巨厚煤层钻井液的研制及在伊宁1井的应用

2015-07-02夏烈虎管中原郑文武张灵霞刘中信蒲尚树

石油地质与工程 2015年3期

关键词：基浆伊宁炭质

夏烈虎，管中原，郑文武，张灵霞，刘中信，蒲尚树

(1.中国石化河南石油工程有限公司，河南南阳 473132；2.中国石化河南油田分公司工程技术研究院；3.中国石化河南石油工程有限公司钻井公司)

巨厚煤层钻井液的研制及在伊宁1井的应用

夏烈虎1，管中原1，郑文武1，张灵霞2，刘中信1，蒲尚树3

(1.中国石化河南石油工程有限公司，河南南阳 473132；2.中国石化河南油田分公司工程技术研究院；3.中国石化河南石油工程有限公司钻井公司)

针对伊宁1井三开西山窑组和八道湾组碎屑泥岩及炭质泥岩夹多套厚煤层，胶结差、微裂缝发育、性脆易破碎垮塌诸多难题，研制出抗温、强封堵抑制防塌聚磺钻井液体系。现场应用表明，该钻井液体系抗温抑制性强、润滑防塌效果好、性能稳定、高温高压滤失量低，有效控制了碎屑泥岩的吸水膨胀缩径及造浆和煤层及炭质泥岩的垮塌，保证了3 194～4 540 m井段41个共178 m的巨厚煤层和26个炭质泥岩层的顺利钻进。钻进过程中井眼稳定，起下钻顺畅，而且电测一次成功。

伊宁1井；巨厚煤层；钻井液；河南油田

伊宁1井是河南油田在伊犁盆地伊宁凹陷宁1井断鼻构造上部署的第一口重点预探井，设计井深5 500 m，主要目的层为三叠系白碱滩组和克拉玛依组，设计钻遇地层有新生界古近系、中生界白垩系、侏罗系和三叠系。其中，2 000～4 500 m的侏罗系西山窑组、三工河组和八道湾组为灰色细碎屑岩、炭质泥岩夹多套厚煤层。

伊宁1井为四开井深结构，一开用φ660.4 mm钻头，坂土聚合物钻井液钻至井深215 m，下φ508 mm表层套管至212.61 m；二开用φ406.4 mm钻头，聚合物钻井液钻至1 809 m，下φ339.7 mm技术套管至1807.62 m；三开用φ311.1 mm钻头，先用聚合物，后用抗高温强封堵抑制聚磺防塌钻井液，顺利钻至4 553 m(其中，3 194～4 540 m共41个煤层总厚178 m，单层最厚为30 m，并含大段碎屑泥岩和炭质泥岩)，下φ244.5 mm的技术套管至4 549.42 m；四开用φ215.9 mm钻头，用非渗透聚磺防塌钻井液钻至完钻井深5 540 m，下φ139.7 mm的生产套管至5 532.52 m。

1 钻井液技术难点分析

(1)煤岩硬度小强度低，为鳞片状，无胶结，微裂缝发育，存在大量的亲水表面和强烈的毛细管作用，性脆易破碎。钻井液进入煤层后，毛细管效应引起煤岩内聚力下降，微裂缝变大，煤岩强度下降；在钻井机械力作用下，压力波动、水力冲击振动、钻柱的机械碰撞等都会诱发或加剧煤层的坍塌，加之井深、裸眼段长、起下钻次数多，更会加剧上述的作用，引起煤层破碎坍塌。这就要求钻井液有很好的封堵防煤层垮塌的能力。

(2)煤层之间为灰色细碎屑泥岩及炭质泥岩，细碎屑泥岩质纯、性软、易吸水膨胀缩径和分散造浆，岩屑成快状；炭质泥岩质杂、较硬脆、微裂缝发育、吸水膨胀及造浆性较差、易破碎，岩屑成片状。钻井液进入碎屑泥岩及炭质泥岩段，会使泥岩吸水膨胀，挤压炭质泥岩和煤岩，引起垮塌。这就要求钻井液不仅要有抑制碎屑泥岩膨胀缩径和分散造浆的能力，还要有很强的防炭质泥岩及煤层垮塌的作用。

(3)细碎屑泥岩及炭质泥岩夹多层煤层地层，煤层一旦垮塌，就会形成糖葫芦井眼，与其相连的上部细碎屑泥岩及炭质泥岩就会失去支撑作用，在钻井液压力波动、水力冲击和钻具的机械碰撞下易垮塌。大量的大块垮塌物积存在井眼大肚子中，就会造成钻井液携带困难和起下钻阻卡。

(4)该区块地温梯度较高，达3.5 ℃/100 m，预计三开完4 500 m井底温度达150 ℃左右。高温会导致部分钻井液处理剂降解失效，钻井液增稠或减稠，需解决钻井液在高温下的流变性控制、滤失造壁性控制等问题。

2 钻井液配方的优选[1-4]

2.1 抗高温大分子絮凝抑制剂

实验用宁1井3 804～3 842 m八道湾组3.2～2.0 mm的碎屑泥岩岩样，在质量分数为0.3%大分子聚合物溶液中滚动16 h(140 ℃)，回收率结果见表1；以宁1井3 804～3 842 m八道湾组0.15 mm岩粉作样品，在质量分数为0.3%的大分子聚合物溶液中进行抑制膨胀实验，结果见表1。从中可看出，CP-1处理剂的岩屑滚动回收率和抑制岩粉膨胀降低率都最高，其次是KPAM和FA-367。

表1 抑制剂实验结果 %

2.2 封堵剂

实验用5%加碱膨润土浆+2.0%岩粉(宁1井3 804～3 842 m八道湾组)+0.2%CP-1为作为基浆，分别加入质量分数为2%的聚合醇JMS-1、FT-1、SFT-120、SFT-160，测砂床滤失量、中压滤失量和高温高压滤失量(150℃、3.5MPa)，其结果见表2。从中看出，常温下各种封堵剂的降中压滤失量差别不大，降高温高压滤失量最好的是SFT-160。

表2 封堵剂实验结果

封堵剂砂床滤失量/mLFLAPI/mLFLHTHP/mL基浆4．28．339．0JMS-11．27．634．8SFT-1200．27．519．6SFT-1600．37．418．2FT-10．27．732．4

2.3 高温高压降滤失剂

实验基浆同2.2，加入抗高温降滤失剂，测得的滤失结果如表3所示，从中可以看出，CSMP-I、SMP-1、SPNH 降高温高压滤失量较好，CSMP-I+SPNH 复配加入后，降高温高压滤失量效果更好，明显优于CSMP-I、SMP-1、SPNH。

2.4 润滑剂

实验基浆同2.2，用E.P极压润滑仪评价润滑剂在基浆中的润滑系数，同时测定了起泡性能，结果如表4所示。从中可看出，在相同加量情况下，抗高温润滑剂JRH626润滑性最好，其次是固体润滑剂GR-1、乳化石蜡SL-1和聚合醇JMS-1。

表3 高温高压降滤失剂实验结果

降滤失剂FLAPI/mLFLHTHP/mL基浆8．339．0阳离子磺化酚醛树CSMP-I6．826．2磺化酚醛树SMP-16．625．6褐煤树脂SPNH6．224．6磺化褐煤SMC7．627．4磺化腐植酸铬7．828．0CSMP-I+SPNH5．818．2

表4 润滑剂实验结果

润滑剂润滑性系数起泡率/%基浆0．3500．5%抗高温润滑剂JRH6260．1331．0%抗高温润滑剂JRH6260．1171．0%固体润滑剂GR-10．1512．0%固体润滑剂GR-10．1331．0%乳化石蜡SL-10．1842．0%乳化石蜡SL-10．1582．0%聚合醇JMS-10．173

通过上述实验，得出伊宁1井三开钻煤层抗温强封堵抑制防塌聚磺钻井液配方为：5.0%钠膨润土浆+0.1%NaOH+0.15%CP-1+0.20%FA-367+2.0% CSMP-I+2.0%SPNH+1.5%SFT-120+1.5%SFT-160+0.5% JRH626+2.0% GR-1。用石灰石粉加重至1.30 g/cm3，150 ℃滚动16 h后，性能见表5。

表5 钻井液老化前后实验结果(测温25℃)

参数老化前老化后ρ/(g·cm-3)1．301．29PV/MPa·s3530YP/Pa128Gel/(Pa·Pa-1)3/132/8FLAPI/mL3．22．2FLHTHP/mL12．4

3 现场应用及效果

3.1 钻井液工艺技术

(1)钻井液体系的转换。按设计要求，三开使用密度1.20～1.28 g/cm3的聚合物钻井液钻至2 900 m西山窑组地层，将钻井液转换成强封堵抑制防塌钻井液体系。转换办法是在井浆中加入抑制剂、封堵防塌剂、润滑处理剂、固体粉剂配成胶液，JMS-1、 JRH626、GR-1等在钻进中按循环周均匀加入，胶液配方为：生产水+0.2%NaOH+0.3%CP-1+0.5% FA-367+3%SPNH+3% CSMP-I+3%SFT-120。

(2)补充预水化好的坂土浆，用石灰石粉逐步提高钻井液密度至1.30 g/cm3设计要求。钻煤层前钻井液中的坂土含量为45 g/L，CP-1、FA-367的质量分数达0.10%以上，SPNH、CSMP-I、SFT-120的质量分数达2.0%，JMS-1、JRH626质量分数达1.0%，随钻加入质量分数2%的GR-1和QS-2后，进一步改善泥饼质量，封堵煤层孔隙、裂缝，减少了钻井液滤液渗入量。

(3)钻井液性能的维护处理。用烧碱调整钻井液的pH值在8.5～9.5，避免pH值过高造成泥岩钻屑细分散影响钻井液性能；及时补充护胶的预水化坂土浆，保证钻井液中的坂土含量在40～50 g/L；CP-1、FA-367、SPNH、CSMP-I、SFT-120等固体粉剂配成胶液搅拌溶解后，与JMS-1、JRH626、 GR-1在钻进中按循环周均匀加入。根据钻井液性能的变化要求，适时调整处理剂的加量，保证钻井液中的抑制剂、封堵防塌剂和润滑剂的质量分数在设计要求的范围内。

(4)维持低的钻井液滤失量。煤层钻进过程中，由于滤液的浸入，泥岩吸水膨胀，挤压炭质泥岩和煤岩更加破碎，会引起垮塌。进入煤层前维持低压滤失量3.4～4.0 mL、高温高压滤失量8～12 mL，同时加入封堵材料，以在煤岩表面形成良好的滤饼，保护煤层稳定。

(5)充分用好固控设备，及时清除钻井液中的劣质固相是控制好钻井液性能的基础。钻煤层期间，使用孔径0.125 mm的筛布，除砂器运转率100%，间断使用离心机，及时清除钻井液中的岩屑和煤屑。必要时用石灰石粉加重，保持钻井液密度稳定在1.30 g/cm3，含砂量稳定在0.05%～0.1%，摩阻系数稳定在0.05～0.07。

(6)维持钻井液为平板型层流。为减轻钻井液对井壁的冲刷作用和有效提高钻井液的携岩性，在整个钻含煤地层期间，控制钻井液为平板型层流。漏斗黏度70～80 s，塑性黏度15～25 mPa·s，动切力10～13 Pa，动塑比0.6～0.7 Pa/mPa·s，静切力3～5 Pa /10～15 Pa。

3.2 应用效果

(1)该井使用上述钻井液工艺技术和工程技术措施，安全顺利钻穿在3 194～4 540 m井段41个煤层共178 m的巨厚煤层，最厚一个煤层达30 m，以及26个炭质泥岩层102 m。

(2)钻进过程中井眼稳定，起下钻顺畅，没有出现严重的大块垮塌和起下钻阻卡现象。

(3)中完电测顺利，无阻卡，一次成功。

(4)电测显示，自3 100～4 550 m井段平均井径扩大率为8.6%，其中，最大处在4 200～4 225 m的炭质泥岩井段，为22.36%，最小处在4500～4 550 m井段的巨厚煤层井段，为1.6%。41个煤层178 m，平均井径扩大率为10.6%。