仇博识,龚 伟,周晓轩,邱春阳
中国石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院,山东 东营 257000
滨44X井位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带的西坡,设计井深4 100 m。该井是胜利油田重点评价井,钻探的目的是向北扩大滨438井区沙河街组含油气范围。滨44X井区地层岩性复杂,多口井在钻进过程中都曾遭遇到阻卡情况,严重阻碍了该区块的勘探步伐。为了保证滨44X井钻探成功,优选了聚磺抗高温防塌钻井液体系,针对不同地层的岩性特点,采用相应的现场钻井液维护处理工艺,顺利钻至目的层。滨44X井的成功钻探,可为胜利油田在济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带的西坡滨44X井区的勘探开发提供科学依据。
滨44X井设计井深4 100 m,一开用φ444.5 mm钻头钻至井深283 m,下入φ339.7 mm表层套管至281.45 m;二开用φ311.2 mm钻头钻至井深3 002 m,换φ215.9 mm钻头打口袋至井深3 014 m,下入φ244.5 mm技术套管至2 940 m;三开用φ215.9 mm钻头钻至井深4 084 m完钻,钻井周期85.83 d,完井周期113 d。
滨44X井位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷带西坡滨44X井区,该井区地层自上而下为发育平原组(0~260 m)、明化镇组(260~1 110 m)、馆陶组(1 110~1 505 m)、东营组(1 505~2 164 m)、沙一段(2 164~2 506 m)、沙二段(2 506~2 744 m)、沙三段(2 744~3 642 m)和沙四段(3 642~4 082 m)。
1)沙一段以上地层黏土矿物含量高,特别是沙一段的蒙脱石含量很高,沙二段顶部紫红色泥岩造浆性强,施工中钻井液滤液在钻头破碎岩石时渗入地层中,导致地层中的黏土矿物水化。这会造成两个严重后果:一是钻井液体系黏度和切力急剧升高,钻井液流变性难以控制,最后导致井眼被“糊住”,造成严重的起下钻阻卡;二是黏土矿物水化后膨胀,井径变小,会导致起下钻遭遇阻卡。
2)二开采用φ311.2 mm钻头开钻,裸眼段长达3 000 m,上部地层压实性差,施工中机械钻速高,钻头产生碎屑量大,钻井液在大尺寸井眼中环空上返的速度低,井眼净化效率低。如果岩屑不能及时携带出井眼,则会造成钻头重复破碎,轻则导致施工进度降低,重则会造成泥包钻头。
3)沙河街组地层层理性极强,地层孔隙及微细裂缝发育快。施工中钻井液滤液在压差作用下侵入到地层层理、孔隙及裂缝中后,导致地层岩石胶结强度降低,井壁会剥蚀掉块,最终在施工中会出现起下钻阻卡的现象。相邻的井——利57井、利67井等多口井在钻至沙河街组后出现不同程度的坍塌掉块,井壁失稳现象频繁。
4)三开裸眼段井身轨迹差,3 806~3 885 m为纠斜井段,井斜从9.88°降至1.50°,存在一定的“狗腿度”,导致起下钻遭遇阻卡,钻井液体系的润滑防卡技术难度大。
为确保滨44X井钻井施工顺利,使用的钻井液体系必须具备如下特点:①钻井液体系抑制性好,能够抑制上部地层黏土矿物的水化膨胀,防止地层造浆;②钻井液体系封堵性能好,能够对沙河街组地层层理、孔隙及微细裂缝进行有效封堵,防止井壁失稳;③钻井液体系滤失量低,并且滤失量容易控制,能够降低易水化泥岩的水化趋势;④钻井液体系流变性好,能够满足工程提速提效的要求;⑤钻井液体系具有一定的润滑性,能够防止起下钻阻卡事故发生。
通过调研国内深井及超深井钻井液技术[1-6],结合邻井钻井液体系使用情况,针对滨44X井地层岩性和施工中的技术难点,依据钻井液体系优选思路,优选了聚磺抗高温防塌钻井液体系,体系基本配方如下:30~50 g/L膨润土+2~4 g/L聚丙烯酰胺PAM+3~5 g/L烧碱NaOH+20~30 g/L抗高温抗盐防塌降滤失剂KFT+20~30 g/L磺化酚醛树脂SMP-1+20~40 g/L弱荧光磺化沥青ZX-8+20~30 g/L弱荧光井壁稳定剂HQ-1+20~40 g/L聚合醇润滑防塌剂+5~10 g/L硅氟稀释剂+1~5 g/L表面活性剂。
1)钻进时不断加入质量浓度为1~3 g/LPAM胶液,用来絮凝出口钻井液中的黏土类固相。井深1 570 m处减少PAM的加量,加快地层的造浆速度。在漏斗黏度较为合适后,用水解聚丙烯腈铵盐(NH4HPAN)调整钻井液流变性。
2) 按全井加量逐步加入10 g/L无荧光防塌剂PA-1、10 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂KFT和10 g/L羧甲基磺化酚醛树脂SD-101,将中压失水控制在12 mL左右。
3)钻至东营组底部,继续按全井加量逐步加入10 g/L羧甲基磺化酚醛树脂SD-101、10 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂 KFT、10 g/L弱荧光井壁稳定剂HQ-1,将中压失水控制在6 mL以内。
4)进入沙河街组后,提高聚合物PAM胶液加量,同时加入5 g/L胺基聚醇,提高钻井液抑制性,控制红泥岩的造浆,维护钻井液性能的稳定。同时开启除砂器、离心机,尽量清除劣质固相,保持钻井液的黏土含量在合理的范围,同时配合适当短起下钻措施,保证井眼的畅通。
5)进入沙三段后,按全井加量逐步加入10 g/L无水聚合醇、20 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、20 g/L羧甲基磺化酚醛树脂SD-101和 20 g/L多元醇防塌剂,增强钻井液体系的封堵防塌能力,防止硬脆性地层掉块、垮塌。
6)中完后,充分循环,用0.5 t弱荧光井壁稳定剂 HQ-1、0.3 t 抗盐降滤失剂WFL-1配制封井液封住裸眼段下部2 000 m,保证电测和下套管作业顺利。二开钻井液性能如表1所示。
表1 二开钻井液性能
4.2.1 钻井液预处理
1)三开井段设计钻井液密度为1.25~1.80 g/cm3,高密度钻井液流变性能较难控制。合理的膨润土含量是保证高密度钻井液流变性的前提。现场通过离心机清除和加入PAM稀胶液的方法将膨润土含量控制在40~45 g/L。
2)加入5 t磺化酚醛树脂SMP-1、2 t弱荧光井壁稳定剂HQ-1、2.5 t抗盐降滤失剂NFN-1、2.5 t抑制剂NFJ-1、2 t抗温抗盐防塌降滤失剂KFT,保证防塌剂和降滤失剂的含量充足,将体系转化为聚磺抗高温防塌钻井液体系;按循环周加重至1.28 g/cm3,充分循环,待钻井液性能达到设计要求后开钻。
4.2.2 井壁稳定技术
1)保持合适的钻井液密度,提供必要的力学支撑,使其和井壁压力实现近平衡。进入三开井段后,根据地层压力设计并充分结合钻进实际情况,适时调节钻井液密度,保持地层具有适当的正压差,以防井壁坍塌掉块;但密度也不能太大,以防黏附卡钻和压漏地层。
2)保持良好的流变性能。在三开易塌井段,通过流型调节措施,将钻井液的动塑比控制在0.4~0.45 Pa/(mPa·s),减弱钻井液液流对井壁的冲蚀作用;同时在保证携岩和井眼清洁能力的情况下,尽量保持钻井液的低黏度和切力,减弱压力激动对井壁稳定的影响。
3)提高钻井液滤液的抑制性,抑制泥页岩水化分散。及时补充质量浓度为3~5 g/L PAM胶液,保证其在钻井液中含量充足,提高钻井液的抑制性,抑制泥页岩水化膨胀。
4)强化物理封堵,主要通过加入20~30 g/L聚合醇润滑防塌剂和30 g/L磺化沥青改善泥饼质量,使得钻井液体系能够在井壁上形成低渗透、强韧性的泥饼,真正封堵地层层理、孔隙和微细裂缝。
5)降低高温高压滤失量。钻至沙三段中和沙三段下地层,补充10~20 g/L弱荧光磺化沥青ZX-8、10~20 g/L抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、10~20 g/L磺化酚醛树脂SMP-1 、10~20 g/L聚合醇润滑防塌剂等处理剂,将高温高压滤失量控制在8~10 mL,减弱泥页岩的水化。
6)工程上保持合适的环空返速,下钻到底后小排量开泵顶通循环,慢慢提高至正常排量,防止激动压力过大造成井壁憋塌、憋漏。
4.2.3 润滑防卡技术
1)固相控制。为有效控制固相,保证钻井液中聚合物PAM含量充足,抑制钻屑水化分散,同时利用固控设备及时清除无用固相,三开振动筛的筛布孔径0.125 mm,保证除砂器和离心机的使用率,尽量清除劣质固相。
2)补充足量的润滑剂,改善泥饼质量。在固相控制的基础上,形成薄而致密的泥饼是提高钻井液润滑性的关键。随着钻进的进行,加入足量的降滤失剂、防塌剂等,降低钻井液滤失量,有效地减少泥饼厚度和渗透性,同时提高无水聚合醇润滑剂和沥青类材料的加量,改善泥饼的润滑性,起到降低摩阻的作用。
3)工程上勤搞短起下钻,刮掉吸附在井壁上的虚厚泥饼,畅通井眼,以破坏可能形成的键槽,防止卡钻。
4.2.4 完井作业技术
1)通井循环,配制硅氟稀释剂碱液,配方为m(硅氟稀释剂GX-1)∶m(NaOH)∶m(水)=2∶1∶10,下钻到底按循环周均匀加入,在后效段适当增加稀释剂的量,具体加量视钻井液性能而定,保持钻井液具有合适的流变性。
利用我国各地区经济发展水平和人口老龄化程度的差异化,实现产业梯度转移。中西部省市应利用老龄化程度相对较低,土地等生产要素成本较低等特点,大力进行基础设施建设,引导当地劳动力在当地就业,创造良好的投资环境,及时将劳动力密集型产业的外商直接投资向中西部地区转移。同时,东部地区应努力致力于产业结构的升级,利用前期的资金和人才积累,充分发挥当地购买力较强市场巨大的优势,吸引外商直接投资于资本密集型和技术密集型产业。
2)同时补充3~5 g/L聚合物胶液,保证钻井液中聚合物的含量,提高钻井液抗污染稳定性。
3)工程上,下钻时分段开泵循环钻井液,在套管鞋内开泵循环1次,裸眼段分2次开泵循环钻井液,防止下钻到底开泵困难;循环过程中,在保证井下安全的前提下,尽量提高排量,充分净化井眼。
4)循环干净后,起钻之前,配制封井液封裸眼井段,封井液配方:50 m3井浆+0.5 t 磺化酚醛树脂SMP-1+0.5 t 抗温抗盐防塌降滤失剂KFT+3 t固体润滑剂+1 t 抗盐降滤失剂WJH-1。三开钻井液性能见表2。
4.3.1 复杂情况简介
滨44X井钻至井深3 884 m,钻井液流变性变差,稍微静止后,钻井液迅速稠化。对钻井液滤液分析结果见表3。由表3可知:钻井液滤液中的 HCO3-和CO32-含量过高,说明体系被严重污染。
4.3.2 原因分析
本井为重点评价井,鉴于发现油气显示的需要,施工中钻井液密度一直控制在设计下限。在钻井液静止及起钻过程中,钻井液液柱压力低于地层流体压力,造成地层流体侵入钻井液中。从地质录井气测显示看,后效段CO2的含量维持在2%~5%,正常钻井时也达到0.3%~0.5%,导致地层流体污染钻井液。
表2 三开钻井液性能
表3 HCO3-和CO32-含量
4.3.3 处理措施
现场通过小型试验确定处理措施:
1)用稀释剂配制胶液两罐,共20 m3,配方为10 m3清水+0.1 t聚丙烯酰胺PAM+0.3 t烧碱NaOH+0.5 t硅氟稀释剂SF-1,按循环周加入钻井液中,降低钻井液体系的黏度和切力。
2)按循环周加入CaO,使之和CO32-和HCO3-反应生成CaCO3沉淀,以化学方法除去HCO3-和CO32-。
按上述措施处理后,由于污染严重,没有达到预期的效果,钻井液流变性没有得到好转,故重新制定改进措施如下:
1)配制稀释剂碱液,配方为m(硅氟稀释剂GX-1)∶m(NaOH)∶m(水)=2∶1∶10,共10 m3,降低钻井液黏度和切力,为减少处理量,处理前回收受污染钻井液60 m3。
2)钻井液黏度和切力降低之后,混入新配制的钻井液40 m3,补充钻井液总量。
3)以浓胶液的形式补充聚丙烯酰胺PAM,并保持含量在3 g/L以上,增强钻井液的胶体稳定性。
4)在钻井液中加入0.6 t表面活性剂Span 80,增强钻井液体系的抗温能力。
5)保持钻井液pH在11以上,使HCO3-尽量转化为CO32-。
6)补充CaO乳液,保持钻井液中Ca2+的含量,足以除去HCO3-和CO32-。
7)及时补充弱荧光磺化沥青ZX-8、抗温抗盐防塌降滤失剂KFT、磺化酚醛树脂SMP-1和聚合醇润滑防塌剂,增强钻井液体系的封堵防塌能力。
4.3.4 处理效果
经过上述处理,钻井液流变性恢复,处理前后钻井液性能如表4所示。
表4 处理前后钻井液性能
1)聚磺抗高温防塌钻井液体系抑制性好,悬浮携带能力强,解决了二开大井眼易造浆地层的携岩问题,二开施工中井壁稳定,起下钻畅通无阻。
2)聚磺抗高温防塌钻井液体系封堵性好,抗温性强,通过合理密度支撑及薄韧泥饼封堵措施,解决了沙河街组的井壁失稳难题,施工中偶见剥蚀掉片外,无井塌现象,井壁稳定。
3)聚磺抗高温防塌钻井液体系润滑性能好,虽然三开由于工程纠斜出现“狗腿度”,但是起下钻畅通无阻,电测顺利,无遇阻显示。
4)沙河街组地层存在层理、裂缝和微小孔隙,局部井段发育油泥岩和红泥岩,易水化缩径,必须保证封堵防塌剂的含量,同时采取合理的钻井液密度,这样才能保证井壁稳定。
5)该井钻井液遭遇CO32-及HCO3-污染,建议今后钻探中适当提高钻井液密度,保证在静止时钻井液液柱压力与地层孔隙压力相平衡。