准噶尔盆地南缘下组合超深井钻井技术研究与应用

2014-08-04石建刚中石油新疆油田分公司工程技术研究院新疆克拉玛依834000

石油天然气学报 2014年12期

石建刚 (中石油新疆油田分公司工程技术研究院,新疆克拉玛依834000)

石建刚 (中石油新疆油田分公司工程技术研究院,新疆克拉玛依834000)

准噶尔盆地南缘下组合勘探程度低,针对井身结构设计难度大,钻井液体系不完善,钻井提速难度大等难点,为了确保独山1井的顺利实施,利用地震资料建立了地层压力剖面并结合地层情况,确定了四开备五开的井身结构方案;通过室内试验研究,形成了抗高温高密度钻井液体系;利用测井资料建立岩石力学特性剖面,优选出高效钻头序列。实钻结果表明,独山子背斜纵向上存在多套异常高压地层;抗高温高密度钻井液体系能够满足下组合安全钻井的需要;PDC钻头提速显著,全井平均机械钻速达到2.28m/h。独山1井的钻探为准噶尔盆地南缘下组合的勘探积累了宝贵的经验。

准噶尔盆地南缘;下组合;超深井;钻井技术;压力系统;井身结构

准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气资源丰富,油气资源探明程度低[1]。前期钻探主要集中在以古近系紫泥泉子组和新近系沙湾组为主的中、上成藏组合上,而以侏罗系为主的下部成藏组合勘探程度低,是新疆油田寻找规模储量的重要勘探领域[2]。

独山1井是部署于准噶尔盆地南缘独山子背斜主探下组合侏罗系齐古组的一口风险井。经过多年的技术攻关,新疆油田已初步形成了一套完整的针对中、上组合的钻井配套技术。目前下组合的勘探还处于探索阶段,仅在西湖背斜钻探了西湖1井。针对下组合钻井井身结构设计难度大,钻井液体系不完善及深井钻井提速难度大等难点,为确保独山1井的快速安全钻井,开展独山1井钻井技术研究具有重要的意义。

1 钻井技术难点分析

1.1 井身结构设计难度大

独山子背斜勘探程度比较低,前期钻井主要集中在古近系安集海河组以上地层,下部多套地层未钻遇。受地震资料品质影响,下部地层压力系统、地质分层及完钻井深难以准确预测,井身结构难以合理确定[3]。

1.2 钻井液体系不完善

准噶尔盆地南缘经过多年技术攻关,钻井液体系不断完善,由早期的聚合物体系到目前的PRT有机盐体系,基本能够满足南缘中、上组合的钻探需求。随着勘探目标层的逐渐加深,针对下组合高温高压地层,仍需进行抗高温高密度钻井液体系研究。

1.3 深井提速难度大

深井机械钻速低一直是困扰钻井速度的重要瓶颈。独山1井上部地层倾角大 (45～50°),防斜与打快矛盾突出;大井眼受钻头选型局限,很难随地层岩性变化选择合适的钻头;下部地层压实程度高,提速难度大,并且在钻井参数选择、新工具新工艺应用方面也受到客观条件的限制。

2 钻井技术对策

2.1 合理井身结构的确定

科学合理的井身结构要根据地层情况和地层压力信息来确定套管层次和各层套管的合理下深[4]。利用独山子背斜地震资料建立了独山1井地层孔隙压力剖面,并结合地层特点及区域已钻井情况,得出独山1井井身结构存在3个必封点和1个风险点,具体见表1。

表1 独山1井井身结构必封点分析

图1 独山1井井身结构方案示意图

通过井身结构必封点及风险点分析,独山1井井身结构设计为四开备五开(图1)。备用方案因下部地层压力高, Ø177.8mm技术尾管选用钢级VM140 HC,壁厚13.72mm的套管,因此五开先采用Ø146.1mm钻头钻至设计完钻井深,然后扩眼至Ø158.8mm,悬挂Ø127mm油层尾管,再回接Ø177.8mm技术尾管至井口。

2.2 钻井液体系优化

针对南缘下组合超深井钻井面临的高密度钻井液抗高温和抗污染的难题,在原有成熟的PRT钻井液体系基础上,引入新型全阳离子抗高温材料,并优选表面活性剂实现复配增效,最终形成适合南缘下组合钻井的抗高温高密度钻井液体系。

钻井液体系配方:0.06t/m3膨润土浆+0.03t/m3TX碱液(TX(流型调节剂)∶KOH(质量比)=3∶1)+0.1t/m3PPL(防塌剂)+0.03t/m3RSTF(抗温降滤失剂)+0.05t/m3CPF(降滤失剂)+0.01t/m3Redu200(降滤失剂)+0.02t/m3JNJS220(抗高温抗盐降滤失剂)+0.005t/m3SP-80(乳化剂)+0.02t/m3KH-n(防塌封堵剂)+0.03t/m3CPA(封堵剂)+0.03t/m3KCl+ 0.05t/m3RH-220(润滑剂)+0.003t/m3CaO+重晶石。

钻井液体系主体性能评价的试验结果见表2。在钻井液密度2.35g/cm3,实验温度200℃热滚后钻井液性能稳定,流变性能良好,有较强的抑制性能,岩屑回收率达到92.26%。

表2 钻井液体系性能评价结果

同时,该体系抗污染性能评价结果见图2。初期NaCl、石膏对钻井液体系的流变性影响较小,但随着NaCl质量浓度增加至0.15t/m3、石膏质量浓度增加至0.02t/m3以上时钻井液性能出现恶化现象,由此确定出该体系抗盐、抗钙污染能力分别为盐的质量浓度≤0.15t/m3,钙的质量浓度≤0.02t/m3。

图2 钻井液体系抗污染能力评价结果

2.3 优选高效钻头

钻井提速的关键工具是钻头[5]。利用西湖1井的测井资料建立了岩石力学特性剖面,根据岩石力学参数及PDC钻头匹配性,优选出了适合独山1井的钻头类型 (见表3)。针对古近系和新近系含砾地层,选择5刀翼或6刀翼的PDC钻头;古近系以下地层抗压强度适中,可钻性好,设计多刀翼X3齿PDC钻头,该钻头流道面积大,易清洗和携岩,减少重复切削,可有效提高破岩效率。同时该钻头有较强的耐研磨性和抗冲击性,穿越夹层能力强[6]。

表3 独山1井钻头选型推荐

3 应用效果评价

1)独山1井实钻井身结构严格按照方案制定的套管下深原则执行,四开钻至井深6185m后,发现齐古组地层加厚,按原设计完钻原则不能钻至储层发育的齐古组一段。因此,在原设计井深 (6185m)基础上加深钻至井深6529m完钻。

2)三开钻进中,安集海河组出现异常高压,钻井液密度由1.77g/cm3逐步提高至2.22g/cm3。四开钻进至井深5349m(层位呼图壁河组)发生溢流,钻井液密度提高至2.35g/cm3后恢复正常;继续钻进至井深5844m(层位侏罗系齐古组)再次发生溢流,钻井液密度提高至2.52g/cm3后恢复正常钻进,并顺利钻至完钻井深6529m。现场对钻井液性能进行实时评价 (见表4),表明该体系能够满足独山1井高温条件下(井深6450m处实测井底温度139℃)安全钻进的需要。