龚纯武 (中石油集团渤海钻探泥浆技术服务公司,天津300280)
福山凹陷花场构造流沙港组二段为硬脆性泥岩,容易水化剥落掉块甚至垮塌,造成井眼轨迹差、钻井周期长和机械钻速较低,严重影响电缆测井、下套管等完井作业的进行,容易造成作业事故。邻井在井段的钻进过程中,部分井段机械钻速低至100min/m。为了避免流沙港组二段地层钻进作业事故的发生,笔者进行了聚合物有机硅防塌钻井液的应用研究。
花7-6X井为三开定向井,造斜段为2800~2999m,最大井斜23.93°,完钻层位为流沙港组三段,井身结构设计如表1所示。
表1 花7-6X井井身结构设计情况
从表 1可以看出,花7-6井完钻井深为4005m,由于该区块地温梯度较高,井底温度170℃左右,因而需要钻井液体系具有良好的高温稳定性。同时在流沙港组井段的钻进过程中,要有效防止掉块垮塌现象发生。在采用合适的钻井液密度平衡地层压力的同时,所采用的钻井液体系应具有良好的高温滤失控制能力和抑制防塌能力。
通过分析邻井钻井液、井身结构和完井电测数据等资料,在室内优化出适合花7-6X各井段的钻井液配方,其中一开∅444.5mm井段为膨润土钻井液体系:5%~7%膨润土+0.3%~0.5%Na2 CO3+0.1%~0.2%NaOH+0.1%~0.3%高粘度羧甲基纤维素钠HV-CMC;二开∅311.2mm井段为聚合物钻井液体系:4%~6%膨润土+0.2%~0.3%Na2CO3+0.1%~0.2%NaOH+0.2%~0.4%水解聚丙烯酰胺钾盐KPAM+0.5%~1.0%防塌剂HFT-1+0.5%~1.0%水解聚丙烯腈铵盐NPAN;三开∅215.9mm井段为有机硅防塌钻井液体系:4%~6%膨润土+0.2%~0.3%Na2 CO3+0.1%~0.3%NaOH+1%~2%水解聚丙烯腈铵盐NPAN+2%~3%磺化酚醛树脂SMP-1+2%~3%抗高温降滤失剂KGJ+1%~2%无荧光防塌剂HFT-2+1%~2%防塌剂GWJ+1.5%~3%液体润滑剂+1.5%~3%极压润滑剂+1%~2%石墨润滑剂+1%~2%硅稀释剂GXJ+1%~2%固体聚合醇PGCS-1+1%~2%无荧光白沥青NFA-25+重晶石。
由于一开井段井深201m左右,只需要保证粘度和切力,不需要优化,作业现场一般采用普通的膨润土体系,因而在室内钻井液体系优化研究中,分别对二开井段聚合物钻井液、三开井段有机硅防塌钻井液体系的基本性能进行评价,如表2和表3所示。其中二开钻井液体系热滚温度为100℃,密度为1.25g/cm3;三开钻井液体系热滚老化温度为170℃,密度为1.53 g/cm3,H THP失水评价条件为170℃×3.5MPa×30min。
表2 二开12in井段聚合物钻井液优化配方性能
表2 二开12in井段聚合物钻井液优化配方性能
注:AV为表观粘度;PV为塑性粘度;YP为动切力;Ф6/Ф3为旋转粘度计6转/3转读值;FL API为API滤失量;G″10、G′10为初切、终切力。
热滚状态 AV/mPa·s PV/mPa·s YP/Pa Ф6/Ф3 FL API/m l G″10/Pa G′10/Pa滚前 30 20 10 9/8 4.5 4 9滚后 28 19 9 7/6 5.0 3 8
表3 三开8in井段有机硅防塌钻井液优化配方性能
表3 三开8in井段有机硅防塌钻井液优化配方性能
注:FL HTH P为高温高压滤失量。
热滚状态 AV/mPa·s PV/m Pa·s YP/Pa Ф6/Ф3 FL API/m l G″10/Pa G′10/Pa FL H THP/m l滚前 43 24 19 16/14 3.5 7.0 17.0 11滚后 41 23 18 15/13 3.0 6.5 15.0 10
现场应用表明,所采用的聚合物有机硅防塌钻井液体系具有良好的流变性能,悬砂携砂能力强;具有较强的高温高压滤失控制能力和强抑制防塌能力,能够有效的抑制地层水化,防止掉块、垮塌现象的发生,有利于井壁稳定,保证花7-6X井钻井作业的顺利进行。
表4 花7-6X井8in井段现场钻井液性能
表4 花7-6X井8in井段现场钻井液性能
注:FV为马氏漏斗粘度;ρ为密度。
井深/m FV/s ρ/g·cm-3 PV/mPa·s YP/Pa G″10/Pa G′10/Pa Ф6/Ф3 FL API/m l FL HTHP/m l固体含量/%3437 64 1.49 22 17 4.5 9 13/12 4.0 12 18 3706 66 1.51 25 19 5.0 10 15/14 4.0 11 19 3889 67 1.53 27 20 5.5 12 17/15 3.5 11 20 4005 69 1.55 29 22 6.5 13 19/17 3.0 10 20