朱胜
油基钻井液体系在东海气田的试验应用
朱胜
(中海石油(中国)有限公司上海分公司,上海200355)
朱胜.油基钻井液体系在东海气田的试验应用[J].钻井液与完井液,2017,34(1):77-82.
ZHU Sheng. Application of oil base drilling fl uids in donghai gas fi eld[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2017,34(1):77-82.
东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性,井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m,最大水平位移达4 686 m,垂深最大为4 429 m,井底温度最高在150 ℃以上,井口返出钻井液温度在115 ℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度更大;地层温度高,使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求,建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系,并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中,通过调节提切剂PF-HSV-4加量,该油基钻井液表现出了很好的携岩性,井眼净化效果好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井没有发生漏失,井下事故率为零,个别井段遇阻均划眼通过,划眼时间相比探井减少70%以上,其他作业都安全顺利;钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内,且滤失的几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明,该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善,使其在东海的应用获得了成功。
油基钻井液;大位移井;井壁稳定;井眼清洁;储层保护
东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松,砂泥岩层中互夹煤层等特性;油气开发过程中,泥岩和煤层剥落掉块、泥岩分散造浆易造成钻井阻卡、井径扩大等复杂情况;另外,东海已发现的油气藏储层均属于典型的中低孔、中低渗透储层[1],在钻井过程中,如何减少滤液侵入量及侵入深度,预防与控制水敏和液锁效应,最大限度地保护储层具有较大的难度[2]。在东海某气田大位移井开发过程中,为了解决井壁失稳、摩阻托压、井眼清洁以及漏失等难题,同时实现中低孔、中低渗气藏的储层保护,优选了一套油包水钻井液体系,以满足该气田大位移井钻井安全和储层保护的要求,在现场应用中,取得了良好的效果。
1)煤层发育和砂泥岩互层及长裸眼段,使井壁易失稳。东海地区自柳浪组下部至龙井组上部、花港组花上段中上部、平湖组平上段、平中段和平下段普遍存在煤层发育特征,煤层微裂缝发育,胶结疏松,同时砂泥岩不等厚互层,φ311.15 mm井段裸眼长度范围在2 500~3 200 m。
2)井眼清洁困难,摩阻扭矩大。该次应用油基钻井液的气田,开发井最大井深为6 716 m,最大水平位移达到4 686 m,垂深最大为4 423 m,表1为该气田开发井轨迹数据。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度大,岩屑床堆积,摩阻扭矩大以及托压等,导致憋泵憋扭矩、钻压难以传递、起下钻困难和阻卡等复杂情况。
3)地层岩性致密,研磨性强。该气田储层段为碎屑岩沉积,在含砾砂岩、泥质粉砂岩及灰质粉砂岩层段,地层研磨性强,机械钻速慢(约为正常机械钻速的0.1倍),岩屑在井底经高度研磨后,更易侵入钻井液中,造成钻井液固相含量升高、润滑性和流变性变差,同时增加了固相控制难度和钻井液泵配件的损耗。
4)地层温度高,设备维护难度大。该气田开发井为深井超深井,油基钻井液作业期间,井底温度最高在150 ℃以上,井口返出钻井液温度在115 ℃以上,油基钻井液散热慢,高温油基钻井液不仅降低了井下钻具的使用寿命,同时加快了地面循环、固控设备的损坏速度。
5)首次使用油基钻井液,面临的困难多。东海属敏感海域,必须严防油类跑、冒、漏、窜现象的发生。该次是油基钻井液在东海的首次应用,东海某气田开发井的轨迹设计如表1所示。借鉴其他海域的作业经验,并不能完全套用于东海的作业。油基钻井液的海上运输、拖轮与平台间的管输过程、在平台上使用和存储以及油基钻屑的运输处理等,都需结合东海的海洋气候和环境保护特性制定严谨的作业程序和应急措施。
表1 东海某气田开发井的轨迹设计
通过调研南海海域大位移井作业中钻井液体系的应用情况,对比水基钻井液和油基钻井液使用的钻井时效、钻井扭矩和钻井液费用,得出大位移井作业中使用油基钻井液有以下优势:钻井扭矩低;钻井时效更高;每米进尺钻井液费用更低[3-13]。
2.1 油基钻井液体系优选
为满足东海某气田大位移井钻井的需要,该研究重点建立一套低黏度、高切力的油基钻井液,重点是从乳化剂、润湿剂、降滤失剂、提切剂等入手,从根本上解决油基钻井液体系的流变性问题。
根据番禺和湛江现场大位移井油基钻井液配方,结合东海某气田的具体地层特征,室内在温度为180 ℃,密度为1.5 g/cm³的条件下,对构成油基钻井液体系的主要添加剂进行了优选。实验用钻井液基础配方如下。
3#白油+3%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+4%有机土+3%降滤失剂+2%碱度调节剂+2%封堵剂+2%疏水胶体封堵剂+0.5%流型调节剂+1.2%高温流变稳定剂+重晶石(油水比为80︰20)
2.1.1 乳化剂优选
乳化剂是配制油基钻井液的关键组分,对油包水钻井液体系的稳定性起决定性作用。室内对主、辅乳化剂的优选数据如表2所示。由实验结果可见,加入PF-MOEMUL-1的体系热滚前后破乳电压都高于400 V,PF-MOCOAT-1体系老化后破乳电压较高,因此选择PF-MOEMUL-1和PF-MOCOAT-1作为主、辅乳化剂。
表2 油基钻井液主、辅乳化剂优选
2.1.2 润湿剂优选
润湿剂的加入使刚进入钻井液的加重材料和钻屑等亲水的固体颗粒表面迅速转变为油湿,从而使其较好地悬浮在油相中,保证钻井液体系的稳定。室内对润湿剂的优选结果如表3所示。从实验数据看,使用润湿剂MOWET的钻井液表观黏度和塑性黏度略大,滚前滚后破乳电压较低,因此选用PF-MOWET-1作为体系的润湿剂。
2.1.3 降滤失剂优选
油基钻井液使用的降滤失剂,能够封堵乳化剂形成乳滴的中间孔隙,并形成致密的泥饼,从而降低滤失。室内优选降滤失剂的实验数据如表4所示。由实验数据可见,2种降滤失剂均具有良好的降低滤失的功能,但使用降滤失剂PF-MOTEX的体系具有较好的流变性,动切力较高。
表3 油基钻井液抗高温润湿剂优选
2.2 油基钻井液配方及其性能
通过室内优选,确定了油基钻井液主、辅乳化剂、润湿剂以及抗高温降滤失剂。为进一步摸清该油基钻井液体系的性能,对各个处理剂的加量进行了评价,一方面为了解体系的性能变化,另一方面为现场施工提供维护依据实验结果见表4。通过实验优选和系统化优化实验评价确定所推荐的适应于该区块气田开发的油基钻井液体系基本配方如下。
3#白油+3%PF-MOEMUL-1+1%PF-MOCOAT-1+ 1%PF-MOWET-1+4%有机土+3%PF-MOTEX+2%碱度调节剂PF-MOALK+2%封堵剂PF-MOLSF+ 2%成膜封堵剂PF-MOLPF+(2%~3%)疏水胶体封堵剂PF-MOHCP+0.5%流型调节剂PF-HSV-4+ 1.2%高温流变稳定剂MOHST+重晶石,油水比为80︰20(30%CaCl2水溶液);密度为1.50 g/cm3。
表4 油基钻井液抗高温降滤失剂优选
该油基钻井液基本性能如表5所示,体系的动切力值老化后为13 Pa,动塑比为0.43 Pa/(mPa·s),滤失量低,具有良好的流变性、滤失性和电稳定性。
表5 大位移井油基钻井液基本性能
该气田的7口开发井φ311.15 mm井段全部使用油基钻井液,其中3口定向井的φ212.725 mm井段使用了该油基钻井液。通过优化该油基体系的使用方案和各井段的维护措施,同时配合起下钻、划眼等工程措施,保证了井眼清洁、井壁稳定和储层保护等要求。与前期使用水基钻井液完成的探井相比,阻卡次数明显减少,钻井时效得到较大提高,该次7口开发井的阻卡次数及时间与同区块4口探井的对比数据如表6所示。
表6 φ311.15 mm井段的阻卡次数和时间与探井对比
3.1 现场流变性控制
在陆地泥浆站配制好的油基钻井液,使用船舶运输至海上钻井平台,现场根据井下情况,通过调整油水比、有机土、提切剂等来控制油基钻井液的流变性,同时充分利用固控设备,使流变性达到最佳状态。现场使用的钻井液性能见表7。由表7可见,经重复利用的油基钻井液,各井的钻井液性能存在一定差别。其中a2H井塑性黏度偏高,最大触变性过强,该井钻进过程中,曾出现静止后开泵困难,振动筛跑浆严重等情况;同时,固相控制困难,导致泥浆泵配件多次损坏。经反复用离心机处理循环池钻井液的固相,加入新配制的低黏钻井液,补充乳化剂和润湿剂,降低黏度的同时适当提高切力,最终顺利完成了该井段的钻进。
表7 现场7口井使用油基钻井液性能
3.2 悬浮与携砂控制
现场通过调节提切剂的加量,控制油基钻井液的动塑比在0.3 Pa/mPa·s以上,φ6、φ3读数控制在6~11、5~9,以提高岩屑的携带和悬浮能力,控制较低的塑性黏度,以有利于ECD的控制。通过控制有机土和提切剂的加量,保证乳化剂和润湿剂的加量,同时保持一定的碱度,使钻井液具有足够的活度,将切力值控制在(4~9)/(9~18)Pa/Pa范围内,在避免下钻及开泵过程产生过高激动压力的条件下,保证接单根等停泵状态时钻屑保持一定的悬浮时间,避免因沉砂引起井下事故。
在现场作业中,通过采取一定的工程措施,有助于提高井眼清洁效率,同时避免大位移井岩屑床的形成。主要采取的工程措施有:①在泵压不超过泥浆泵缸套额定压力的条件下,提高钻井排量至最大值;②每钻进一柱钻杆后,顶驱开高转速(140~150 r/min)倒划眼2遍以上;③根据钻进时扭矩的变化情况,每钻进200~500 m,循环一个迟到时间后,短程起下钻至老井眼,然后下钻至井底继续钻进;④对起下钻过程中有遇阻显示的井段,反复快速上提、下放钻具以拉顺井眼;⑤井斜大于45°的井段,起钻前大排量替入钻井液稀塞(200 ~300 m环空段长的白油),充分冲刷虚泥饼以及下井壁处堆积的岩屑,然后循环至振动筛干净,以充分清洁井眼,减小起钻时的摩阻,提高起钻时效。
3.3 摩阻和扭矩控制
摩阻较大是造成钻具托压、憋扭矩以及起下钻困难的主要原因,该项目应用的油基钻井液的摩阻系数为0.060,黏附系数为0.042,比水基钻井液降低30%以上,可以更好地满足大位移井的钻井作业。现场b2H、a2H和a5井油基钻井液替入前后扭矩数据如表8所示,其中a5井替入油基钻井液时井深和井斜最大(2 312 m/39.9°),扭矩降低也最大,为27.48%,b2H井替入油基钻井液时井深和井斜最小(1 811 m/27°),扭矩降低最小,为18.12%。由此可见,随着井斜和井深的增加,油基钻井液降低摩阻扭矩的优势会越来越明显。
表8 替入油基钻井液前后的扭矩对比
3.4 井壁稳定与井漏的控制
现场通过合理控制钻井液密度、滤失量和抑制性、降低ECD等措施来维持井壁稳定,保证安全钻进至目的层、起下钻顺利并获得完整优质的井眼。油基钻井液堵漏非常困难,现场在配制和维护过程中,根据地层实际情况,加入1.5%~2.5%的成膜剂PF-MOLPF和2%~3%封堵剂PF-LSF,对裂缝和破碎带地层起到有效封堵,同时备足常规堵漏材料和随钻堵漏材料;工程上控制循环排量大小和开泵速度,严格控制ECD以防激动压力过大压漏地层。本次7口井油基钻井液作业期间均未发生漏失,对存在渗漏的不稳定层段,通过增加封堵剂和成膜剂的浓度至3%,未产生明显的漏失。
现场LWD监测的b区块3口井φ311.15 mm井段ECD值见图1。从图1可知,3口井的ECD值与钻井液密度比较接近,可见井眼清洁状态良好;其中b3S井位垂比最小,其ECD与钻井液密度最为接近,且变化趋势最一致, b1井3 100 m后钻井排量最大,其ECD值偏离钻井液密度也最远。
3.5 储层保护
油基钻井液滤液具有低的表面张力,可预防液锁和水敏伤害,对于东海中低孔、中低渗地层具有更好的储层保护效果。现场取a5井φ212.7 mm井段使用的油基钻井液进行了储层保护实验,由表9可见,对于中渗和低渗岩心,钻井液污染后渗透率恢复值均在85%以上,截0.5 cm污染端后,渗透率恢复值达92%以上,可见该油基钻井液具有很好的储层保护效果。
图1 b气田各井钻井液密度与ECD值
3.6 岩屑回收处理
该气田现场按照三级海域的排放标准,严格控制排海钻屑的含油量小于8%,对于无法满足排放标准的钻屑采用岩屑箱运回陆地处理厂处理。由于东海首次应用油基钻井液,在岩屑回收处理方面遇到了岩屑箱周转及运回陆地岩屑处理成本高等问题,最终问题都得到了解决,钻井作业时效没有受到影响,同时为东海后续油基岩屑回收处理作业积累了丰富经验。
1.通过室内研究,优选复配主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂,得到的PF-MOE油基钻井液体系电稳定性和可调性好,维护处理简单,适用于东海区块的钻完井作业。
2.通过调节PF-HSV-4加量,该油基体系在现场应用中表现出了很好的携岩性,井眼净化效果非常好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井的作业过程中,没有发生漏失,个别轻微渗漏情况没有影响钻井时效,井眼状态良好。
3.该油基钻井液体系对钻具的摩阻扭矩完全满足现场工程的要求,钻进过程没有出现严重托压现象,起下钻过程偶遇轻微阻卡均能通过,良好的润滑性对井下钻具和顶驱起到了保护作用,在整个气田钻井期间没有发生井下复杂情况。
4.该油基钻井液体系在定向井的储层段应用中,高温高压滤失量均在4 mL以内,且几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害;同时,油相滤失量也有利于煤层和裂缝性泥岩层段的井壁稳定。
5.东海首次使用油基钻井液体系,在油基钻井液的安全使用、维护处理、含油钻屑的回收处理及海洋环境保护等方面积累了经验,摸索出了适用于东海地区的油基钻井液作业的标准化程序。
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Application of Oil Base Drilling Fluids in Donghai Gas Field
ZHU Sheng
(Shanghai Branch Company, CNOOC, Shanghai 200335)
The target zones of the Donghai gas fi eld are the Huagang Formation and the Pinghu Formation, whose formation characteristicssuch as poorly cemented sandstone-mudstone interbeds, fractured mud stone and developed coalbeds, are unfavorable to drilling operation. Unstable borehole wall and poor hole cleaning are the main causes of downhole troubles. Wells drilled in the gas fi eld of interest have maximum hole depth of 6,716 m, maximum horizontal displacement of 4,686 m, maximum TVD of 4,429 m, highest bottom hole temperature of 150 ℃ and highest temperature at the wellhead of 115 ℃. High well angle and high ratio of horizontal displacement to vertical depth make it hard to clean the hole, and high formation temperature makes equipment maintenance diff i cult. A low viscosity high gel strength oil base drilling fl uid has been introduced to safely and eff i ciently drill the gas wells. The oil bade drilling fl uid was treated with 2% plugging agent PF-MOLSF, 2% fi lming plugging agent PF-MOLPF and 2%-3% hydrophobic colloidal plugging agent PF-MOHCP. In fi eld operations, the concentration of the gelling agent PF-HSV-4 was adjusted for the drilling fl uid to have good carrying performance, and hence good hole cleaning. In drilling the unstable sections, more fi lming plugging agent was used. During the whole drilling process of 7 wells, no mud losses and other downhole troubles had ever occurred. Tight hole can be easily removed by reaming, and time spent reaming the hole was reduced by 70% compared with exploratory wells. Other operations were all done safely and smoothly. The HTHP fi lter loss in drilling the reservoir section was controlled to less than 3 mL, and the fi ltrate was almost whole oil, helpful in eliminating reservoir damage by water invasion, to name but one. Laboratory evaluation and fi eld application showed that the oil base drilling fl uid had good rheology, electric stability and lubricity. Borehole wall stabilizationand reservoir protection were both achieved. With the aid of property maintenance and cuttings disposal measures, the application of the oil base mud has made a great coup in the Donghai gas fi eld.
Oil base drilling fl uid; Extended reach well; Borehole wall stabilization; Hole cleaning; Reservoir protection
TE254.3
A
1001-5620(2017)01-0077-06
2016-10-25;HGF=1604N13;编辑 王小娜)
10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.014
朱胜,工程师,2013年毕业于长江大学油气井工程专业,现从事海上油气勘探开发的钻完井工程技术工作。E-mail:zhusheng@cnooc.com.cn。