龙探2井钻井液技术

常洪超,赵鑫宇,张风彬,于占国,刘忠信,何振奎

(1.中国石化河南石油勘探局钻井工程公司,河南南阳473121;2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂;3.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院;4.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院)

龙探2井钻井液技术

常洪超1,赵鑫宇2,张风彬3,于占国1,刘忠信1,何振奎4

(1.中国石化河南石油勘探局钻井工程公司,河南南阳473121;2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂;3.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院;4.中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院)

鉴于龙探1井发生的复杂情况,针对龙探2井的地层特点,采用了不同的钻井液体系及现场维护技术措施。实钻表明,龙探2井使用无固相钻井液、低固相聚合物钻井液、聚磺防塌钻井液和饱和盐水聚磺钻井液体系,解决了该区块上部刘家沟组地层易漏失,石千峰和石盒子组地层易膨胀分散、剥落掉块,中部山西、太原组煤层易垮塌、阻卡,本溪组地层易石膏侵入,下部马家沟组盐膏层易盐溶垮塌、蠕变缩径、起下钻困难等技术难题,达到了优质、安全、快速钻井的目的。

聚合物钻井液;聚磺防塌钻井液;饱和盐水聚磺钻井液;龙探2井

龙探2井是长庆油田部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部的一口重点气探井,完钻井深3 400 m,目的层为奥陶系盐下马五7、马四、马二段,兼探奥陶系顶部风化壳及上古生界。该区域地质情况复杂,2008年施工的龙探1井先后发生了连续渗透性漏失、煤层坍塌、石膏侵、盐溶垮塌和裂缝性漏失,钻井施工异常艰难,导致该井机械钻速慢,钻井周期长,钻井综合成本高。

1 地质工程简况

1.1 地质简况

龙探2井自上而下钻遇地层依次为新生界第四系(厚约60 m),中生界三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组和刘家沟组(厚约1 630 m),上古生界二叠系石千峰组、石盒子组、山西组和太原组(厚约 750 m),石炭系本溪组(厚约79 m),下古生界奥陶系马家沟组(厚约808 m),寒武系张夏组(厚约73 m)。主要地层岩性特征为:第四系及三叠系多为黄褐色砂质粘土、灰色泥砂岩夹紫红色泥岩,成岩性差,刘家沟组地层易漏失。二叠系石千峰至石盒子组多为棕红色泥岩、深灰色泥页岩,膨胀性强、部分易剥落掉块;山西组、太原组多为煤层,易坍塌。石炭系本溪组多为深灰色泥岩、煤层、灰岩夹石膏,易发生石膏侵。奥陶系马家沟组地层盐岩、硬石膏发育,易盐溶垮塌和膨胀缩径。寒武系地层多为浅灰色泥质白云岩,地层致密,研磨性强,可钻性差。

1.2 工程简况

龙探2井于2010年7月16日开钻,2010年10月2日完钻。该井一开使用φ406.4 mm钻头钻至井深504.3 m,下入φ339.7 mm表层套管至井深503.71 m;二开使用φ311.2 mm钻头钻至井深2 602.3 m,下入φ244.5 mm技术套管至井深2 599.61 m,封固中上部易漏层和煤层,并为下部盐膏层施工提供安全保障。三开使用φ215.9 mm钻头钻至井深3 400 m,挂φ139.7 mm尾管(2 405.82～3 398 m)完井。

2 钻井液技术难点及体系的确定

2.1 钻井液技术难点

(1)上部地层成岩性差,地层疏松,施工中易漏失和垮塌。

(2)刘家沟组地层承压能力低,易发生压力诱导性漏失,钻井过程中会出现连续渗透性漏失;石千峰组地层棕红色泥岩分散造浆严重;石盒子组深灰色泥页岩易吸水膨胀、剥落掉块;山西组、太原组煤层发育,钻井中易发生煤层大面积坍塌,井壁失稳严重。

(3)本溪组地层含有石膏夹层,施工中易发生石膏侵,造成钻井液粘切升高、失水增大,从而使钻井液稳定性和流变性变差。

(4)马家沟组地层盐岩、硬石膏发育,盐岩遇水易盐溶垮塌、硬石膏遇水易膨胀缩径造成起下钻阻卡,严重时可导致盐膏层卡钻。

2.2 处理剂优选和钻井液体系的确定

2.2.1处理剂优选

①大分子抑制剂:选择常用的4种大分子处理剂:PAC141、KPAM、FA 367、PM HA- Ⅱ,评价其对泥岩的抑制性,实验结果表明,当体积分数为0.3%时,岩样的滚动回收率由大到小的顺序为KPAM>FA 367>PM HA-Ⅱ>PAC141。因此,优选 KPAM、FA 367作为本井钻井液体系的主聚合物。②抗盐钙降滤失剂:选择5种降滤失剂:评价其抗盐钙污染能力,结果表明,当体积分数为3%,NaCl加量为5%时,钻井液A PI滤失量由小到大的顺序为SM P-Ⅱ

2.2.2钻井液体系及配方

针对龙探2井地层岩性特征和技术难点,结合龙探1井的钻井情况,由室内实验优选的各井段钻井液及配方如下:①一开井眼较大,携砂困难,为保持钻井液较高的粘度和切力,因此,选用预水化膨润土聚合物钻井液体系,配方:清水+(5%～8%)膨润土+(0.3%～0.5%)Na2CO3+(0.2%～0.3%)NaOH+(0.2%～0.3%)FA 367。②二开刘家沟组地层承压能力低,易漏失,为保证钻井液的低密度、低粘切,因此,选用无固相聚合物钻井液体系,配方:清水+(0.1%～0.3%)K-PAM+(0.1%～0.3%)FA 367+NaOH。③石千峰、石盒子组地层分散造浆严重,易水化膨胀、剥落掉块,为提高钻井液的造壁能力,改善泥饼质量,降低滤失量,因此,进入石千峰组地层后应选用低固相聚合物钻井液体系,配方:(5%～8%)预水化加碱膨润土浆+(0.1%～0.3%)K-PAM+(0.1%～0.3%)FA 367。④山西、太原组煤层较厚,本溪组含有石膏夹层,为提高钻井液的封堵防塌能力和抗盐钙污染能力,因此,进入山西组地层应选用聚磺防塌钻井液体系,配方:井浆+(2%～3%)SM P-Ⅱ+(2%～3%)SPC+(2%～3%)DBFT-Ⅱ+(2%～3%)W FT-666+(2%～3%)RT-1。⑤三开马家沟组是长段盐膏层,为防止盐溶垮塌和蠕变缩径,选用高密度饱和盐水聚磺钻井液体系,配方:(5%～8%)膨润土+(0.2%～0.5%)NaOH+(0.2%～0.4%)Na2CO3+(0.1%～0.3%)K-PAM+(8%～10%)SM P-Ⅱ+(5%～8%)SPC+(2%～3%)W FT-666+(1%～2%)RT-1+(1%～2%)JRH-616+(0.2%～0.5%)K2SiO3+(8%～10%)KCl+(20%～25%)NaCl。

3 现场应用钻井液技术

3.1 一开(0～504.3 m)

一开井段黄土层较厚,土质疏松,地层松软,渗透性较好,易漏失,且该井段井眼大,携砂困难,采用预水化膨润土浆加大分子聚合物开钻,粘度控制在50～60 s,一开完钻后用双泵大排量循环洗井,保持井眼清洁无沉砂,确保表层套管下入顺利。

3.2 二开(504.3～2 602.3 m)

(1)二开使用无固相聚合物钻井液,将 KPAM和FA 367按1∶1复配成1%体积系数的胶液,开钻后和大土池中的钻井液混合均匀,采用“大循环”,快速沉淀钻屑,控制粘度28～35 s,起钻时配一罐稠胶液清洗井眼,保证井眼畅通无阻。

(2)进入刘家沟组地层后,控制密度在1.05 g/cm3以下,及时加入2%的随钻堵漏剂DF-1,以预防井漏。快速钻穿刘家沟组地层后,配制40 m3高浓度堵漏浆进行工艺堵漏。

(3)进入石千峰组地层后,回收大土池钻井液改走“小循环”,同时均匀混入50 m3体积系数8%的预水化膨润土浆,转换为低固相聚合物钻井液。并加足泥页岩抑制剂K-PAM控制地层造浆;同时适当提高粘度,降低失水,防止泥页岩吸水膨胀、剥落掉块,确保井壁稳定。

(4)进入山西组地层前20 m,加入2%SM P、2%W FT-666转换为聚磺防塌钻井液体系,密度提至1.25 g/cm3,控制粘度45～60 s,滤失量在5 mL以下;同时加入2%防塌剂DBFT-Ⅱ、2%固体润滑剂RT-1,加强封堵造壁性,提高防塌抑制性和润滑性,防止煤层坍塌,保持井眼畅通。

(5)钻遇本溪组石膏层及时加入3%SPC,适当加入Na2CO3和NaOH除钙,同时用聚合物稀胶液控制钻井液粘度和切力。

(6)电测、下套管前适当提高钻井液粘度、切力,采用大排量洗井,保证井眼畅通,以确保电测、下套管顺利。

3.3 三开(2 602.3～3 400 m)

(1)钻完分级箍和水泥塞后放掉二开钻井液,配制淡水膨润土浆150 m3,配方:清水+0.2%NaOH+0.4%Na2CO3+8%膨润土,充分水化24 h以上,同时配胶液50 m3,配方为:清水+0.3%NaOH+2%SM P-Ⅱ+2%SPC+0.5%FA 367。

(2)将淡水膨润土浆与胶液在地面均匀混合后下钻至套管鞋处,开泵替出井眼内二开钻井液,循环过程中转换为饱和盐水聚磺钻井液。转换后性能为:ρ:1.28 g/cm3,FV:62 s,FL:2.8 mL,p H:9,Cl-:182 000 mg/L。用石灰石粉调整钻井液密度至1.30 g/cm3后 ,三开。

(3)钻进过程中,用 KPAM、SM P- Ⅱ、SPC、NaCl配成盐水胶液维护补充钻井液,钻遇膏泥岩地层时根据 Ca2+浓度的高低,加入适量 Na2CO3除钙。同时加入0.3%K2SiO3,提高膏泥岩地层的稳定性。

(4)通过补充胶液不断加入NaCl,保持钻井液中Cl-含量在(18～19)×104mg/L,使钻井液中Cl-含量达到饱和,尽量减少盐溶,避免形成“大肚子”。

(5)施工过程中,保持 RT-1、JRH-616含量不低于2%,控制 Kf小于0.12,以提高钻井液的润滑性;防塌剂 W FT-666、DBFT-Ⅱ含量不低于3%,抑制膏泥岩膨胀缩径,防止盐层坍塌造成井下复杂。在取心井段,适当提高钻井液粘切和防塌润滑性,保持钻井液性能的相对稳定,确保取心筒能顺利下至井底。

(6)钻进长段盐膏层时控制p H:8.5～10,MBT:30～45 g/L。若钻井液动塑比过低,携带能力不强,采取加抗盐土或补充预水化膨润土浆的方式提高钻井液的携带能力。

4 应用效果

(1)该井二开刘家沟组采用的低密度无固相聚合物钻井液,防漏、堵漏技术得当,堵漏一次即获成功;石千峰、石盒子组采用低固相聚合物钻井液及有效的防塌措施,抑制了地层分散造浆和泥页岩吸水膨胀;山西组、太原组、本溪组采用聚磺防塌钻井液体系有效防止了煤层、石膏层井段井壁失稳;三开饱和盐水聚磺钻井液体系性能稳定、流变性好、抗盐钙污染能力强;满足了龙探2井钻井施工的要求。各井段钻井液性能如表1。

表1 龙探2井各井段主要钻井液性能

(2)悬浮携带能力强,井眼净化效果好。该井实钻中井眼净化彻底,井底干净无沉砂,全井未发生起下钻阻卡和沉砂卡钻,电测、下套管均畅通无阻。

(3)封堵防塌效果好,井壁稳定。该井实钻中在煤层和盐膏层井段均未发生井壁失稳垮塌现象,井径规则,二开井段平均井径扩大率为9.52%,三开井段平均井径扩大率为6.5%,远低于工程设计不超过25%的指标要求。

(4)润滑防卡能力强,机械钻速快。该井施工中采用固体、液体润滑剂复配使用,增强了钻井液的润滑性。各井段起下钻遇阻最大不超过10 t,全井施工安全、顺利无事故。

5 认识与建议

(1)施工中在煤层和盐膏层井段应保持钻井液性能的相对稳定;起下钻时要控制起下钻速度,避免产生过大的压力激动,防止井壁坍塌。

(2)盐膏层施工中发现有任何缩径的井段都要进行短程起钻到复合盐层顶部,以验证钻头能否通过;钻穿盐膏层时,应短起至套管内,静止2～3 h,再通井观察其蠕变情况,确定安全时间,检查钻井液密度是否合适。

[1] 徐同台,崔茂荣.钻井工程井壁稳定新技术[M].北京:石油工业出版社,1999:18-32.

[2] 张克勤,陈乐亮.钻井液[M].北京:石油工业出版社,1988:23-45.

TE254

A

1673-8217(2011)05-0096-03

2011-04-21;改回日期:2011-06-13

常洪超,工程师,1965年生,1986、1996年分别毕业于重庆石油学校和中国地质大学,一直从事钻井液技术管理工作。

编辑:刘洪树