻屑被反复碾压破碎,大量的钻屑微粒混入钻井液中造成固相含量升高,增加了井下摩阻力和旋转扭矩,从而使井下变得比较复杂,增大了黏卡的可能,同时测井、下套管、固井皆易出事故[2-3]。因此,水平段加强钻井液的携带和润滑性能是关键。

3 钻井液技术措施和处理维护思路

3.1 增强钻井液的抑制性

1)加足聚合物,以大分子量聚合物(分子量300万～500万)为主,配合适当的中分子、小分子聚合物,钻进过程中及时补充,保证其有效含量在0.3%～0.5%,确保体系的抑制、包被性,防止缩径和钻屑的水化分散,预防因井眼膨胀和虚厚泥饼造成的阻卡。

2)适当增加滤液的矿化度,根据活度平衡理论和反渗透法,降低泥页岩近井壁的含水量和孔隙压力,增加泥页岩的强度和有效应力。

3)控制pH值在9左右,防止pH过高造成的强水化分散。

4)下部井段加大原油和沥青类抑制防塌剂的用量,使进入地层的钻井液滤液亲油憎水性增强,抑制水敏性地层膨胀。

3.2 物理防塌与化学防塌相结合

1)根据设计的地层压力系数和邻井资料,确定合理的钻井液密度,用径向支撑应力稳定井壁保持近平衡钻进。

2)优选防塌剂,以沥青质含量高的阳离子沥青为主配合使用适当的多元醇防塌剂,形成化学固壁。进入库姆格列木群组后,逐步将防塌剂加至3%以上。

3)加入3%～5%的抗高温降失水材料,控制钻井液的滤失量小于4 mL,高温高压滤失量小于12 mL,通过形成致密泥饼,减少钻井液滤液的侵入,保持井壁稳定。

4)通过提高钻井液的抑制性,降低黏土内部的膨胀压,抑制黏土膨胀。

3.3 增强钻井液的润滑携带能力

1)大井眼钻进,必须采用大排量,以保证较高的环空返速;并适时补充膨润土浆,保证体系有较高的动塑比和较好的剪切稀释性,确保岩屑的有效携带。

2)控制好钻井液的黏切,保持动塑比在0.4～0.6,增强钻井液的携带能力。

3)坚持短程起下钻,每钻完一个单根要进行扩划眼,每钻进300 m或24 h要进行短起下,发现遇阻井段要反复活动钻具,及时修复井壁。

4)充分使用好四级固控设备,及时清除钻井液中的有害固相,防止钻屑重复研磨,尽量减少低密度固相含量,同时控制钻井液的失水,保证优良的泥饼质量,防止井壁形成虚、厚泥饼造成阻卡。

5)混入原油,并用乳化剂充分乳化,随着井深的增加逐步提高钻井液中原油的含量。同时调整钻井液的流变性,使钻井液有良好的携带和悬浮钻屑的能力。

4 钻井液现场处理与维护

4.1 一开(444.5 mm井眼)

一开采用200 m35%～6%的预水化膨润土浆开钻,钻进中以胶液(井场水+0.1%NaOH+0.1%NPAN+0.2%KPAM)维护为主,配制50 m39%的膨润土浆辅助维护。钻井液性能控制:黏度40～60 s,密度1.05～1.12 g/cm3,API失水25～15 mL,含砂量小于0.5%,初切1～3 Pa,终切4～6 Pa,塑性黏度10～15 mPa·s,动切力5～8 Pa,MBT值50～60 g/L,pH在8左右。钻进中机械钻速快,保证固控设备充分运转,尽量清除泥浆中的劣质固相,保证井眼清洁畅通,在下套管前,充分循环钻井液,打入10 m3稠浆塞洗井眼,循环干净后打入高黏度封井泥浆(80～100 s)封闭井底,确保Φ339.7 mm表层套管的顺利下入。

4.2 二开(311.2 mm井眼)

二开采用聚合物钻井液体系,先将一开钻井液进行地面净化处理,再通过胶液调整钻井液性能(胶液配方:井场水+0.1%NaOH+0.2%～0.3%KPAM+0.1%～0.3%NPAN),控制好MBT值30～35 g/L,API失水20～30 mL,保持低黏、低切、低固相,大排量快速钻进。该地区库车组和康村组中上部,岩性以较细的粉砂岩为主,地层渗透性强,振动筛和除泥器易跑浆,必须使用好离心机,严格控制自然密度在1.12 g/cm3以下。进入吉迪克组地层以前,维持钻井液漏斗黏度控制在35 s左右,密度小于1.12 g/cm3,初切1～2 Pa,终切2～5 Pa,API失水8～15 mL,MBT值30～35 g/L;使钻井液既能有效地悬浮携带岩屑,又能有效地冲刷井壁,保证上部井眼有一定的井径扩大率。钻进过程中坚持扩划眼措施,每钻进200～300 m(或24 h)短程起下钻一次,及时修复井壁。钻进过程中如发现返砂少、泵压不稳、接单根放不到底等现象,可适当延长循环时间,同时用20～30 m3高黏切的膨润土浆塞洗井眼,减小环空中岩屑浓度,保证四级固控设备连续满负荷运转。该地区康村组底部一般含有少量的石膏,在进入含膏地层前控制泥浆的固相含量小于9%,提高pH值至10左右,同时加强钻井液性能的监测,控制泥浆中的钙离子含量不超过400 mg/L,否则及时加入纯碱处理,纯碱的加量以理论计算加量的50%为准,以防止纯碱过量造成碳酸氢根污染。同时利用NPAN调整钻井液的黏切和流型,控制失水,继续保持低黏低切低密度钻进。进入吉迪克组地层前,按循环周混入重浆,将密度提至1.15 g/cm3以上,黏度提至40 s左右,停止使用离心机,并加大聚合物包被剂用量,配合聚合物降滤失剂,将失水控制在8 mL以下。打完二开进尺后,充分循环洗井,起钻前配润滑防卡泥浆封闭井底(封井浆配方:45 m3井浆+5 m3膨润土浆+1%S MP-1+1%沥青类防塌剂+1%DH-1+SJ-1,黏度在80～100 s),保证电测、下套管作业施工顺利。

4.3 三开导眼段(215.9 mm井眼)

扫水泥塞时,根据水泥污染情况,加入适量纯碱处理水泥污染,并加入适量预水化膨润土浆,将MBT值提高至35～40 g/L,同时增加大分子和中分子聚合物的用量,使钻井液的黏切增大,失水降低,确保井下安全。钻至井深4 000 m左右,开启离心机2～3个循环周,尽可能清楚钻井液中的无用固相,然后一次性加入1%的S MP-1、2%的SPNH和3%的沥青类防塌剂,将聚合物钻井液体系转化为聚磺钻井液体系,以后钻进过程中根据进尺和钻井液性能的变化情况逐步补充抗高温降失水剂和沥青类防塌剂,控制高温高压失水小于12 mL,减少钻井液滤液对地层的侵蚀,同时保证钻井液中防塌剂的有效含量大于3%,确保井壁稳定。该井段钻井液性能控制为黏度40～50 s,密度1.20～1.21 g/cm3,初切1～3 Pa,终切5～10 Pa,API失水小于6 mL,塑性黏度12～20 mPa·s,动切力4～10 Pa,MBT值35～40 g/L。钻进过程中坚持连续使用除砂除泥器、间歇式开启离心机,及时清除钻井液中的无用固相,同时加入适量润滑剂,增加钻井液的润滑性能,防止钻头泥包。在进入舒善河组后,泥页岩经钻井液长期浸泡,容易周期性剥落形成掉块,处理措施主要以降低高温高压失水为主,减少对井壁的浸泡,同时增加聚合物、封堵防塌剂和沥青类页岩抑制剂的用量,提高钻井液的抑制性,抑制和封堵相结合有效抑制井壁掉块,确保井壁稳定。

4.4 三开定向段(215.9 mm井眼)

钻水泥塞时,先加入适量纯碱,处理水泥污染,混入适量预水化膨润土浆调整MBT值至30～40 g/L,同时配置0.5%PAM胶液维护,增加钻井液中聚合物包被剂的含量。造斜前,加入3%～5%的原油,增加钻井液的润滑性,当井斜达到45°左右时,一次性加入足量的原油,保证钻井液中原油含量达到8%以上,同时加适量的乳化剂,使原油充分乳化。随着井斜度的增大,逐步提高钻井液的切力,提高动塑比,增强携岩洗井能力。工程上坚持扩划眼措施,一般每钻进200 m(或24 h),短程起下钻一次,及时修复井壁,破坏岩屑床,并适当延长循环洗井时间,保证井眼清洁、畅通。同时使用好固控设备,严格控制钻井液中的劣质固相含量,以钻井液的净化保优化。特别是钻遇水平段砂岩时,要间歇使用离心机,严格控制钻井液的含砂量小于0.2%。钻进过程中根据钻井液性能的变化及时补充抗高温降滤失剂S MP-1和SPNH,控制高温高压失水始终小于12 mL,减少钻井液滤液对井壁的侵蚀,并保持防塌剂的加量大于3%,确保井壁稳定。在进入水平段前,加入1%～2%的超细碳酸钙QS-2和1%的非渗透油层保护剂SDN-1,加强对油气层保护。钻完进尺后,充分循环洗井,起钻前配润滑防卡泥浆封闭井底,保证电测和下套管作业的顺利进行。斜井段和水平段钻井液性能控制为黏度50～60 s,密度1.21 g/cm3,初切2～4 Pa,终切6～15 Pa,API失水小于4 mL,塑性黏度15～25 mPa·s,动切力5～10 Pa,MBT值35～40 g/L,含砂小于0.2%,Kf小于0.07。

5 现场施工效果

TK937H、TK938H井按照上述原则和维护处理思路施工,钻井液性能稳定,施工效果良好,均比设计钻井周期提前完成任务。施工过程中,钻井液悬浮携岩能力强、井眼清洁、防塌性能好、井壁稳定、井径规则、摩阻系数小,最大限度地降低了摩阻和扭矩,实现了水平井的安全、快速施工。TK937H、TK938H井钻井液主要性能分别见表1和表2。

6 结论与建议

1)针对塔河9区不同井段地层特点,分别采用聚合物、聚磺、聚磺混油非渗透钻井液体系,能保证井下安全、降低成本,实现塔河油田水平井高效开发的目标。

2)塔河9区上部地层具有欠压实、胶结性差、可钻性好、渗透性强、弱膨胀强分散的特点,工程上应保证大排量。钻井液以“三低一高一适当”(低黏、低切、低固相、高搬含、适当的失水)为处理原则,不仅能满足快速钻进的要求,而且能较好地解决上部地层的阻卡问题。

3)下部井段特别是进入侏罗系后,泥岩段井壁容易剥蚀掉块。根据现场情况,从物理和化学两方面入手,选择合适的钻井液密度平衡地层压力的同时,抑制、封堵、防塌相结合,保证井壁稳定。

4)聚磺混油非渗透钻井液体系具有合适的流变性能、良好的悬浮、携带岩屑、清洗井眼的能力,能够较好地满足塔河9区水平井安全快速施工的要求。

表1 TK937H井钻井液主要性能表

表2 TK938H井钻井液主要性能表

[1] 燕京友.水平井钻井技术在塔河油田9区的应用[J].西部探矿工程,2006(7):194-195.

[2] 徐大用,裴道中,黄立新.大位移水平井常见问题机理分析及对策[J].钻采工艺,2001,24(5):22-25.

[3] 王宝田,何兴华.胜利油田大位移井钻井液技术研究与应用[J].钻井液与完井液,2006,23(2):80-82.

Technique of Horizontal Well Drilling Fluid and Its Application in Area 9 of Tahe Oilfield

L IXiu-ling,CHEN Wen-jun
(Drilling Engineering and Technology Company,Shengli Petroleum Administration,Dongying 257064,Shandong,China)

This paper introduces petrography characteristics and the structural characteristics of horizontalwells of area 9 in Tahe Oilfield.Through analyzing the petrography characteristics and technical difficulties of the fluid construction in this area,the paper advances the corresponding measures of drilling technology and ideas ofmaintenance,sums up the successful experience of the scene maintenance,and provides reference for area 9 in Tahe Oilfield to achieve safe and fast construction.

Tahe Oilfield;horizontalwell;drilling fluid;drilling fluid maintenance

TE243

B

1008-9446(2010)04-0010-05

2010-11-02

李秀灵(1983-),女,福建连江县人,胜利石油管理局钻井工程技术公司泥浆公司泥浆工艺研究所助理工程师,硕士,从事钻井液工艺研究和现场推广应用工作。