TK1119超深井钻井液技术

邱春阳,温守云,王兴胜



TK1119超深井钻井液技术

邱春阳*,温守云,王兴胜

(胜利石油工程有限公司 钻井泥浆公司, 山东 东营, 257064)

TK1119井是塔河地区的一口超深评价井, 完钻井深6 201 m. 该井地质结构复杂, 穿越地层多, 井壁稳定难度大. 针对不同地层特点采用不同的钻井液, 辅助相应的维护处理工艺, 保证该井顺利完钻, 解决了上部地层频繁阻卡、侏罗系和三叠系水化失稳、石炭系大段岩盐坍塌及盐膏层缩径卡钻及奥陶系井漏的难题, 为区块进一步勘探开发提供了技术保障.

TK1119井; 岩盐; 盐膏; 井壁失稳; 井漏

TK1119井是由中石化西北分公司在塔河地区布置的一口评价井, 完钻井深6 201 m. 井身结构为: 一开Φ444.5 mm井眼× 1 200 m, Φ339.7 mm套管× 1 199 m; 二开Φ311.15 mm井眼× 5 043.33 m, Φ244.5 mm套管× 5 042 m; 三开Φ215.9 mm井眼× 5331.87 m, Φ206.4 mm套管× 5 308.24 m, 悬挂器位于4 957.09～4 960.93 m; 四开Φ165.1 mm井眼× 6 201 m, 填砂保护油层至6 141 m, Φ142.9 mm尾管× 6 071.9 m, 悬挂器位于5 197.55～5 200.45 m. 该区块地质构造复杂, 钻遇地层多, 地层成岩条件差异大, 施工中钻井液技术难度大. 针对不同地层的岩性, 使用不同的钻井液, 满足了钻井施工的要求, 同时有效地保护了油气层.

1 地质概况及钻井液技术难点

TK1119井地质构造复杂, 钻遇地层多, 自上而下依次为第四系、库车组、康村组、吉迪克组、苏维依组、白垩系、侏罗系、三叠系、石炭系和奥陶系. 施工中钻井液技术难点如下:

①上部地层胶结性差、可钻性好、机械钻速快、井径大, 极易造成固相污染; 砂岩渗透性好, 易形成厚泥饼, 出现缩径阻卡; 泥岩性软, 易吸水垮塌扩径.

②吉迪克组含有石膏夹层, 钻井液容易受到石膏污染, 恶化钻井液的流变性; 石膏塑性蠕变不但导致缩径卡钻, 而且导致其上支撑的泥岩垮塌.

③侏罗系和三叠系地层中泥页岩层理及微裂缝发育, 硬脆性强, 钻井液滤液在压差作用下侵入层理及微裂缝中, 导致微裂缝中充填的粘土矿物水化膨胀、分散, 井壁失稳严重.

④石炭系5 042.50～5 212.00 m井段为无色盐岩、灰白色石膏岩夹深灰色泥岩, 石膏性软, 易发生蠕变缩径; 石膏蠕变后导致其上支撑的大段岩盐层和泥岩层垮塌.

⑤二开井眼大, 裸眼段长达4 000 m, 使用Φ311.2 mm钻头钻进, 机械钻速快, 产屑量大, 钻井液易受污染; 环空返速低, 井眼净化效果差; 裸眼段长, 施工时间长, 井壁失稳几率增大.

2 钻井液的选择

通过调研国内深井钻井液使用情况[1—4], 参考邻近区块钻井液施工经验[5—8], 针对该井地层岩性及钻井液施工技术难点, 确定各个井段钻井液使用及基本配方如下:

一开采用膨润土浆, 基本配方: 淡水+ (0.2～0.3)% Na2CO3+ (0.2～0.3)% NaOH + (5～7)%膨润土;

二开上部井段(1 200～4 000 m)采用聚合物钻井液, 基本配方: (4～6)%膨润土+ (0.2～0.3)% NaOH + (0.4～0.5)%Na2CO3+ (0.2～0.5)% 聚丙烯酸钾KPAM + (0.1～0.2)%高分子包被剂DBF-2 + (0.2～0.4)%铵盐NPAN;

二开下部井段(4 000～5 043.33 m)采用多元醇聚磺防塌钻井液, 基本配方: (3～5)%膨润土+ (0.2～0.3)% Na2CO3+ (0.2~0.4)%NaOH + (0.2～0.4)%聚丙烯酸钾KPAM + (0.4～0.8)%改性沥青防塌剂GLA + (1～2)%褐煤树脂SPNH + (1～2)%磺化酚醛树脂SMP-1 + (2～3)%防塌降滤失剂FT342 + (0.5～1)%多元醇润滑剂;

三开采用欠饱和盐水聚磺钻井液, 基本配方: (3～4)%膨润土+ (0.1～0.2)% Na2CO3+ (0.1～0.3)% NaOH + (0.2～0.3)%聚丙烯酸钾KPAM + (0.2～0.5)%羧甲基纤维素LV-CMC + (3～5)%磺化酚醛树脂SMP-2 + (2～3)%褐煤树脂SPNH + (1～2)%沥青+(1～2)%润滑剂+(13～15)%NaCl+(3～5)%KCl + (1～2)%单向压力封闭剂;

四开采用聚磺钻井液, 基本配方: (3～5)%膨润土+ (0.1～0.2)% Na2CO3+ (0.1～0.3)% NaOH + (0.1～0.2)%羧甲基纤维素HV-CMC + (2～3)%磺化酚醛树脂SMP-1 + (1～2)%抗温抗盐增粘降滤失剂SJ-1 + (2～3)%超细碳酸钙.

3 现场钻井液技术

3.1 一开钻井液技术

①按配方配好膨润土浆, 充分搅拌均匀, 水化24 h后开钻.

②钻进中, 均匀加入(0.1～0.3)%KPAM胶液, 有效包被絮凝钻屑; 补充预水化般土浆, 保证钻井液具有一定的悬浮携带能力, 净化井眼; 开动四级固控设备, 清除钻井液中的无用固相.

③下套管前大排量清洗井眼, 调整好钻井液性能, 确保了下套管、固井作业顺利.

3.2 二开钻井液技术

①防阻卡措施. 加足大分子聚合物包被剂, 含量在0.8%以上, 防止岩屑分散; 开动四级固控设备, 除去钻井液中的劣质固相, 保证钻井液清洁; 加入多元醇润滑剂, 增强钻井液的润滑性. 加强短起下钻作业, 每钻进200～300 m进行一次短起下钻, 刮掉粘附在井壁上的虚厚泥饼.

②井眼净化措施. 上部地层保证钻井液排量大于40 L/s, 提高岩屑上返速度; 上部地层(< 4 000 m)漏斗粘度控制在35～45 s, 释放钻头水马力, 保证排量. 下部地层漏斗粘度控制在45～55s, 保证钻井液具有一定的悬浮携带能力; 钻完进尺, 用80 s稠浆清扫井眼.

③井壁稳定措施. 上部地层(<4 000 m)放宽中压滤失量的限制, 适当冲刷井壁, 提高机械钻速. 下部地层中压滤失量控制在4～5 mL, 降低滤液向地层的渗透; 通过加入沥青防塌剂, 封堵上部地层疏松孔隙, 增加其承压能力, 防止粘卡. 上部地层钻井液密度控制在下限; 下部地层密度控制在上限, 并根据地层压力监测情况及实钻情况调整, 保证井壁稳定.

3.3 三开钻井液技术

①钻井液配制. 在套管内预处理钻井液, 先开动离心机除去劣质固相, 降低膨润土含量, 然后按照配方加入各种处理剂, 充分循环, 性能符合设计后开钻.

②钻进过程中采用细水长流方式按照循环周补充高浓度胶液, 控制滤失量小于5 mL, 高温高压滤失量低于12 mL. 胶液基本配方: 6%磺化酚醛树脂SMP-2 + 5%褐煤树脂SPNH + 0.5%LV-CMC + 0.3% KPAM. 补充胶液的同时按循环周加重钻井液, 维持钻井液性能稳定.

③提高钻井液密度, 保持对地层的正压差, 特别是钻至岩盐及盐膏层时, 为了控制地层的蠕变速度, 根据实钻情况提高钻井液密度, 平衡地层压力, 防止盐膏层缩径卡钻.

④保证钻井液具有良好的流变性. 合理使用固控设备, 振动筛、除砂器和除泥器使用率达到100%, 合理开动离心机, 最大限度降低无用固相, 保证钻井液流变性良好.

⑤pH值控制. 钻进至岩盐及盐膏层时, 钻井液pH值下降较快, 必须补充NaOH, pH值保持在9.5～11.

⑥保证Cl-含量, 钻进中不断补充KCl 和NaCl, 保持Cl-的有效含量, 保持对盐膏层的抑制性.

⑦ 适当加入润滑剂. 加入润滑剂, 提高钻井液的润滑性, 增加体系的润滑防卡能力.

⑧ 防止漏失. 加入单向压力封闭剂, 增加钻井液对地层的承压封堵能力, 防止密度过大压漏地层.

3.4 四开钻井液技术

①开钻前利用胶液和固控设备调整钻井液密度到1.20 g/cm3, 按照配方加入各种处理剂, 性能稳定并符合设计后开钻.

②钻进中补充般土浆和聚合物控制钻井液的流变性, 保证钻井液悬浮携带能力.

③利用抗盐抗高温降滤失剂SMP-1和SJ-1控制API失水在5 mL以下, HTHP失水小于12 mL, 减少滤液对储层的损害, 提高钻井液的高温稳定性.

④加入超细碳酸钙, 封堵地层孔隙和微裂缝, 防止井漏.

⑤充分使用固控设备, 降低钻井液中的有害固相, 净化钻井液.

4 结论及认识

①通过采用聚合物钻井液和多元醇聚磺防塌钻井液解决了该区块上部地层易出现的阻卡难题和长裸眼井段的井壁稳定问题, 二开施工过程中井壁稳定, 井下安全, 电测顺利, 下套管一次到底.

②三开采用欠饱和盐水聚磺钻井液, 解决了大段盐岩坍塌及盐膏层缩径卡钻的难题, 整个三开施工过程中井壁稳定, 钻井液流变性变化不大; 电测一次成功率100%, 下套管顺利到底.

③四开采用聚磺钻井液, 解决了奥陶系石灰岩的井漏问题, 施工中井壁稳定, 无漏失现象, 满足了钻井工程的要求.

④ 该区块上部地层易发生起下钻阻卡, 必须采用足量聚合物-大排量-高效固控-加强短程起下钻措施加以解决, 缺一不可.

⑤长裸眼井段井壁稳定的关键是钻井液具有良好的封堵性, 前提是保持合适的钻井液密度, 基础是具有良好的流变性.

⑥该区块地层岩性复杂多变, 必须根据不同的地层采用不同的钻井液, 辅助相应的维护处理工艺, 这样才能保证井壁稳定, 减少复杂事故的发生.

[1] 王程忠, 白龙, 赵凤森. 利用屏蔽暂堵技术解决塔河油田长裸眼井的地层渗漏问题[J]. 石油钻探技术, 2003, 31(2): 60—61.

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[3] 李洪俊, 代礼杨, 苏秀纯, 等. 福山油田流沙港组井壁稳定技术[J]. 钻井液与完井液, 2012, 29(6): 42—45.

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[6] 贾建文. 塔河地区上部地层阻卡的处理措施[J]. 钻井液与完井液, 2002, 19(3): 49—51.

[7] 王学枫, 卢逍, 李广. 塔河油田TK1110X井盐膏层钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2008, 36(2): 77—80.

[8] 赵炬肃. 塔河油田深部盐膏层钻井液技术难点及对策探讨[J]. 河南石油, 2006, 20(3): 45—47.

The drilling fluid technology in TK1119 high deep well

QIU Chun-yang, WEN Shou-yun, WANG Xing-sheng

(Drilling Engineer Technology Corporation, Shengli Petroleum Engineer Co LTD, Dongying 257064, China)

TK1119 well was a high deep well of evaluation in Tahe Oilfield, and the total depth was 6201m. stabiliting wellbore was very difficult because of complex geology structure and much formation layer during the course of drilling. After different driling fluid was applicated in different formation, and the corresponding maintenance and handling technics was used, the well was finished. The following down-hole troublesome condition was resolved, it included frequently touchdown in upper formation, the borehole instability because of hydration in Jurassic and Triassic, heavy salt caving and tight hole sticking of gypsum in Carboniferous System, lost circulation in Ordovician system. At last, the success of drilling the well provided technology support for exploration and development the oilfield.

TK1119 well; salt; gypsum; borehole instability; lost circulation

10.3969/j.issn.1672-6146.2013.04.010

TE 254.3

1672-6146(2013)04-0044-03

email: drillingwell@163.com.

2013-09-12

(责任编校:刘刚毅)