低黏土疏水暂堵钻井液体系在排673-P1井的应用

2019-01-17郑成胜张守文张敬辉李公让刘宝锋

中国石油大学胜利学院学报 2018年4期

郑成胜,蓝强,张守文,张敬辉,李公让,刘宝锋

(中石化胜利石油工程服务有限公司钻井工艺研究院,山东东营 257017)

新疆准噶尔盆地西缘车排子地层是中石化西部勘探开发战略的重要接替阵地之一,其中,石炭系是准噶尔盆地车排子凸起重要的勘探层系之一,具有巨大的勘探潜力。排673-P1井是其中的一口评价井,位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东部排673构造。该井井型为三开水平井,设计井深1 656 m,三开目的层为石炭系,井段1 001～1 656 m。根据邻井资料,该地层地层压力系数低、储层裂缝发育,油层易受钻井液侵害,针对这些特点,采用有针对性的储层保护钻井液体系,及时发现和保护油气层,提高该区块的勘探程度,成为开发工作的重要任务。

1 目的层地质、施工特点及钻井液难点

(1)石炭系岩性比较复杂,以火成岩为主,多为灰色、深灰色凝灰岩、玄武岩互层,局部可能发育火山角砾岩、安山岩、泥岩。大块的角砾岩、泥岩、互层对钻井液的携带、抑制、造壁能力提出较高要求,火成岩钻进慢、岩屑细,对固控设备要求较高。

(2)地层压力系数低,根据邻井石炭系压力测试情况,该地层压力系数在1.05～1.14。常规钻井液体系密度一般在此范围之上,即便钻井液配制初期在范围内,随着细固相侵入,密度超过1.14非常容易,而该井设计要求密度在1.05～1.08 g/cm3。无法保持井底低压差、近平衡钻井,容易损害油气层。

(3)储集层裂缝发育,邻井在该层有钻井液漏失情况,钻井液漏失密度在1.07～1.10 g/cm3,钻井液漏失将对油气层产生重大损害、增加材料费用、引发钻井工程复杂情况,因此裂缝发育必须作为该井油保、施工重要问题考虑。一方面保持钻井液低密度,另一方面钻井液必须有封堵功能,再加工程措施予以配合,万一漏失有应急预案。

(4)钻井液必须满足发现油气层需要,避免采用荧光处理剂,满足环保减量化需要,避免大量排放钻井液,保持钻井液整体低用量。

2 钻井液设计思路

根据排673-平1井三开井段地质、施工特点,及环保、油层保护要求,设计采用低黏土疏水暂堵钻井液体系,主要设计思路如下:

(1)针对微裂缝油层保护采用疏水暂堵技术。疏水暂堵是在屏蔽暂堵的基础上,将封堵材料疏水化,使钻井液形成的泥饼具备疏水亲油通道,在钻井过程中泥饼阻止水相进入地层,完井泥饼脱离钻井液后,可以在地层有机流体的作用下,实现自解堵,从而免除了屏蔽暂堵在完井后清除泥饼所需要的时间和成本,尤其适用于完井管柱和地层之间裸眼完井的施工中。疏水暂堵的颗粒可以实现对微裂缝的暂时性封堵,阻止钻井液中的颗粒和液相进一步侵入裂缝深部,造成更大伤害。完井负压自解堵,则能够及时发现油气层[1-3]。

(2)针对泥饼形成初期,侵入微裂缝较深的钻井液滤液,采用钾离子聚合物、聚合醇。钾离子能够抑制黏土的水化堵塞孔隙;聚合醇具有的浊点、表面活性,有利于封堵和降低滤液表面张力,一定程度避免微孔隙的水锁效应[4-5]。疏水暂堵的封堵效果,加液相抑制、界面改善,能够实现该裂缝发育储层的较好保护。

(3)严控黏土固相,实现低密度、近平衡钻井。充分利用固控设备,及时清除侵入钻井液中的固相。在保证足够切力的基础上,严控黏土含量。控制黏土的含量,必须让黏土保持在适度分散的程度,不能过度分散而不能清除[6-7]。一方面保持聚合物加量,保持黏土适度分散,另一方面加入提黏切聚合物,取代一部分黏土起作用。水解聚丙烯酰胺,高黏、低黏聚阴离子纤维素,改性淀粉等材料可供使用。

3 黏土疏水暂堵钻井液体系室内研究

3.1 暂堵剂配方优选

根据排673-P1井三开钻井液设计思路,首先设计基础配方1:3%膨润土+0.2%碳酸钠+0.2%烧碱+1%无固相增黏剂+0.5%JS-9+0.5%高黏聚阴离子纤维素+0.3%JS-3+0.3%低黏聚阴离子纤维素+0.05%杀菌剂+0.2%聚丙烯酸钾+0.5%无水聚合醇+3%液体润滑剂。

在配方1的基础上形成疏水暂堵配方:配方1+疏水封堵粒子+疏水可变形高分子。疏水封堵粒子和疏水可变形高分子共同构成疏水暂堵剂。

排673-P1井目的层为火成岩、微裂缝储层,因此选择较粗的疏水封堵粒子,平均在0.074～0.02 mm。疏水可变形高分子为天然高分子改性产物,起连接封堵粒子的作用,两种疏水材料共同改善泥饼孔道的润湿性,保证孔道疏水亲油[8-9]。

室内采用静态岩心流动装置、石炭系均质岩心、煤油介质。首先对岩心人工造缝,确定测试围压,模拟初始渗透率,然后采用不同配方钻井液,对岩心裂缝进行污染恢复,模拟地下裂缝的污染恢复情况[9-10]。根据渗透率恢复值,确定了疏水暂堵剂配方。各钻井液配方在80 ℃/老化24 h后进行各项测试，见表1。

表1 不同粒子配比下的渗透率恢复值

注:测试围压4MPa、污染压差1MPa、污染时间120min

由表1结果可以看出,疏水封堵粒子和疏水可变形高分子必须具有合理的配比,才能对裂缝具有较好的污染恢复效果。可变形的疏水高分子超过一定浓度,在连接封堵粒子之外,在压力下挤入裂缝,容易造成不易反排的堵塞,因此浓度不宜过大。疏水封堵粒子本质仍是一种固相颗粒,满足封堵功能之外,浓度也不宜过大。综合考虑,选定疏水封堵粒子和疏水可变形高分子的配比为2∶1,总用量为钻井液体积的3.0%。

3.2 膨润土含量确定

根据排673-P1井的地质、风险情况,室内通过对钻井液体系黏土含量对裂缝污染恢复情况进行实验,做出综合性选择。室内仍采用上述岩心流动装置、实验程序,确定疏水暂堵剂含量3%(除膨润土外,其他处理剂同基础配方1,对不同黏土含量下,钻井液对裂缝的污染恢复进行评价。各钻井液配方在80 ℃/老化24h后进行各项测试,见表2。

表2 不同黏土含量钻井液渗透率恢复值及钻井液部分常规性能

由表2可知，随着钻井液中膨润土含量的降低,对微裂缝的污染恢复效果变好,但是黏切、失水增大幅度明显。即使没有膨润土,通过增加其他材料,也可以实现增黏、降滤失,但是综合考虑成本、风险,保持钻井液中膨润土含量2.0%～3.0%,一方面易于保持性能、满足井下,另一方面能实现较好的油层保护效果。

4 低黏土疏水暂堵钻井液体系现场应用

4.1 排673-P1井工程简况

排673-P1井2017年4月28日18:00一开,钻进84.00m,下套管至83.87m,固井候凝。2017年4月29日23:30二开,造斜点为746.00m,二开井深1 001m,下技术套管至999.36m。2017年5月7日23:00三开,至5月12日18:00钻进至井深1 652.00m完钻。采用钻杆送电测仪器下井的方式电测,电测顺利。于5月16日12:00下尾管完,下入井段:965.12～1 619.21m。5月16日18:00完井。

4.2 三开低黏土疏水暂堵钻井液配制

开始钻进前,全部放掉二开钻井液,在二开套管内循环配浆。套管下深999.36m,循环总体积约80m3,按照室内优选的疏水暂堵钻井液配方,计算各材料加量,按循环周加入配浆罐,24h后现场测量钻井液各性能,与钻井液设计性能对比如表3所示。由表3中数据可见,室内设计的钻井液配方在现场放大配制之后,各项性能都在设计指标之内。

表3 三开钻井液初始性能

4.3 三开低黏土疏水暂堵钻井液性能变化与维护

本井三开小井眼(165.1mm),主要难点在于在造斜及水平段钻进过程中,钻井液需控制较好的流变性、润滑性,保证冲刷携岩,避免形成岩屑床,定向钻进前及时补充润滑剂,避免托压。针对低黏土疏水体系的维护,现场采取以下措施:①循环钻进时,钻井液只以胶液维护,起下钻时,在上水罐有选择配入增黏剂或少量膨润土粉;②监测钻井液密度,及时开启离心机,开离心机之前,将钻井液黏切提高,开离心机之后,补充部分疏水暂堵剂;③选用较高目数的振动筛(0.125mm以上),全程开启除砂器,避免循环时加增黏材料。

三开全井段钻井液性能见下表。数据可见,钻井液性能稳定,未发生性能大幅变化,保证钻进、取心未发生任何井下复杂情况。

表4 三开全井段钻井液性能

4.4 井眼状况及油保效果

三开使用165.1 mm钻头,完钻井深1 652 m。A靶点井深1 147.99 m,垂深1 013.69 m,投影位移249.11 m,方位179.86°,井斜85.80°。B靶点井深1 648.15 m,垂深1 925.94 m,投影位移749.07 m,方位179.81°,井斜88.70°。三开井径测量数据见表5。

表5 三开井径测量数据

经计算,三开井段平均井径扩大率为3.6%。由表5数据可见,井眼在1 225～1 325 m井眼较大,在其他井段井眼基本没有扩大率,甚至表现为小幅“缩径”现象。分析原因,主要是三开井段岩性以安山岩为主,硬脆性较强,裂缝发育比较集中的区域,井径偏向于扩大,而在裂缝较少区域,井径基本没有扩大率,甚至由于封堵材料、黏附岩屑的原因,电测井径甚至小于钻头外径。本井三开钻井液在较低密度下,未现任何掉块、未出现起下钻划眼情况,可见并不存在真正的“缩径”,裂缝的破碎也得到了有效控制。

与邻井相比,本井采用低黏土疏水暂堵钻井液体系,发现了相对较好的油气显示,投产达到15 t/d。该区块地层压力系数较低,三开设计为尾管完井,采用低黏土疏水暂堵钻井液体系,有利于保护裂缝发育储层、有利于投产负压井下有机流体进入井筒,以较低的启动压力,迅速见产。本井在三开施工过程中,未发生任何井漏情况,避免了井漏对裂缝性储层的深度伤害。