红河油田36区块水平段井壁稳定钻井液技术

2017-05-02孙建华何俊涛马文光张永涛王同伟

中国石油大学胜利学院学报 2017年1期

关键词：红河滤液泥岩

孙建华, 蓝强, 张妍, 何俊涛, 马文光, 张永涛, 王同伟

(1.中国石化胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司，山东东营 257045; 2.中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017)

红河油田36区块水平段井壁稳定钻井液技术

孙建华1, 蓝强2, 张妍2, 何俊涛1, 马文光1, 张永涛1, 王同伟1

(1.中国石化胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司，山东东营 257045; 2.中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017)

在红河36区块水平段钻进过程中容易出现井壁失稳、泥岩垮塌掉块等问题,直接影响到机械钻速和钻井总成本。根据现场情况分析原因,在原钻井液体系的基础上,通过室内优选,形成复合盐水钻井液体系并增加封堵粒子含量,提高钻井液体系封堵泥岩层理及微裂缝的能力;同时选取合理的钻井液密度平衡泥岩坍塌压力;有针对性地强化钻井液体系的抑制性,保证钻井施工的顺利进行,有效地缩短钻井周期,并解决泥岩井壁稳定问题。在红河36区块12口井的应用表明,应用该体系后,地层承压能力可提高至1.25 g/cm3,钻井液的二次回收率超过90%,平均井径扩大率小于8.0%,电测一次成功率100%,无任何井壁失稳和井漏事故发生。

红河油田;井壁失稳;泥岩垮塌;封堵;钻井液密度;抑制性

红河油田构造位置为鄂尔多斯盆地天环坳陷南端,地层平缓西倾,区内属黄土塬复杂地形区,平均海拔1 054～1 486 m[1],红河油田36区块水平井段目的层主要位于三叠系延长组,延长组垂深约为2 360 m,厚度为300 m,储层总体显示低孔、低渗特征,以深灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色粉、细砂岩略等厚互层为主[2]。该区块部分井目的层裂隙比较发育,存在裂隙发育带及断层,且极易钻遇泥岩,泥岩层位泥质含量高、水敏性强,钻井液与井壁接触后,泥岩产生水化膨胀,不仅改变井眼周围应力分布,还因为吸水降低了泥岩自身强度,导致井壁失稳的风险进一步增大[3]。通过钻井液密度调节可以在一定程度上缓解井壁失稳问题,但过高的密度容易造成裸眼段砂岩和裂缝发育油藏地层发生井漏,同时也会加剧滤液在压差的作用下侵入地层及传递压力[4]。目前常规的低固相聚合物钻井液体系封堵防塌能力不足,钻井液或滤液进入地层泥岩微裂缝及层理,导致井壁失稳,加剧井壁失稳[5]。因此,笔者进一步分析红河油田36区块延长组井壁失稳原因,找出相应技术对策,形成强化井壁稳定钻井液技术。

1 井壁失稳因素分析及技术对策

1.1 井壁失稳因素

(1)地质因素。泥岩主要含有蒙脱石、伊利石、伊蒙混层。其中含量较高的蒙脱石水敏性极强,极易吸水分散,吸水后层间产生较大的膨胀压力,导致井壁出现剥蚀掉块。另外,红河油田延长组地层泥岩强度低,在外力的作用下极易发生破碎,引起井壁坍塌[6]。

(2)钻井液因素。包括:①钻井液固含量高,泥饼质量差,滤失量大,过多滤液进入地层,导致泥岩吸水膨胀失稳;②钻井液与地层流体性质不配伍,钻井液中离子浓度低于地层流体离子浓度,钻井液滤液就会向地层中渗透,造成地层膨胀,泥岩强度降低,引起坍塌掉块,同时钻井液滤液的水劈作用更加剧了井壁失稳;③在水平段钻进时,为了平衡地层坍塌压力而提高钻井液密度,但密度过高容易引发薄弱地层或孔隙性地层的井漏,进而导致井壁失稳。

(3)工程因素。包括:①水平井施工工艺复杂,机械钻速低,钻井周期长,钻井液对地层的浸泡时间长;②水平井施工钻井液密度窗口窄,较低的钻井液液柱压力提供的支撑力不能完全平衡地层坍塌应力;③不平稳的操作产生的压力激动加剧了泥岩地层的压力传递造成井壁失稳。

1.2 井壁失稳的技术对策

综合考虑以上分析的井壁失稳因素,结合现场施工实际情况,从钻井液体系配方优选强化、确保必要的应力支撑等方面入手,解决井壁稳定问题。

1.2.1 优化防塌钻井液配方

(1)多种抑制剂配合提高钻井液抑制性。目前红河油田水平段施工使用的是低固相聚合物钻井液体系,在此基础上加入2.0%～3.0% KCl,引入[K+]强化钻井液体系的抑制性,通过 [K+]的镶嵌作用,有效抑制泥岩水化分散[7];同时引入强抑制剂胺基聚醇AP-1进一步强化钻井液体系的抑制性能，AP-1是一种聚胺改性聚醚多元醇类页岩抑制剂,具有阳离子强吸附、强抑制、作用时间久等优点,通过胺基特有的吸附,减弱黏土吸水膨胀[7]。因此,多种抑制剂配合使用,具有优良的页岩抑制性,较高的岩屑回收率,对井壁稳定方面有较突出的作用,而且可以改变钻井液的流变性。

(2)提高钻井液对泥页岩纳米孔隙及微裂缝的封堵能力。钻井液体系的封堵强化是保证泥岩地层井壁稳定的关键。通过加入封堵防塌剂、沥青粉和超细碳酸钙进行封堵能力强化。通过不同粒级合理配比的刚性颗粒和可变性颗粒,对地层微裂缝及层理进行理想充填。通过理想充填,可强化钻井液体系高温高压滤失性能,减少井下滤液侵入,防止井壁水化膨胀,提高钻井液体系封堵防塌性能[8]。(3)复合盐水抑制封堵防塌钻井液配方确定。3.0%～5.0%膨润土浆+10%NaCl+0.5%～1.0%PAM+2.0%天然高分子降滤失剂WNP-1+2.0%抗盐防塌降滤失剂KFT-2+1.5%～2.0%封堵防塌剂+2.0%～3.0%沥青粉FF-II+2.0%超细碳酸钙+2.0%～3.0%氯化钾+0.5%～1.0%胺基聚醇AP-1+0.5%硅氟降黏剂+润滑剂(根据井斜需要)+加重材料(根据井斜需要)。

体系中使用聚丙烯酰胺干粉作为絮凝包被剂,氯化钾、胺基聚醇作为体系抑制剂,加入WNP-1、KFT降低钻井液滤失量,使用硅氟降黏剂调整钻井液流型,使用封堵防塌剂、沥青粉、超细碳酸钙强化钻井液封堵防塌能力,同时改善泥饼质量,进一步控制HTHP滤失量。

1.2.2 钻井液密度选择及有效地层坍塌应力的平衡

根据力学平衡原理,利用钻井液产生的液柱压力平衡地层坍塌应力,支撑泥岩井壁。由于水平段砂岩易漏地层与泥岩易塌段同层,因此解决好泥岩段垮塌和砂岩易漏地层的承压能力是井壁稳定的关键。红河油田水平段设计最高密度1.15 g/cm3,在做好随钻堵漏承压能力的基础上,可将钻井液密度逐步提高到1.18～1.20 g/cm3,若不发生漏失,在加入封堵防塌性处理剂进一步提高地层的承压能力前提下,可逐步提高到1.20～1.25 g/cm3,从而增强钻井液对地层坍塌应力的平衡能力。

由于水平段较长,所以采取物理防塌和化学防塌相结合的方式,在物理防塌方面,适当提高钻井液密度有利于井壁的稳定,但密度过高,砂岩段或薄弱地层则会有井漏的风险。该区块水平段存在裂缝性油藏,地层承压能力低,密度过高容易造成压差性漏失;钻井液滤液在压差作用下进入地层,引起地层泥岩水化膨胀,造成泥岩地层剥落、垮塌掉块,因此要结合现场实际情况,卡好临界点,平衡井漏与井塌的矛盾。

在水平段钻进过程中,在提高钻井液密度前,按照能够提供足够支撑应力时的钻井液当量密度进行承压实验。如果地层承压能力不能满足提高钻井液密度的要求,则使用封堵材料提高钻井液的封堵防漏能力和地层的承压能力。钻进中加入随钻屏蔽暂堵剂提前进行预防;加强坐岗观察,对井漏做到尽早发现、尽快处理;起下钻控制好速度、开泵平稳操作,杜绝人为因素导致的井下漏失。

水平段钻遇大段泥岩时,及时调整泥浆性能,适当提高黏切,并优化排量等钻井参数,减小钻井液对井壁的冲蚀作用,增强钻井液悬浮携带能力。

1.2.3 复合盐水抑制封堵防塌钻井液性能评价

本文对优化后的复合盐水抑制封堵防塌钻井液配方进行了性能评价,结果如表1所示。

从表1看出,该体系稳定性好,塑性黏度较低,动切力高,动塑比合理,润滑性能较好,能够满足浅层软泥眼地层大位移、高位垂比水平井的钻井施工要求。

表1 复合盐水抑制封堵防塌钻井液体系常规性能

注:老化条件为120 ℃/16 h,pH为8.5。

将二级膨润土过筛(孔径0.154 mm)、在105 ℃烘干2 h备用。将制备好的膨润土压制成模拟泥页岩,并装在页岩膨胀实验仪上,用高温高压滤失仪制备复合盐水抑制封堵防塌钻井液滤液,进行黏土膨胀测试,8 h膨胀率为89.5%。选取红河油田36区块延长组岩屑,进行岩屑回收率测试。取40 g粒径为2.0～2.8 mm的岩屑,在120 ℃下滚动16 h,用孔径为0.45 mm的筛布回收,测定岩屑回收率,测得一次回收率为95.6%,二次回收率为90.7%。上述结果表明,该体系具有较强的抑制性。

2 实例应用

该技术在红河油田36区块应用12口井,所有井眼均顺利完钻,在泥岩段钻进时,钻井液性能稳定,无任何与井壁失稳和井漏相关的复杂事故发生,井径规则,平均井径扩大率小于8.0%,电测一次成功率100%,达到了优质建井的目的。

以HH36P24井为例,简要介绍该技术的应用情况。该井位于甘肃省泾川县王村镇徐王村寨子组,是一口三开水平井,设计井深3 187.34 m,实际完钻井深3 439.00 m。该井钻至3 258.00 m遇泥岩,至3 362.00 m泥岩段长达104 m,期间起下钻、接单根作业时有遇阻显示,活动钻具困难。

该井三开井段使用低固相聚合物体系钻井液体系,钻井液组成:清水+4.0%～6.0%钠土+0.2%～0.3%Na2CO3+0.2%～0.3%HV-CMC+0.2%～0.3%K-PAM。钻遇泥岩前钻井液性能如表2所示。

从表2可知,三开时,密度为1.08 g/cm3,塑性黏度为14 mPa·s,失水控制在5.0 mL。本井三开钻至3 258 m钻时开始变慢,返出岩屑主要为泥岩,钻遇泥岩过程中多次接单根上提下放遇阻,主要是由于泥岩地层井壁失稳造成垮塌掉块所致。经现场分析,低固相聚合物钻井液不能有效地满足该井水平段施工,经过室内研究对比,决定使用复合盐水抑制封堵钻井液进行施工,调整后配方如下:处理后的基浆+10%NaCl+2.0%～3.0%KCl+2.0%～3.0%抗复合盐降失水剂+3.0%～4.0%改性沥青粉+2.0%～3.0%封堵防塌剂+1.5%～2.0%超细碳酸钙。

表2 现场低固相聚合物体系钻井液性能

施工前对基浆进行预处理,使用离心机充分清除钻井液中的固相,使钻井液基浆中的膨润土含量控制在20～25 g/L内,防止加盐转换时引起不良的黏度效应,转换时先加入2.0%～3.0% KCl,提高体系的抑制性,降低水的活度(体系整体活度达到0.93,与地层水活度平衡(0.91)),防止在加盐过程中滤失量变大引起井壁泥岩水化严重而造成井壁失稳。

施工中先加入1.0%单封进行随钻承压堵漏,提高地层的承压能力。之后根据现场施工情况,逐渐提高钻井液密度。当密度提高至1.25 g/cm3时,起下钻、接单根正常、无遇阻现象。

施工中保持固控设备正常运转,及时有效清除钻井液中的劣质固相,维持较低的固含量和砂含量,有效改善泥饼质量,降低水平井井下摩阻和黏附卡钻的风险。完钻时钻井液性能如表3所示。