延长油田牛平7井钻井液技术

秦涛



延长油田牛平7井钻井液技术

秦涛

(中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司, 山东东营, 257064)

牛平7井所在区块地层结构复杂, 钻井液技术难度大。为确保该井顺利施工, 针对不同井段地层岩性, 使用了低固相聚合物封堵防塌钻井液体系和低固相润滑防塌钻井液体系, 辅以相应的钻井液维护处理工艺和固控设备, 解决了上部地层易发生漏失、安定组和直罗组易坍塌掉块、煤层段紧邻目的层易垮塌等难题, 达到了优快钻井的目的, 为该区块以后的钻井液施工提供了经验。

牛平7井; 钻井液; 封堵; 防塌

牛平7井是处于延长油田樊学油区牛圈地区的一口水平井, 位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡[1–5]。钻探目的是进一步完善井网, 开发剩余油。该井设计井深2 267 m, 采用二开制井身结构, 一开Ф311.2 mm钻头钻深199.75 m, Ф244.50 mm套管下深194.75 m; 二开Ф215.9 mm钻头钻斜导眼至井深1 860 m, 回填后主井眼由1 050 m开始定向, 钻至2 230 m完钻, Ф139.7 mm套管下深2 227.56 m, 钻井周期为31.29 d。该区块已完钻井调研发现, 地表黄土层漏失严重, 志丹群也极易发生大规模漏失, 安定组和直罗组硬脆性泥岩易坍塌掉块, 油层上部紧邻煤层, 易发生煤层垮塌和卡钻事故。针对这些问题, 使用低固相聚合物封堵防塌钻井液体系和低固相润滑防塌钻井液体系, 保证了该井的顺利施工。

1 地质岩性及故障提示

本井地质分层及故障提示见表1。结合以往该区块钻井施工经验, 对该井地层易生故障分析如下: 该区块地表为黄土层, 构造极其疏松, 钻进中容易发生严重漏失, 且难以封堵; 志丹群含大段粉砂质泥岩, 胶结疏松, 易渗漏; 直罗组泥岩质地硬脆且胶结疏松, 易发生坍塌掉块; 延安组煤层发育, 且接近目的层, 易发生煤层垮塌事故。

表1 地质分层表

2 钻井液技术难点

(1) 地表以下约30 m漏失严重, 因漏层太浅液柱压力太小, 无法将堵漏材料压入地层, 所以该地层几乎没有任何有效的堵漏方法。临井在志丹群组曾发生大规模漏失, 此井段需注意防漏堵漏。(2) 安定组、直罗组、延安组分布大量硬脆性泥岩, 且胶结疏松, 极易发生应力性垮塌。(3) 该区块定向过程中托压情况严重, 部分井的井斜不到20°就开始托压, 因此施工中应注意分析托压原因, 并提高钻井液的润滑防卡能力。(4) 该区块全井段地层均不造浆, 需注意提高粘切保证钻井液的悬浮携带能力。(5) 地层压力系数低, 目的层设计密度要求低于1.07 g/cm3, 若有害固相不能及时清除, 固相含量升高, 很容易超出设计密度, 造成对储层的污染。(6) 该井目的层为延9段, 油层上部紧邻煤层, 煤层煤质较好几乎不含泥质矿物, 不易吸水, 钻井液难以渗入形成保护性泥饼, 因此, 水平段钻进时钻柱搅动和钻井液冲刷易造成煤块剥落坍塌, 严重时易造成煤层卡钻。

3 钻井液体系的选择

通过调研邻井钻井液施工情况, 结合国内定向井及大位移井钻井液体系使用情况[6–10], 针对牛平7井地层岩性及施工中钻井液技术难点, 确定一开使用封堵膨润土浆钻进, 二开导眼与斜井段使用低固相聚合物封堵防塌钻井液体系, 水平段使用低固相润滑防塌钻井液体系。各井段基本配方如下。

封堵膨润土浆基本配方: 6%膨润土+ (0.2～0.3)% NaOH + 0.2% Na2CO3+ (0.2～0.4)%高粘羧甲基纤维素HV-CMC + 3%单项压力封闭剂+ 2%随钻堵漏剂。

低固相聚合物封堵防塌钻井液体系基本配方: (4～6)%膨润土+ (0.2～0.3)%NaOH + (0.2～0.3)% Na2CO3+ (0.3～0.5)%聚丙烯酰胺PAM + (0.3～0.5)%高粘羧甲基纤维素HV-CMC + (1～2)%复合盐水降滤失剂+ (2～4)%抗盐防塌降滤失剂SPAR + (2～4)%钻井液井壁稳定剂HQ-1 + (2～4)%磺甲基酚醛树脂SMP-1 + (2～4)%单项压力封闭剂+ (2～3)%白油润滑剂。

低固相润滑防塌钻井液体系基本配方: (3.0～4.0)%膨润土+ (0.3～0.5)%聚丙烯酰胺PAM + (0.3～0.5)%高粘羧甲基纤维素HV-CMC + (2～3)%复合盐水降滤失剂+ (2～4)%抗盐防塌降滤失剂SPAR + (2～4)%钻井液井壁稳定剂HQ-1 + (2～4)%磺甲基酚醛树脂SMP-1 + (4～6)%白油润滑剂+ (1～2)%固体润滑剂。

4 现场钻井液技术

4.1 一开(0～199.75 m)钻井液技术

(1) 按照配方配制120 m3封堵膨润土浆, 预水化24 h后开钻。

(2) 开大泵排量, 提高钻井液环空返速, 加大转盘转速, 提高钻井速度。

(3) 上部黄土层极其疏松、渗透性强, 封堵用的膨润土浆消耗量大, 钻至第4个单根时井口失返, 推测为溶洞型漏失, 继续补充封堵膨润土浆依然不见返浆。采用清水强钻, 在高转速打钻过程中, 钻屑被大排量带至漏层与清水一起漏失。

(4) 钻至一开设计井深后, 配制HV-CMC溶液大排量泵入井内, 将钻屑全部带出井底, 确保下套管及固井施工顺利。

4.2 二开导眼(199.75～1 860 m)钻井液技术

(199.75～850 m)井段。(1) 采用大循环钻进, 钻进中补充PAM, 包被絮凝钻屑。(2) 补充HV-CMC将粘度调整到设计要求, 满足携岩需要。(3) 不断补充单项压力封闭剂和随钻堵漏剂封堵渗漏地层, 由于预防措施得当, 该井段没有发生重大漏失。(4) 储备罐配制80 m310%膨润土浆充分水化。

(850～1 860m)井段。(1) 该井段改为循环罐循环钻进, 混入预水化膨润土浆, 补充PAM、防塌剂SPAR、HQ-1, 及降滤失剂SMP-1、WFL-1等处理剂, 加入HV-CMC将粘切提至携岩要求。(2) 钻进中开动四级固控设备, 特别是保证离心机的使用, 除去钻井液中的劣质固相, 密度控制在设计范围之内, 低固相含量下能够有效提高钻速。(3) 钻进中不断补充胶液, 保证聚合物、降失水剂和防塌剂等的有效含量, 保证钻井液的抑制性, 防止井壁水化膨胀坍塌, 控制钻井液滤失量在8 mL以内, 防止井壁周期性掉块。(4) 井斜超过20°后, 逐渐混入白油润滑剂, 提高钻井液润滑性能, 防止托压。(5) 接近目的层时, 适当提高钻井液粘度, 防止过度冲刷造成煤层坍塌, 密切关注煤层厚度和煤层与目的层的距离, 为主井眼水平段钻进提供参考依据。(6) 导眼完钻后, 推稠浆清扫井底, 充分循环至振动筛处没有钻屑返出, 配制润滑封井钻井液封斜井段, 保证后面电测顺利。(7) 电测完充分循环, 待井眼干净后固井, 收集好钻井液备主井眼使用, 及时放掉水泥浆, 避免造成钻井液污染。

二开导眼钻井液性能见表2。其中:为密度;F为漏斗粘度;P为塑性粘度;Y为动切力; G10s/G10min为静切力;FAPI为中压滤失量。

表2 二开导眼井段钻井液性能

4.3 二开主井眼(1 050～2 230 m)钻井液技术

(1) 导眼固井时水泥塞超过100 m, 钻水泥塞时造成钻井液污染、粘切上升。加入纯碱和聚合物胶液, 补充降失水剂和防塌剂, 钻井液性能逐渐恢复。

(2) 进入安定组之前将失水控制在6 mL以内, 加足防塌剂, 使用4级固控设备将劣质固相清除干净, 适当混入预水化膨润土浆, 提高钻井液泥饼质量, 保证其护壁性能。因预防措施得当, 该井直罗组未出现较大掉块, 最大掉块直径仅为1 cm左右。

(3) 钻至斜井段, 井斜达到20°时出现“托压”现象, 而且越来越严重, 上提下放后钻0.5 m左右就再次托压。混入白油润滑剂, 摩阻系数小于0.05, 润滑性能良好, 定向时却依旧托压严重。起钻后发现钻头磨损严重, 钻头直径由215.9 mm磨损至不足210.0 mm, 换钻头后托压现象消失。

(4) 工程上, 每打300 m左右进尺短起下钻1次, 保证井眼规则、畅通, 亦可以缓解托压现象。

(5) 钻至煤层后振动筛返出大量煤块, 而且煤块尺寸较大, 最大直径大于5 cm, 向钻井液中混入部分膨润土浆, 补充封堵防塌剂, 并加入HV-CMC适当提高粘切, 防止过度冲刷的同时将煤块充分带出。

(6) 水平段托压较严重, 加足白油润滑剂提高钻井液润滑性能, 使泥饼摩阻系数低于0.03, 保证4级固控设备100%的使用率, 尽可能清除劣质固相; 若依然托压, 则上下活动钻具, 每钻进150 m左右短起下钻一次, 破坏岩屑床, 每个钻头钻进时间不得超过36 h。

(7) 该井多次起下钻遇煤层段均有阻卡现象, 遇阻后接方钻杆上提下放, 适当提高钻井液密度及粘切, 保证将掉落煤块带出, 使井眼畅通。

(8) 钻进至井深2 230 m, 突然发生憋跳钻现象, 钻头每次放至底部都会发生跳钻, 起钻后发现3个牙轮均掉入井中, 强磁打捞失败, 被迫提前完钻。

二开主井眼钻井液性能见表3。

表3 二开主井眼钻井液性能

5 结论

(1) 延长油田表层土质疏松, 钻进时易发生溶洞型漏失, 漏层浅压差小, 没有有效的堵漏方法, 建议采用清水强钻。

(2) 该地区安定组、直罗组等地层的坍塌掉块严重, 钻至该地层前要适当控制失水, 加足防塌剂提高钻井液的抑制防塌能力, 减少井壁坍塌, 避免形成大肚子井眼, 为下步施工打好基础。

(3) 该井和前期施工多口水平井都出现托压问题, 而且经常在井斜20°左右就已经严重托压, 钻井液采用加润滑剂、降固相含量及除劣质固相等措施都不能有效改善。调查为钻具组合问题, 建议该地区设计二开可采用222.3 mm钻头或减小扶正器尺寸, 可有效解决托压问题。

(4) 该区块目的层上部紧邻煤层, 虽然煤层厚仅1～2 m, 但近乎水平段钻穿煤层进尺达到20 m以上, 极易造成煤层段垮塌等复杂问题, 应该增加钻井液防塌剂的含量, 保证井壁稳定。

(5) 该区块全井段不造浆, 钻井液提粘切是一大关键问题, 建议该区块钻井时使用高质量膨润土, 可减少提粘药品如HV-CMC、WFL-1等的用量, 大大节约钻井液成本。

参考文献：

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(责任编校:刘刚毅)

Drilling fluid technology about Niu P7 well

Qin Tao

(Drilling Engineer Technology Corporation, Shengli Petroleum Engineer Co Ltd, Dongying257064, China)

The difficulty of drilling fluid technology of Niu P 7 well is great because of complex geologic structure. In order to drill this well successfully, according to petrography character in different interval, low solid phase polymer sealing and anti-collapse drilling fluid and low solid phase lubricating anti-collapse drilling fluid are applied. And with the help of corresponding onsite maintaining techniques and the using of solid phase controlling machine, the down-hole troublesome conditions of mud loss from the upper formation and collapsing in An Ding and Zhiluo formation and collapsing in coal formation are successfully resolved. Finally, the purpose of drilling safely and rapidly is achieved and experiences are provided for other drilling work in this block.

Niu P7 well; drilling fluid; sealing; anti-collapse

10.3969/j.issn.1672–6146.2015.04.017

TE 254.3

1672–6146(2015)04–0080–04

秦涛, drillingwell@163.com。

2015–08–15