准南山前柴窝堡区块钻井液技术研究与应用

2014-03-11邱春阳何兴华司贤群王宝田

天然气勘探与开发 2014年1期

关键词：钻井液水化黏土

邱春阳何兴华司贤群王宝田

（中国石化集团公司胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司）

准南山前柴窝堡区块钻井液技术研究与应用

邱春阳何兴华司贤群王宝田

（中国石化集团公司胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司）

通过分析准南山前柴窝堡区块复杂事故发生的原因，针对该区块地层特点，提出了相应的钻井液技术对策及铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系配方。该体系在柴窝堡区块柴1HF井现场应用表明：抑制性强，封堵性能好，适应柴窝堡区块地层特点。柴1HF井直导眼的钻探成功不但解决了该区块施工中易出现的井壁失稳难题，而且为该区块其它井的施工提供了有力的技术保障。表6参4

柴窝堡山前高陡井壁稳定铝胺柴1HF井

柴窝堡区块位于准噶尔盆地南缘，该区块地质结构复杂，地层黏土矿物含量高，地层倾角大，地应力作用明显［1］，是典型的山前高陡构造区。近年来在该区块先后钻了多口井，但由于上述山前高陡构造地质特点，施工中常发生复杂情况，轻者反复划眼，延长钻井周期；严重者卡钻，甚至井眼报废，不但造成了巨大的经济损失，而且严重制约了柴窝堡区块的勘探与开发进程［2－3］。通过采用铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系，施工中采用合理钻井液密度支撑—多元强化抑制—双重封堵防塌措施，顺利钻达目的层。为深化研究柴窝堡区块成藏条件及下步勘探部署提供了基础资料，为西部新区的勘探开发积累了重要经验。

1 柴窝堡区块钻井液技术难点

1.1 地用力作用明显

柴窝堡区块是典型的山前高陡构造地区，多期的构造运动导致地层应力集中，地应力作用明显。钻开地层后，地层原有的结构力被破坏，地应力的作用显现出来，一旦井眼形成，地应力便沿井眼的径向方向释放，导致井壁坍塌。

1.2 地层黏土矿物含量高

柴3井地层岩性组成分析表明，地层中黏土矿物含量达到70%以上，并且地层岩石胶结物均为黏土矿物；黏土矿物中，以蒙脱石或伊／蒙混层为主，地层钻开后，由于地层中黏土矿物的水化膨胀，特别是伊／蒙混层水化后膨胀不均导致的内部推挤，极易造成井壁失稳。

1.3 地层破碎、微裂缝发育

柴窝堡区块受地层推覆作用，地层倾角大。强烈的地质构造运动导致地层破碎，微裂缝发育。地层被钻开后，钻井液滤液在压差作用下进入地层中，使地层孔隙及裂缝中的黏土矿物水化，造成岩石结构强度降低，层间摩擦力减小，在外力作用下剥落掉块。

2 钻井液技术对策

根据柴窝堡区块地层特点，结合近几年在该地区钻井施工情况、钻井液使用及现场处理技术，解决柴窝堡区块复杂情况的钻井液技术对策如下：

（1）适当的钻井液密度

针对柴窝堡区块地应力发育特点，施工中依据地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力，参照邻井钻井液施工情况，确定合理的钻井液密度，依靠钻井液液柱径向支撑平衡地应力，防止地层坍塌与塑性变形。

（2）强化钻井液体系的抑制性

针对柴窝堡区块黏土矿物含量高，地层易水化、分散性能强的特点，强化钻井液体系的抑制性，降低黏土矿物的水化程度，防止伊／蒙混层水化不均引起“推挤作用”从而导致井壁坍塌的发生。

（3）强化钻井液体系的封堵性

针对柴窝堡区块地层破碎及微裂缝发育特点，强化钻井液体系的封堵性，使钻井液体系能够在井壁上形成不渗透严封堵层［4］，以减缓钻井液滤液对地层的侵入，并有效发挥钻井液液柱对井壁的物理支撑作用。

3 柴窝堡区块钻井液体系研究

3.1 钻井液体系配方

依据上述钻井液技术对策，通过处理剂优选及性能优化实验，确定使用铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系，配方如下：

3%～5%膨润土＋0.4%～0.5%KPAM＋4%～6%SMP－2＋3%～5%抗盐抗钙降滤失剂KYG－1＋0.5%～1.5%铝络合物抑制剂＋1%～2%有机胺＋2%～3%无水聚合醇＋0.5%～1.5%非渗透承压封堵剂DXH－4＋3%～5%低荧光井壁稳定剂HQ－1＋3%～5%超细碳酸钙

该钻井液体系的特点是强抑制和强封堵。体系中铝络合物、有机胺及无水聚合醇分别从“化学键合”、“层间镶嵌”及“浊点效应”方面抑制泥页岩水化膨胀；非渗透承压封堵剂、低荧光井壁稳定剂及超细碳酸钙分别通过沥青的“软化点”机理和膜封堵机理对地层孔隙及微裂缝进行封堵。另外，体系中没有分散型如褐煤等处理剂，进一步巩固了体系的抑制性。

3.2 钻井液体系主要性能评价

（1）常规性能评价

按照配方分别配制密度为1.50 g／cm3、1.80 g／cm3和2.10 g／cm3的钻井液体系，评价体系的常规性能。结果见表1。

表1 钻井液体系常规性能

从表1中看出，无论是在低密度还是在高密度下，高温后钻井液体系的流变性良好，没有出现增稠或胶凝现象，并且高温高压滤失量小于10 mL，适用于深井施工。

（2）抑制性能评价

采用抑制页岩膨胀实验和抑制岩屑分散实验，考察了钻井液体系的抑制性能，实验结果分别见表2和表3。

表2 抑制岩心膨胀高度实验

由表2中可以看出，岩心在常规聚磺钻井液体系中经2 h、16 h后线膨胀高度分别为0.56 mm和1.45 mm，而在铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系中浸泡的岩心，2 h后的线膨胀高度为0.23 mm，16 h的线膨胀高度仅为0.54 mm。可见铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系显著降低泥页岩的水化膨胀，能有效地防止因黏土矿物水化膨胀造成的井壁失稳。

表3 岩屑回收率实验

由表3看出，和常规聚磺钻井液相比，铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系泥页岩回收率高，将常规聚磺钻井液体系的回收率从72.6%提高到94.5%，表明铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系抑制性强，利于井壁稳定。

（3）封堵性能评价

实验采用直径为0.841～0.595 mm（30～40目）的砂子作为过滤介质，加入配制好的钻井液体系，固定后加压0.69 MPa，检验钻井液体系的封堵能力。实验结果见表4。

表4 钻井液封堵性能评价

从表4中可以看出，加压15 min后，铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系侵入砂床的深度为0.7 cm。继续加压至60 min后，侵入深度为0.8 cm；而常规聚磺钻井液体系加压15min和60 min的砂床侵入深度分别为0.9 cm和2.6 cm。说明铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系在压力下，快速形成了一个承压封堵带，能够有效封堵地层孔隙及微细裂缝。

4 现场应用

4.1 现场施工工艺

柴1HF井是实施非常规战略后在西部所钻的第一口评价井，一开Ф444.5mm钻头钻至1632 m，Ф 339.7 mm套管下深1601.2 m；二开Ф311.2 mm钻头钻至2900 m，Ф244.5 mm套管下深2899 m；三开Ф215.9mm钻头钻至3690 m，裸眼完井。一开采用强抑制防塌钻井液体系，二开和三开井段使用铝胺强抑制强封堵聚磺防塌钻井液体系，主要施工工艺如下：

（1）控制钻井液密度在设计上限，通过钻井液液柱径向支撑平衡地应力，防止地应力坍塌掉块；

（2）进入下仓房沟群组前，加足有机胺、无水聚合醇和铝络合物防塌剂，提高钻井液滤液的抑制性，防止黏土矿物膨胀而发生剥蚀；

（3）加足SMP－1和抗盐抗钙降滤失剂，降低高温高压滤失量，防止黏土矿物吸水膨胀；

（4）加强封堵，根据井底的实际温度，优选具有合适“软化点”的沥青处理剂和非渗透处理剂，通过沥青的“软化点”机理和膜封堵机理，配合超细碳酸钙，封堵地层的微裂缝和破碎带，增强钻井液体系的封堵防塌能力；

（5）钻进过程中，注意观察振动筛上的岩屑返出和岩屑形状的变化，避免出现井眼垮塌的恶性事故；

（6）坚持起钻必封的原则，把每一新钻开的井段，用封井钻井液进行封井，确保钻进1 m，保证1 m井段的井壁稳定；

（7）控制起下钻速度，减小压力激动，防止由于压力激动而引起井壁失稳；

（8）由于地层破碎及起下钻等原因，井下不可避免出现剥蚀掉块。一旦出现剥蚀掉块，首先是调整流型，将剥蚀掉块携带出井眼；然后优化滤饼质量，强化封堵；最后提高钻井液密度，通过液柱压力支撑井壁。

4.2 应用效果

柴1HF井二开使用铝胺强抑制钻井液体系后，虽然在2180～2490 m出现掉块，通过采取提高钻井液密度及优化泥饼质量措施，避免了井塌问题。余下井段施工顺利，起下钻畅通无阻。三开在芦草沟组发生井漏后，采取适当措施堵漏成功。以后钻进中逐渐降低钻井液密度和黏切，起下钻畅通无阻，没有再发生复杂情况。电测、下套管顺利；二开井径平均扩大率为8.5%。三开井径平均扩大率为4.93%。同该地区其它已完钻井相比，柴1HF井井径均匀，井径扩大率小。现场钻井液性能及与其他井的数据对比分别见表5、表6。