董703井钻井液技术研究

2019-10-24印树明

中国石油大学胜利学院学报 2019年3期

关键词：井段膨润土井眼

印树明,秦涛

(1.中国石油大学胜利学院油气工程学院,山东东营 257061; 2.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营 257017)

董703井位于新疆维吾尔自治区阜康市北偏西40 km。董701井井口方位21°，距离8 252 m。该井设计井别为评价井，井型为直井，设计井深4 300 m，实钻井深4 300 m，完钻层位为西山窑组，建井周期46.58 d。

1 地质及工程简况

1.1 地质简况

董703井自上而下分别钻遇新近系、古近系、东沟组、胜金口组、呼图壁组、清水河组、头屯河组和西山窑组。胜金口组及以上地层主要为泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。呼图壁组上部以泥岩为主,夹粉砂岩,中部砂岩胶结物中含有石膏,下部为泥岩与粉砂岩、泥质粉砂岩、灰质砂岩不等厚互层。清水河组中上部为泥岩夹泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、灰质粉砂岩等,底部为厚层状砂岩、含砾砂岩、泥砾岩。头屯河组中上部以泥岩夹粉砂岩为主,下部为泥岩与泥质砂岩、粉砂岩不等厚互层。西山窑组上部主要以泥岩为主夹粉砂岩、泥质粉砂岩、细砂岩。

1.2 工程简况

董703井一开使用Φ444.5 mm钻头钻至井深101.5 m,Φ339.7 mm套管下深101.1 m;二开使用Φ311.2 mm钻头钻至井深2 082 m,Φ244.5 mm套管下深2 080.15 m;三开使用Φ215.9 mm钻头钻至井深4 300 m完钻。

2 钻井液技术对策研究

2.1 钻井复杂地层分析

(1)上部新近系、古近系泥岩含量较高,机械钻速快,环空钻屑浓度高,易缩径,必须保证钻井液具有很强的抑制能力和井壁冲刷能力,有效提高井径扩大率,确保起下钻顺利。

(2)东沟组和胜金口组井段钻井液性能仍以低黏低切为主,强化钻井液较强的抑制性,使用好固控设备,保持钻井液清洁,井壁干净,提高上部地层的机械钻速,并为泥浆下步转型打好基础。

(3)呼图壁组和清水河组井段砂泥岩互层,硬脆性泥岩胶结疏松,钻头剥蚀加之水化分散,易产生掉块,造成井壁不规则,因此,钻井液需在进入呼图壁组前开始转型,调整钻井液中膨润土的含量至合适范围;降低钻井液失水;提高钻井液的抑制性能,按设计提高钻井液密度确保足够的液柱压力,从力学角度稳定井壁。

(4)白垩系地层处于断裂破碎带,坍塌压力较高,应随井深增加适当提高比重平衡地层压力,同时确保封堵防塌剂的加量,注意防坍塌、防卡。

(5)头屯河组是主要目的层段,该井段砂质泥岩岩性硬脆,胶结性差,且发育有微裂缝,极易产生掉块,难以破碎和携带,对井下施工造成困难。钻井液应重点强化封堵和高温携带能力;加入井壁稳定剂、超细碳酸钙等封堵材料,提高井壁的稳定性。

(6)完钻后应充分循环,保证井眼干净,根据情况配制封井浆,确保电测、取心及下套管顺利。

2.2 邻井复杂情况分析

董2井二开钻至古近系井深1 381.99 m出现钻具挂卡现象,表现为上提钻具困难,上提时大钩负荷比正常值偏大(最大超过正常的17%,约多出120 t),并反复出现非正常现象。分析为该井段地层成岩性差,泥岩出现缩径及钻具扶正器影响,导致起钻挂卡。

董7井钻至头屯河组起下钻过程中经常多点阻卡[1-2],开泵下探遇阻点固定,划眼过程中频繁憋停转盘,同时返出大量掉块。三开钻进4 366 m时,接单根上提钻具过程挂卡,挂卡点憋转盘,憋泵现象严重。判断为掉块较多未能带出,接单根停泵后掉块下沉憋转盘、憋泵。

董801井钻至4 007 m准备接单根时,突然出现憋泵现象,转盘倒转,再提至离转盘9 m处无法上提,判断井眼有较大的硬掉块卡住钻头。下放开泵后,循环时未能带出大掉块,多次尝试上提30～40 t,未能成功。

董6井钻进至井深4 618.95 m发生卡钻，层位为侏罗系头屯河组，上提最大170 t，钻具上下活动不开，震击器上击20余次无效，现场判断卡钻原因为地层垮塌。

董11井钻至齐古组井深4 000 m左右时掉块变大变多，严重时有大掉块下落憋扶正器，憋停转盘，接单根转盘倒转。在化学和力学方面对钻井液进行处理，掉块减少，憋转盘现象得到有效控制。

董702井钻进至3 820 m接单根时出现类似董801井的情况,上提接单根挂卡严重,之后钻进中多次出现接单根时上提遇阻,倒划眼的情况。起下钻时常出现大段遇阻划眼情况,且划眼期间扭矩较大。判断为钻井液性能不能满足携带要求导致掉块积聚在钻头和扶正器处造成阻卡。

本井施工过程中对比分析邻井复杂情况及原因[3-6],有针对性提前拟定预防措施,为全井顺利施工提供了保障。

2.3 分段钻井液体系及配方

(1)一开井段(0～101.5 m)预水化膨润土浆。基本配方:(8%～10%)膨润土+(0.3%～0.5%)烧碱+(0.2%～0.3%)纯碱+(0.1%～0.2%)生物聚合物XC。

(2)二开井段(101.50～2 082.00 m)聚合物钻井液体系。基本配方:(3%～4%)膨润土+(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺PAM+(0.3%～0.5%)低黏聚阴离子纤维素LV-PAC+(0.3%～0.5%)铵盐+(0.3%～0.5%)抗温抗盐钙降滤失剂JZC-1。

(3)三开井段(2 082.00～4 300.00 m)强抑制聚合物封堵防塌钻井液体系。基本配方:(6%～8%)膨润土+(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺PAM+(0.5%～0.8%)氨基聚醇+(1%～2%)无水聚合醇+(0.5%～1%)低黏聚阴离子纤维素LV-PAC+(0.5%～1%)抗温抗盐钙降滤失剂JZC-1+(2%～3%)磺甲基酚醛树脂SMP-1+(2%～3%)抗盐抗钙聚合物降滤失剂JZA-1+(2%～3%)井壁稳定剂HQ-1+(2%～3%)超细碳酸钙+(1%～2%)褐煤树脂SPNH+(0.5%～1%)硅氟降黏剂+(2%～3%)白油润滑剂。

2.4 分段钻井液维护处理措施

2.4.1 一开井段(0～101.50 m)

(1)一开(0～101.5 m)钻遇表层新近系主要为流沙层,渗透性强,钻井液损耗量大,配制10%预水化膨润土浆200 m3,用生物聚合物XC调整黏度在40～60 mPa·s之间,保持钻井液有一定的悬浮能力。

(2)开钻后逐渐补充0.1～0.2%钻井液用生物聚合物XC对膨润土浆进行护胶。

(3)钻进时使用好固控设备,调试离心机为二开做准备,保证各级固控设备状态良好。

(4)钻完进尺后大排量循环洗井,适当提高黏度封井,保证下套管顺利。

2.4.2 二开井段(101.50～2 082.00 m)

二开钻新近系、古近系、东沟组、胜金口组，该井段以灰褐色泥岩、棕红色泥岩、紫红色泥岩、泥质粉砂岩、砂质泥岩为主，泥岩含量较高，机械钻速快，环空钻屑浓度高，易缩径。

(1)将一开钻井液大部分回收,按照设计要求配备密度1.35 g/cm3的压井液190 m3。井筒内钻井液加入浓度0.2%～0.3%PAM胶液稀释至黏度40 mPa·s左右二开,待钻铤出套管鞋后用稀胶液逐渐将黏度降至35 mPa·s左右。

(2)上部地层应保持较低的黏切和足够的排量,加强钻井液对井壁的冲刷,有效提高井径扩大率,预防起下钻阻卡。

(3)使用好固控设备,钻进时保证离心机连续运转,降低钻井液中劣质固相含量,保持钻井液清洁,提高上部地层的机械钻速。

(4)钻进过程中,按照(0.1%～0.3%)聚丙烯酰胺干粉+(0.3%～0.5%)铵盐+(0.2%～0.3%)烧碱配备稀胶液维护泥浆量,保持钻井液较强的抑制性能。

(5)因二开采用双泵,排量大导致振动筛跑浆,泥浆消耗较大,为补充膨润土含量,需定期混入预水化稠膨润土浆,混入前加入LV-PAC对膨润土浆进行护胶,控制钻井液中膨润土含量30～40 g/L。

(6)快速钻进期间,钻井液黏度控制在35～40 mPa·s左右,密度控制在1.10 g/cm3左右,失水适当放开。

(7)钻至井深930 m短起下后循环,振动筛返出一些直径1～2 cm左右硬脆性泥岩掉块;钻进至1 200 m左右,振动筛又出现较多直径1～2 cm的黄褐色硬脆性泥岩掉块,为保证井下安全,用LV-PAC逐渐将中压失水降至10 mL左右。

(8)完钻前150 m左右,提高钻井液黏度至40 mPa·s左右,加入(0.3%～0.5%)LV-PAC,控制中压失水至约8 mL完钻,完钻后大排量充分循环,井眼干净后短起至套管鞋,下钻循环后用HV-CMC封井起钻,下套管,固井顺利。

2.4.3 三开井段(2 082.00～4 300.00 m)

三开钻遇胜金口组、呼图壁组、清水河组、头屯河组和西山窑组地层，头屯河组是主要目的层段，砂质泥岩胶结性差，岩性硬脆，且发育有微裂缝，极易产生掉块，难以破碎和携带，对井下施工造成困难，因此，防塌护壁是该井段工作的重点。

(1)三开开钻前按设计要求储备密度1.70 g/cm3的压井液180 m3。开钻后继续保持钻井液较低的黏切钻进至井深2 700 m左右,钻进过程中逐步加大钻井液中抑制剂的含量,保持钻井液强抑制性,为下步泥浆转型打好基础。

(2)参考邻井资料,钻至呼图壁组坍塌掉块现象频繁,因此在钻至呼图壁组前钻井液开始转型,首先调整钻井液中膨润土含量至50～60 g/L,加入(1%～2%)褐煤类降失水剂调节钻井液流型,进一步加入(2%～3%)磺甲基酚醛树脂SMP-1和(2%～3%)抗盐抗钙聚合物降滤失剂JZA-1逐渐控制钻井液失水小于4 mL。并按设计要求调整钻井液密度。

(3)进入清水河组,一次性加入(2%～3%)井壁稳定剂HQ-1、(2%～3%)超细碳酸钙和(1%～2%)无水聚合醇,提高钻井液的封堵能力,按设计逐渐提高钻井液密度,保持井眼力学稳定,利用钻井液液柱压力径向支撑稳定井壁,综合达到钻井液的封堵防塌目的。

(4)头屯河组沙质泥岩周期性掉块,从3 700 m以后定期推稠塞,确保掉块及时带出,清洁井底,保证井下安全。

(5)工程上坚持每打完一个单根都来回划两遍,保证井眼畅通。每次起钻时,钻具和井壁机械碰撞,会加剧井壁失稳,故每次起钻前都需封井,封井浆中加大沥青和抗温降失水剂的加量,保证每趟钻的顺利到底。

(6)钻至下部地层逐渐加大JZC-1、SMP-1、JZA-1等抗高温材料的加量,并随井深的增加适当进行补充,保证了泥浆的抗温性及稳定性,高温高压失水控制在12 mL以内。

(7)下步地层不易造浆,应定期补充预水化膨润土浆和超细碳酸钙,控制钻井液中膨润土含量60 g/L左右,提高钻井液的封堵能力。超细碳酸钙可以在配制重浆时加入,和石粉一起水化好后在提密度过程中混入井浆,以免直接加入井浆造成性能波动和糊井眼情况。

(8)钻至设计井深后,充分循环将钻屑携带干净后,短起下保证井眼畅通,同时测后效,确保起钻前钻井液密度能够平衡井底高压层。电测前,替入用1%固体润滑剂、1%白油润滑剂、1%SMP-1和1%低荧光磺化沥青配制的封井浆封裸眼段,电测三趟均顺利到底。经过电测过程长时间静止,电测完下钻通井时仍直接下到底,未见任何遇阻显示。

3 分段钻井液性能

各井段钻井液性能控制见表1中所示。

表1 董703井各井段钻井液性能

4 电测分析

电测始终是该区块易出复杂事故的环节,近年完成的董701井,董8井,董801井等均发生电测卡仪器穿心打捞的情况,而董6井,董7井等电测均发生多次遇阻通井情况,电测时间少则一周,多则十几天,而本井电测三趟均一次成功,仅用时20 h。

本井三开电测平均井径241.76 mm,井径扩大率为11.98%,总体井径较规则,无大规模糖葫芦井眼情况,较邻井董1井、董2井、董3井、董6井等井相同层位井径小,井身质量好。井径数据见表2。

表2 三开井径测量数据统计

由表2可知,井径超过250 mm大井眼段主要有两段:一段是在呼图壁组和清水河组3 050 ～3 500 m之间,另一段在头屯河组4 000～4 100 m之间。原因为这两段地层处于断裂破碎带,坍塌压力较高,但为发现与保护油气层,甲方要求无特殊情况时钻井液密度执行设计下限,钻井液密度受到限制,无法充分平衡地层压力,导致井眼扩大率较大。

本井电测较顺利原因判断为电测前通井及封井措施得当,本井完钻后换牙轮钻头加常规钻具通井,充分循环至井眼干净,起钻前配封井浆封整个裸眼段,封井浆中加入的SMP-1保证了电测过程中钻井液的抗温性能;沥青提高了封井浆的封堵能力,保证电测过程中的护壁作用;固体润滑剂和白油润滑剂保证了封井浆的润滑性能,防止电测仪器起下过程中与井壁产生挂卡现象。