大港油田千米桥潜山水基钻井液技术

刘腾蛟,王英博,肖成才,王禹,尚旺涛,王振旺,马杰

(1.天津市复杂条件钻井液企业重点实验室,天津 300280;2.中石油集团渤海钻探泥浆技术服务分公司,天津 300280;3.大港油田勘探事业部,天津 300280;4.大港油田石油工程研究院,天津 300280)

千探1井是大港油田“重上千米桥”重大工程所部署的第一口重点风险探井,钻探目的是预探千米桥潜山板深4背斜奥陶系亮甲山组、寒武系府君山组含油气情况,兼探奥陶系上马家沟组油气情况。该井完钻井深6 165.77 m,垂深5 990 m,是千米桥潜山构造带最深井,完钻井底温度高达204 ℃,创大港油田井底最高温度纪录。千探1井下部地层地温梯度高,三开地层易塌、易漏,四开地层高含H2S,新勘探地层岩性未知,在满足井下安全要求的前提下需要兼顾储层保护。为解决这些问题,通过优选抗温钻井液体系,提高钻井液抗温封堵能力,优化现场施工技术,圆满完成了该井的施工任务,为大港油田深层潜山勘探提供了技术支撑[1]。

1 工程和地质概况

千探1井为四开制井身结构,最大井斜28.32°。一开采用766.4 mm钻头钻至507 m,下入508 mm表层套管;二开使用444.5 mm钻头钻至2 280 m,下入339.7 mm套管;三开采用311.1 mm钻头钻至4 756 m,下入244.5 mm套管;四开使用215.9 mm钻头钻穿青白口系至6 070 m,下入139.7 mm尾管固井。该井自上而下钻遇地层为平原组(0～480 m)、明化镇组(480～1 553 m)、馆陶组(1 553～1 940 m)、东营组(1 940～2 225 m)、沙河街组(2 225～4 085 m)、中生界白垩系(4 085～4 540 m)、奥陶系(4 540～5 070 m)、寒武系(5 070～5 950 m)和青白口系(5 950～5 990 m)。其中沙河街组地层为深灰色泥岩、灰色细砂岩;中生界白垩系岩性主要灰色细砂岩、粉砂岩、泥灰岩及棕红色泥岩;奥陶系主要是灰岩、白云岩及泥岩;寒武系主要是深灰色含泥灰岩、白云质灰岩、灰褐色竹叶状灰岩和红色泥岩;青白口系以褐灰色白云质灰岩、褐灰色灰质白云岩为主。

2 钻井液技术难点及对策

2.1 钻井液技术难点

1)三开沙河街组地层泥岩发育,井壁稳定性差,多口邻井在此井段钻进时发生井壁坍塌、卡钻等事故复杂[2]。

2)三开沙河街组地层灰色细砂岩发育,易发生渗透性漏失;奥陶系地层局部裂缝发育,井漏风险大。该区块前期施工完成的22口井中,共10口井在沙河街组、奥陶系两层位发生了漏失。

3)四开井段储层含气量大,H2S含量高,密度窗口窄,易发生气侵、溢流等复杂,对钻井液的抗污染能力要求较高。

4)四开地层预测岩性为灰岩,但下部寒武系为新勘探地层,无相邻井地质资料参照,实际岩性未知。如果钻遇泥质含量较高的灰岩层或泥岩段,存在较大井壁坍塌风险,原设计的无土相盐水钻井液体系无法满足井下需要。

5)千米桥地区地温梯度高。分析邻井测温情况,沙河街组地层温度在109～127 ℃,奥陶系地层温度在152～176 ℃,平均地温梯度为3.43 ℃/100 m,预测井底温度高于200 ℃,呈现异常高温特点,需要钻井液体系在下部井段具有较好的抗温能力。

2.2 钻井液技术对策

1)优选处理剂提高体系抑制、封堵性能。针对地层特点通过复配封堵材料提高钻井液封堵能力,使用聚合醇、无机盐复配提高体系抑制性能,减少地层水化[3]。

2)易漏地层施工中,通过提前加入各类封堵材料提高地层承压能力,预防井漏发生;发生漏失后,根据漏速确定堵漏配方和施工措施,降低漏失损失。

3)四开井段施工过程中,保证体系高pH值,配合除硫剂,减少H2S污染对钻井液性能的破坏。

4)四开井段设计为无固相盐水钻井液体系,当性能无法满足需要时,在其基础上提高抗温降滤失剂BZ-KLS-II、BZ-KLS-Ⅲ浓度,直接加入BZ-YFT、BZ-YRH和纳米封堵剂转换为具有更强防塌能力的抗高温无固相钻井液体系,该体系配方中无膨润土、无固相、无分散性处理剂,使用无机盐加重,能够尽可能降低有害固相颗粒堵塞对目的层伤害,同时满足井下安全需要[4]。

5)优选抗温处理剂。根据不同井段、不同井底温度,使用能够满足井下需要的抗高温处理剂。

3 室内实验

结合千探1井的井深结构、地质特点、储层保护及渤海湾地区对钻井液环保性能的要求,该井一开采用膨润土体系钻进,二开应用聚合物钻井液,三开易塌地层采用BH-KSM钾盐聚合物体系钻进,四开选择无固相盐水体系,同时能够根据地层实钻情况转为抗高温无固相钻井液体系[5]。

3.1 三开井段BH-KSM钻井液

三开井段主要钻遇泥页岩,预测开次井底最高温度150 ℃,存在井壁垮塌、卡钻、漏失等潜在风险,要求钻井液具备良好的抑制防塌、润滑及封堵等功能[6]。三开井段采用BH-KSM钾盐聚合物钻井液,在其强抑制性、强抗温性的基础上,通过引入植物纤维类封堵剂BZ-DFT,配合复合碳酸钙,提高体系广谱封堵能力,满足三开井段对钻井液强封堵、低渗漏的技术要求。基本配方如下:(2%～4%)膨润土浆+(5%～7%)KCl+(0.3%～0.5%)包被剂BZ-BYJ-I+(1.5%～2.5%)抗盐降滤失剂BZ-KLS-I+(0%～1%)抗温降滤失剂BZ-KLS-II+(2%～3%)无荧光防塌剂BZ-YFT+(1.5%～2.5%)抑制润滑剂BZ-YRH+(0.2%～0.3%)提切剂BZ-HXC+(0.8%～2.0%)钻井液用封堵植物纤维BZ-DFT+(1%～2%)液体润滑剂BZ-RH-1+复合细目钙+片碱+重晶石。

按上述配方配置好钻井液,在150 ℃下热滚16 h后,测其流变性、API滤失量和150 ℃高温高压滤失量,结果见表1。从表1可以看出,该体系在150 ℃温度滚动后性能稳定,流变性良好,滤失量较低,能够满足三开井段需要。

表1 BH-KSM钻井液抗温性能评价

3.2 四开井段无固相钻井液体系

四开井段预测为灰岩地层,预计地层较为稳定,不考虑滤失量等性能,设计采用无固相盐水体系:清水+NaCl+(0.5%～1%)BZ-KLS-II+(0.5%～1%)抗温降滤失剂BZ-KLS-Ⅲ+烧碱。该体系使用无机盐加重,抗温降滤失剂BZ-KLS-II、BZ-KLS-Ⅲ维持体系高温稳定性,具有抗高温、无膨润土、无固相、低成本、机械钻速高的优点,可以有效保护储层。

在钻遇泥岩、泥质灰岩地层后能够直接转换为抗高温无固相钻井液体系,配方为:水+KCl+NaCl+(3%～5%)BZ-KLS-Ⅱ+(3%～5%)BZ-KLS-Ⅲ+(2%～3%)无荧光防塌剂BZ-YFT+(2%～3%)抑制润滑剂BZ-YRH+(1%～2%)纳米聚酯+(1%～2%)纳米改性缩酮。抗高温无固相钻井液体系使用的抗高温磺酸盐共聚物降滤失剂BZ-KLS-Ⅱ、BZ-KLS-Ⅲ具有较好的抗温、抗盐能力,聚合物在盐水中能够维持较高的液相黏度,在高温条件下可以降低钻井液滤失量[7-8];纳米聚酯、纳米改性缩酮中的吸附基团能够吸附在泥页岩表面,封堵地层微孔隙、微裂缝,配合无荧光防塌剂BZ-YFT配合使体系在无土相的条件下仍具有较好的广谱封堵能力,聚合醇类处理剂BZ-YRH提高了体系的抑制和润滑能力,使体系能够满足高温下泥岩地层的施工要求[4,9]。

取现场无固相盐水钻井液井浆,密度为1.12 g/cm3,在11 000 r/min高搅条件下,按照转型配方加入处理剂并提高密度至1.17 g/cm3,转型为抗高温无固相钻井液体系,200 ℃进行老化16 h,测其性能,结果见表2,从表2中可以看出转为抗高温无固相钻井液体系后,钻井液流变性、滤失性能良好,抗温能够达到200 ℃,满足井下高温环境施工要求。

表2 四开钻井液现场转型实验

4 现场应用

4.1 三开井段钻井液技术

本井段(2 280～4 756 m)采用BS-KSM钻井液体系,钻遇地层为沙河街组、白垩系和奥陶系,重点维护措施如下:

1)配浆。开钻前测量二开井浆性能,做到合理留存,配浆搬含控制在20～30 g/L,并在配浆前进行小型实验验证配方。开次开钻前按照小型试验配方配制好满足三开性能要求的BH-KSM钻井液,新配钻井液性能:黏度48 s,密度1.31 g/cm3,pH值10,搬含21.38 g/L,固相含量13%,API失水3.2 mL。使用单罐循环钻塞,钻完塞后放掉二开老浆,替入新配钻井液。

2)性能维护。钻进过程中应注意维持钻井液性能稳定,监测好钾离子含量,确保其含量不低于5%,三开上部地层降滤失材剂主要使用BZ-KLS-I,保证滤失量满足设计要求。钻进过程中,调整好钻井液流变性,减小钻井液对井壁的水力冲蚀,保证封堵剂加量,提高井壁稳定性。钻至4 000 m后,随着井底温度上升,钻井液由于搬土含量偏高,体系抗温能力有限,逐渐出现了黏度上升,滤失量变大的现象。为控制高温影响,提高胶液中抗高温降滤失剂BZ-KLS-II加量,并用新浆置换部分钻井液降低体系搬含,以控制钻井液流变性。在4 500 m后全井加入1%BZ-KLS-Ⅱ,体系黏度上升,高温高压滤失量降至12 mL以内,以满足井壁稳定需要。钻至三开中完完钻,钻井液性能稳定,抗温良好,中完井底温度143 ℃,钻井液圆满地完成了井眼清洁、井壁稳定的任务,性能见表3。

表3 三开井段钻井液性能

3)防漏堵漏措施。在沙河街组上部井段钻进时,易发生渗透性漏失,泥浆消耗量较大,钻井液中应提前加足纤维类封堵剂BZ-DFT配合复合碳酸钙以提高封堵性能,防止井下漏失。本井在3 100 m时发生渗漏,漏失速度1.3 m3/h,因漏速较低,本井采用随钻过堵漏段塞工艺降低钻井液消耗量,在每班次过15 m3段塞两次,配方为:井浆+3%随钻堵漏剂BZ-DSA+3%单封。钻至3 500 m时漏速降低至0.6 m3/h,钻至沙河街底部漏失停止。

4)中完措施。针对沙河街组硬脆性泥岩易掉块垮塌,采取钻具下钻通井至沙河街组底部后,循环钻井液清除掉块后继续下钻通井的措施。针对裸眼段泥浆量大、白垩系井眼稳定性较强的特点,在封闭浆中加入塑料小球、BZ-KLS-Ⅱ、BZ-YRH、BZ-YFT,分段封闭沙河街组、奥陶系关键井段,2趟电测、下套管均顺利无阻卡。

4.2 四开井段钻井液技术

本井段钻遇奥陶系、寒武系和青白口系,上部地层较为稳定,采用无固相盐水体系,钻至5 520 m后钻遇大段泥岩,体系转为抗高温无固相钻井液体系,重点维护措施如下:

1)无固相盐水钻井液维护。钻塞后替入无固相盐水钻井液,新配浆密度1.12 g/cm3,黏度30 s,pH值为10。钻进期间,固控设备全开,尽可能降低有害固相含量,按配浆配方补充泥浆量,使用无机盐加重,维持密度1.10～1.12 g/cm3,黏度30～35 s,pH值大于9.5,每钻进50 m,使用BZ-KLS-Ⅱ和BZ-KLS-Ⅲ配置黏度为60～70 s稠塞10 m3,清扫井眼。该井段岩性多为灰岩和白云岩,井眼稳定,无需考虑失水等性能,钻时慢、岩屑不水化且直径小,通过稠塞清扫井眼,即可将岩屑带出,满足井眼净化的要求。

2)体系转化:钻至5 500 m时,在寒武系张夏组钻遇大段紫色泥岩,并产生剥落掉片,为防止泥岩垮塌,造成井下复杂,在5 520 m将密度提至1.17 g/cm3,并将泥浆体系为无固相抗高温钻井液体系,提前做好小型试验后按照配方进行体系转型。转型过程中按循环周向井浆加入处理剂,加入抗高温降滤失剂过程中注意控制加料速度,防止钻井液粘切上涨过高。

3)抗高温无固相钻井液维护。钻进期间按配方配置钻井液补充消耗,通过调整BZ-KLS-Ⅱ和BZ-KLS-Ⅲ的加量来调节钻井液的粘切,提高其抗温稳定性,当高温高压滤失量难以控制时,应提高纳米聚酯、纳米改性缩酮的加量,增强体系封堵性能。新配浆中提前加入1%除硫剂,严格监测H2S含量及钻井液pH值,防止发生H2S侵导致性能恶化。四开体系转化后,钻井液性能稳定,抗温性能良好,井壁稳定,无坍塌掉块现象发生,四开全井段钻井液性能见表4。

表4 四开井段钻井液性能

4)硫化氢污染处理。完井作业期间,第一次起下钻到底循环时,伴随油气后效出现了硫化氢污染泥浆现象。关井节流循环中,录井脱气器测得最高260×10-6,便携式气体检测仪测得最高57×10-6,浆密度最低降至1.02 g/cm3,pH值降至8.5。开始出现硫化氢气体后,液气分离器排气并持续点火,使分离出的硫化氢气体燃烧。在节流循环后,根据预估算出受污染的泥浆量,第一时间在振动筛处按循环周加入0.5%片碱,将井浆pH值逐渐提至11,在混合漏斗处加入1%碱式碳酸锌,防止钻井液第二次循环到出口时,仍存在硫化氢污染,处理后钻井液循环一循环周,性能恢复正常。

5)完井措施。四开完钻后进行短起下,充分循环后钻井液至振动筛无返砂,电测、打尾管前配置打入封闭浆,封闭5 400～6 070 m井段后起钻,封闭浆主要以封堵剂BZ-YFT和抗高温降滤失剂为主,并加入2%碱式碳酸锌以提高其抗硫化氢污染能力,完井期间共电测两次,电缆下井9趟,均未出现异常,封闭浆性能够满足长期抗温稳定性要求(性能见表5),并最终下入尾管完成固井。电测结束后下钻通井,重新封闭井底,顺利下入尾管,完成固井。

表5 四开封闭浆抗温稳定性

4.3 应用效果

千探1井三开井段采用的BH-KSM钻井液体系,在应用过程中性能良好,井壁稳定效果强,防漏堵漏措施完善,未发生恶性漏失,顺利钻穿三开地层。四开上部井段采用的无固相盐水钻井液体系及其配套钻井液施工措施能够满足灰岩地层的施工要求,钻遇泥岩后转型为抗高温无固相钻井液体系,体系在高温环境下性能稳定,返出岩屑均匀、无掉块,实现了四开井段的安全快速钻进(图1)。千探1井钻井周期104 d,全井段无事故发生,四开井段平均机械钻速5.59 m/h,井径扩大率6.59%,井壁稳定效果好,创造了大港油田井底温度最高、6 000 m以上完成井钻井周期最短、千米桥潜山构造带井深最深,潜山井段机速最高等纪录。

图1 千探1井四开井段岩屑

5 结论和认识

1)千探1井三开井段使用的BH-KSM体系抗温性能良好,防塌能力强,能够保证沙河街组地层稳定性,配合合理的防漏堵漏措施,实现了三开井段的安全钻进。

2)千探1井四开井段使用的无固相盐水钻井液配置简单,成本低,储层保护能力强,以其为基础转型的抗高温无固相钻井液,抗温能力强、封堵性好,能够兼顾高温井段储层保护和井壁稳定的技术需求。

3)千探1井下部地层使用的三套钻井液体系能够满足所在区块不同井段的钻井液安全、快速施工要求,通过优选钻井液体系,优化配套施工措施,千探1井提速效果明显,圆满完成了大港油田深层潜山油气藏的勘探任务,为其规模化开发提供了借鉴。