兴古7-H311井钻井液技术

2016-09-20于欣雨

西部探矿工程 2016年9期

关键词：井段潜山卤水

于欣雨

（中国石油大学<北京>，北京102249）

兴古7-H311井钻井液技术

于欣雨*

（中国石油大学<北京>，北京102249）

兴古7-H311井是油田公司兴隆台采油厂部暑在辽河断陷盆地西部凹陷中南段兴隆台潜山兴古7-10块的一口重点大斜度定向井，主要目的层是太古界潜山。本井设计垂深3800m，实际完钻井深4966.85m。该井上部地层特点是易垮塌和粘卡，因此在砂泥岩地层设计使用防塌能力好的聚合物分散钻井液体系；该井钻探主要目的层为太古界潜山圈闭，兴古7-10块潜山主体压力偏高，裂缝发育，设计使用卤水无固相钻井液体系。结果表明，使用该体系的钻井液具有较强的抑制性和良好的防塌能力，保护油层效果好，满足了大斜度定向井的钻井液技术要求，为下一步的勘探和开发研究工作提供了依据。

大斜度定向井；潜山圈闭；聚合物分散钻井液体系；卤水无固相钻井液体系；抑制性；防塌性

1　地质、工程介绍

1.1地质分层

兴古7-10块区构造上位于西部凹陷中南段兴隆台潜山。地质分层见表1。

表1　兴古7-H311井地质分层及岩性情况

1.2地质风险

该水平井部暑区岩性分布、裂缝发育程度较复杂，且潜山面是依据邻井钻遇情况推测得出，以目前的技术很难对其进行较准确的预测，存在潜山顶面浓度变化、岩性变化及裂缝不发育的风险；且该井2次钻遇中生界、太古界地层，施工中做好防喷、防涌、防漏等措施。

1.3工程情况

根据同区块钻井资料，依据有利于安全、高效钻井、满足采油工艺要求及保护油气层的原则设计了该井的井身结构设计。井身结构设计见表2。

2　各井段技术难点及解决措施

本区地质情况较为复杂，煌斑岩发育，存在压力系数异常偏高井区，施工单位施工前要逐井落实出现的异常现象。本区兴古7-3井钻井施工中发生井涌（深度1468.11m）；兴古4井钻井施工中发生井涌（深度2672.17m、2749m、2753.37m、2846m）；兴古7井钻井施工中发生井涌（深度 2748.38m），井漏（深度3646.39m）；兴古8在钻井过程中发生井漏（深度1861.77m）；兴古7-H206在钻井过程中发生井漏（深度1718.03m）；兴古7-H404在钻井过程中发生井漏（深度1774.89m）；兴气9井在钻井过程中发生溢流（深度1749.03m）、气侵（深度3565m）；兴古7-H4井钻井过程中发生井漏（深度2700m）、气侵（深度3565m）。用以下方法解决这些特殊情况的发生：

一开井段（Ng）：由于该段地层岩性以灰白块状砂砾岩为主，使用Ø444.5mm的钻头开钻，所形成的井眼尺寸较大。因此，岩屑携带、井眼净化、失水造壁、防漏防垮塌是本段钻井液技术关键。

解决措施：设计使用触变性能好，携屑造壁能力强的无机盐凝胶钻井液体系；控制体系具有适当的粘度和切力；利用无机盐和改性淀粉，以维持其凝胶体系，增强钻井液携屑性能采用大排量钻进，提高钻井液上返速度。

二开井段（Ed+S+Mz）：该段含大套深灰色泥岩夹薄层砂岩，水化分散强，井下极易发生垮塌和卡钻。

解决措施：设计使用抑制性和防塌能力强的聚合物件分散钻井液体系；保持钻井液具有较低的API失水和HTHP失水；采用抗温性能好的处理剂，提高钻井液稳定性；合理控制钻井液密度，平衡地层泥岩的坍塌压力；利用柴油和石墨粉，降低泥饼摩阻系数，改善钻井液的润滑防卡能力

三开井段（Ar）：该块压力系数偏高、潜山段裂缝发育，易漏；设计使用卤水无固相钻井液体系。

解决措施：针对潜山地层压力系数偏高，潜山段裂缝发育的特点，设计使用卤水无固相钻井液体系；根据屏蔽暂堵技术，利用超低渗透剂的暂堵特性，增强地层的承压能力，防止井漏；同时又增强了钻井液的油层保护效果。

3　现场应用

3.1无机盐凝胶钻井液

52～1205m井段岩性以大套灰白块状砂砾岩为主，胶结性差，极易发生井漏、垮塌等复杂事故，采用无机盐凝胶钻井液，其配方如下：

淡水+5%～6%坂土+0.2%～0.3%纯碱+0.2%～0.4%无机盐+1%～1.5%改性淀粉+0.3%～0.5%NH4-PAN+0.6%～0.8%低荧光FT-881

用原浆或清水钻完导管内的阻流环和水泥塞后，全部替出放掉。重新配制坂土含量为5%～6%的坂土浆100m3，充分预水化后，加入0.2%～0.4%的无机盐冲刺、搅拌，使之形成结构，再加入改性淀粉，充分混合，老化8～12h后加入其它处理剂，循环混合均匀，钻井液性能达到设计要求后二开钻进。钻进过程中馆陶组砂砾岩地层钻进注意补充坂土，保持坂土含量不低于5%～6%，增强钻井液的携屑造壁性能；随时补充无机盐和改性淀粉，以维持其凝胶体系，保证其具有适当的粘度和切力，增强钻井液的携屑性能；随着井深的增加，及时补充低荧光FT-881和NH4-PAN，改善钻井液的失水造壁性能；当钻完二开进尺后，按钻进排量充分循环清砂，在30m3可泵入的钻井液中加入坂土、无机盐，将钻井液粘度提至120s以上，然后泵入井内，确保电测和表层套管顺利下入。

3.2聚合物分散钻井液

1205～2695m地层含大套深灰色泥岩夹薄层砂岩，水化分散强，井下极易发生垮塌和卡钻，采用聚合物分散钻井液，其配方如下：4%～5%坂土浆+0.3%～0.5%多元包被剂+1%～2%降粘剂+0.5%～1%NaOH+ 1%～1.5%KFT+1%～1.5%KH-931+2%～3%液体润滑+石墨粉+重晶石粉。

使用净化设备清除原浆中的钻屑和劣质土相，将钻井液的坂土含量降至4%～5%，用NaOH溶液调整钻井液pH值在10～10.5，加入降粘剂2～3t彻底改型，转化为聚合物分散体系，然后补充KH-931和KFT各0.5～0.8t，充分循环，当钻井液粘度32～38s左右二开钻进。①随着井深和进尺的增加，定时定量按1.2～1.5kg/m3以胶液形式补充高聚物多元包被剂，以增强钻井液的抑制性能，控制地层泥岩水化分散。②每钻进300～350m左右处理一次钻井液。2320m前降粘剂加量为1%～1.5%，KFT和KH-931含量各为1%；2320～2695m井段无毒降粘剂含量要逐步达到1.5%～2%，同时加大抑制剂和防塌降失水剂的用量，KFT和KH-931的含量达到1.5%，使钻井液API失水≤4mL，HTHP失水≤18mL，增强钻井液的抑制性、稳定性和防塌抗温能力。③本井导眼预计2200m定向，最大井斜41.65°，最大水平位移710.61m，主井眼预计3300m侧钻，最大井斜87.11°，最大水平位移1565.00m；造斜后及时加入液体润滑剂，随着井深、井斜和位移的增加，逐步提高润滑剂含量，并增用石墨粉，降低泥饼摩阻系数，改善钻井液的润滑防卡效果。④钻入易垮塌的沙三段中下地层时，要将钻井液密度提高至设计上限，若井下仍不正常，在征得甲方同意后可适当提高，以平衡地层泥岩的坍塌压力。⑤中完钻前调整好钻井液性能，按钻进排量充分循环洗井，及时清除井筒内钻屑，确保各项施工顺利进行。

3.3卤水无固相钻井液

2695～4966.85m地层压力系数正常，但潜山段裂缝发育，易漏；针对该地层特点，设计使用卤水无固相钻井液，钻井液配方如下：

表3　各井段施工中钻井液性能

卤水溶液150～180m3+1%～1.5%PAC+0.5%～1% XC+0.5%～1%KH-931+0.5%～1%KFT+5%～7%液体润滑剂+2%～3%石墨粉+2%～3%超低渗透剂+超细盐粒用二开井浆或清水钻完上部套管内的阻流环和水泥塞后，以卤水替出井内钻井液，彻底清洗高架槽、循环罐，保证无其它固相。然后打入密度为1.20g/cm3卤水100m3于循环罐中，用清水稀释至密度为1.05～1.10g/cm3的卤水容液150～180m3，通过混合漏斗分别加入1%～1.5%PAC和0.5%～1%XC，利用搅拌器、泥浆枪喷剌、搅拌，并与井筒建立高低压循环，待其完全溶解后，再按配方加入其它处理剂，继续高速搅拌、喷剌，充分循环，混合均匀，当钻井液性能达到设计要求后三开钻进。本段钻井液的技术关键是：①保持钻井液性能优质稳定，具有良好的触变性和流变性能，具有良好的润滑性能和携屑造壁性能，具有良好的油层保护能力。②钻进中当发现钻井液粘度降低时，可补充由XC+ PAC配成的高粘度胶液，或直接向钻井液中补充XC 和PAC，保证循环流体的粘度在45～60s，使其具有良好的携屑能力。③随着进尺的增加，及时补充KH-931和KFT，使其保持足够的含量，改善滤饼质量，增强钻井液的失水造壁性能，使钻井液保持较低的API失水和较低的HTHP失水。④随着井深、井斜和位移的增加，逐步提高液体润滑剂含量，并增用2%～3%石墨粉，降低泥饼摩阻系数，改善钻井液的润滑防卡效果。⑤当井斜超过45°以后，岩屑携带、井眼净化问题变得更加突出。钻进中要注意随时补充XC，使钻井液具有较好的流型，较强的结构性，保持较低的n值和较高的动塑比，控制6速旋转粘度计3转读数2～4之间，增强钻井液的悬浮、携屑能力，以保证钻屑的悬浮和携带，提高钻井液的携屑效率。⑥施工中要保持合理的排量，控制环空流态为层流。⑦为了有效防漏和保护油气层，钻入油气层段前50m，及时加入超低渗透剂，并保证其具有足够的有效含量，利用其屏蔽暂堵性提高地层防漏和油气层保护能力。⑧若需要提高钻井液密度，必须使用超细盐粒做加重剂，严禁使用重晶石粉和石灰石粉加重，以保证钻井液体系实现无固相，增强其油层保护能力。⑨充分使用好四级净化设备，及时清除钻屑，严格控制钻井液的密度在设计范围之内，使钻井液保持清洁无固相，努力实现近平衡压力钻进。⑩完钻前可适当提高钻井液粘度，按钻进排量充分循环洗井，彻底清除井筒内钻屑，确保各项施工顺利进行。

3.4钻井液性能

各井段分段钻井液性能的要求见表3。

4　油气层保护

（1）为保证快速安全施工，减少油层浸泡，本井潜山段施工中要求使用卤水无固相钻井液。

（2）钻井液体系与储层特性具有较好的配伍性，各项化学组份不对油气层造成伤害，其滤液不与储层流体发生沉淀、乳化反应，不造成储层润湿反转。

（3）利用屏蔽暂堵技术，潜山段钻进要求使用超低渗透剂，保护油层，降低储层伤害。

（4）潜山地层钻进施工中，若需提高钻井液密度，必须使用氯化钙做加重剂，以保证实现无固相钻进。

（5）油气层段若发生井漏，严禁使用惰性材料堵漏，应选用可酸化或可解堵的材料。

（6）加强固相控制，执行钻开油气层的固控要求，最大程度降低钻井液中有害固相。

（7）加快钻井速度，搞好完井作业，努力提高电测一次成功率，减少油层浸泡时间。

5　现场实施与应用效果

（1）本井设计垂深 3800m，实际完钻井深4966.85m。本井导眼预计2200m定向，最大井斜41.65°，最大水平位移710.61m，主井眼预计3300m侧钻，最大井斜87.11°，最大水平位移1565.00m。本钻井液设计方案完全满足了钻井工艺技术要求和油气层保护要求，携带和悬浮钻屑能力好，稳定了井壁，保证了施工的安全、快速、顺利，井身质量和固井质量全部优质。

（2）兴古7-H311井产油情况：针对兴古7-H311大斜度定向井潜山压力偏高，地层裂缝发育，本着利于发现和保护油气层的原则，在太古界地层设计使用的卤水无固相钻井液技术方案，实现了潜山地层无固相钻进，近平衡压力钻进，油层保护取得了非常好的效果。

（3）兴古7-H311折算日产液110m3，日产气45000m3，油压14.0MPa，套压12.5MPa，目前该井6mm油嘴生产，日产油73.7t，日产气24530m3，油压14.0 MPa，套压20.0MPa，截至2014年10月，已累计产油8.8555× 104t，产气2016.88×104m3