宁国凹陷复杂工况关键钻井工艺

刘 兵，朱恒银，蔡正水，王 强，芦文成

(安徽省地质矿产勘查局313地质队,六安 237010)

近年来,上、中扬子地区的页岩气勘探取得了重大突破[1-7],下扬子地区的油气页岩气资源调查工作已成为中国地质调查局的重点保障工作[8]。中国地质调查局南京地质调查中心在下扬子地区做了大量的工作,取得了阶段性的进展[8-13],特别是皖油地1井、港地1井实现了宁国凹陷的油气发现[14],对下扬子油气资源勘探具有重要意义。

截至目前,下扬子页岩油气勘探主要是以小口径地质调查井为主,多采用绳索取心钻井技术,终孔直径一般介于73～122 mm[13,15-16],不能满足试油试气等下一步工作的需要。皖油地1井是大口径地质调查井,终孔直径215.9 mm,区域内无此类口径的钻井,可利用的钻井资料少[17],因此安徽省地质矿产勘查局313地质队在皖油地1井钻井工程实施过程中开展了适用于该区域地层的大口径钻井技术研究,为宁国凹陷大口径钻井工程奠定工程技术基础。

1 地质特征

皖油地1井位于苏皖南坳陷宁国凹陷水东向斜。自晋宁期下扬子褶皱基底形成以来,下扬子区经历了多期复杂的构造演化时间。区域内构造行迹复杂,多褶皱和断层,形成了一套复杂的构造格局,这一现象导致了本区的地层完整性差[18]。裂隙发育容易出现漏失等事故,大大增加了钻井施工的难度。

根据钻探揭示,钻井自上而下钻遇的地层情况见表1。

表1 地层划分及岩性特征

2 施工设计

2.1 井身结构

皖油地1井钻井井身结构如表2所示。根据钻井工程设计,一开及二开上部井段采用磨盘回转钻进；二开非取心井段采用螺杆钻具孔底液动钻进；取心井段采用了大口径不提钻取心钻进和KT-194钻具[19]联合螺杆两种钻进方法。

表2 钻井井身结构数据表

一开钻具组合为Φ311.2 mm牙轮钻头+Φ177.8 mm钻铤+Φ114.3 mm钻杆,钻进至72.14 m,后采用Φ430 mm牙轮钻头扩孔至47.88 m。下入Φ339.7 mm套管(钢级J55)至47.88 m,封固第四系和松散层,固井,水泥返至地面。

二开592 m以浅井段采用Φ311.2 mm牙轮钻头+Φ177.8 mm钻铤+Φ114.3 mm钻杆钻进,592 m以深采用Φ311.2 mm牙轮/金刚石复合片钻头+Φ172 mm螺杆+Φ177.8 mm钻铤+Φ114.3 mm钻杆钻进。下入Φ244.5 mm套管(钢级N80S)至814.74 m。固井,水泥返至地面。

三开非取心井段采用Φ215.9 mm金刚石复合片/牙轮钻头+Φ172 mm螺杆+Φ177.8 mm钻铤+Φ114.3 mm钻杆钻进。钻遇泥岩、灰岩(非顶底板)等可钻性好地层时采用金刚石复合片钻头,硬地层及顶底板地层采用牙轮钻头。

三开取心井段采用了两种取心钻具,不提钻取心钻具(口径215.9 mm,岩心外径Φ80 mm)和KT-194钻具。

2.2 主要设备

主要设备见表3。

表3 主要钻井设备

2.3 钻井液

2.3.1 钻井液性能

根据地质设计和钻井工程的需要,皖油地1井非目的层的钻井液性能见表4,其中黏度采用苏式漏斗黏度计测量。

表4 钻井液性能

2.3.2 钻井液净化与维护

钻井液净化以机械净化为主,化学絮凝为辅。根据分离颗粒的尺寸,振动筛、除泥器和离心机等三级固控除砂、除泥,控制钻井液固相含量。

钻井液循环系统合理设置,采用钻井液罐防止雨水、污水渗入破坏钻井液性能和防止钻井液污染环境。

3 关键工艺技术

皖油地1井完井井深2 012.16 m。为缩短施工周期和保证工程的顺利完成,主要采用了井壁稳定方法、石膏层钻头泥包处理方法和窄钻井液密度窗口条件下的钻进方法等工艺技术。

3.1 井壁稳定方法

皖油地1井主要目的层段为二叠系大隆组、龙潭组和孤峰组,其中龙潭组岩石破碎严重,如图1所示。但为了保证油气显示,根据中国地质调查局南京地质调查中心要求,目的层井段取心钻进时钻井液密度须保持在1.07 g/cm3及以下。低密度钻井液形成的液注压力不能平衡地层压力,井内发生坍塌,如图2所示。

图1 龙潭组岩心图(1 356.16～1 358.46 m)Fig.1 Core drawing of Longtan Group(1 356.16～1 358.46 m)

图2 掉块图Fig.2 Drawing of falling cuttings

为此,通过研究不同钻井液黏度时的掉块尺寸(振动筛处取样),优选适宜的钻井液黏度。如图3所示。

图3 掉块尺寸随钻井液黏度变化图Fig.3 Diagram of falling cuttings size changing with drilling fluid viscosity

在目的层段,在钻井液密度不能升高的情况下,加入高-中黏羧甲基纤维素(CMC)/高效增黏剂提高钻井液黏度至30 s以上,增大了钻井液切力,提高了钻井液悬浮能力,使其携带出大量沉渣,降低了钻井液含砂量,且CMC还具有一定的润滑性,减小钻具和井壁之间的摩擦和降低钻井液循环流动阻力。

同时加入腐殖酸钾(KHm)/磺化褐煤(SMC)钻井液失水量至4.5 mL/30 min以下,减小自由水向井壁的渗透,提高了钻井液防塌能力,起到稳定井壁的效果。处理后钻井液性能参数见表5。

表5 处理后钻井液性能参数

调整钻井液参数适宜后,再多次短起划眼和循环钻井液清洗井底,待新井段应力释放至达成新的平衡后继续钻进。钻穿龙潭组后,完成了主要目的层的钻进工作,达到了地质目的。在保护储层的同时,申请将钻井液密度调整至设计密度(1.16 g/cm3),保持地层压力和液注压力的近平衡。

3.2 漏失地层的处理方法

皖油地1井钻进至1 544 m时发现地层漏失,测井数据显示1 523.4～1 631.1 m井段存在三层裂缝层,如表6所示。

表6 漏失位置

由于上部井段井壁不稳定,大泵量的钻进可能导致钻井液严重冲刷井壁造成井壁失稳,施工中采用低泵量顶漏作业。但是低泵量条件下螺杆转速降低,不利于快速钻进。为此主要通过以下技术方法进行控制:①控制失水量,钻井液失水量最低至3.5 mL/30 min；②提高钻井液的抑制能力,加入多种强抑制剂(如:K-PAM),抑制剂也具有一定降低滤失量的效果；③增加钻井液的黏度和加入暂堵性堵漏材料，加入多种增黏剂(CMC、PAM),并加入锯末、核桃粉等堵漏材料。

3.3 石膏层钻头泥包处理方法

皖油地1井钻进石膏层井段1 543～1 545 m时钻头发生泥包,石膏层的厚度约2 m,图4为振动筛除出的石膏层岩屑样。

图4 石膏层岩屑样Fig.4 Debris sample of gypsum layer

钻进至石膏层,钻头发生泥包,主要现象有:①钻时明显变长,钻时由60 min增加至180 min,甚至更长；②改变钻压时电流表波动小,对钻进效率无明显影响。

结合地层情况,研究认为：①泥页岩虽成岩,但易于水化分散,井眼内泥质或固相含量增大；②地层中含有纯石膏井段,分散石膏造成钻井液污染后,钻井液中的有害固相难于清除；③为防止地层漏失,排量小,不能有效清洗井底及钻头,同时上返速度不足,岩屑在井内滞留时间长,黏附于井壁形成厚泥饼。三种原因的叠加作用造成了钻头的泥包。

针对钻头泥包,结合地层情况,主要的处理方法如下:①调整钻井液性能:加碱和增加离心机工作时间,降低钻井液固相含量；降低钻井液黏度、切力,及时清除劣质固相,增加无荧光润滑剂投入量,使钻屑不易黏附到钻头上；加大钻井液中聚合物含量,控制失水,提高泥饼质量。②下钻中途进行循环,冲洗钻头,防止下钻时钻头不断刮削井壁,井壁上的泥饼或滞留于井内的钻屑会在钻头下堆积。③下钻到底后,充分循环钻井液,清洗井眼,防止起钻后滞留在井眼的钻屑继续水化分散。④精细操作,均匀加压；发现钻头泥包时,上提钻头脱离井底,提高转速增加离心力去除泥块。

3.4 窄钻井液密度窗口条件下的钻进方法

皖油地1井钻进过程中,进入黄龙组以后发生漏失(表6)。由于上部龙潭组地层存在坍塌、黄龙组地层存在漏失(上塌下漏),钻井液密度窗口窄。钻进过程中积极探索了适宜的钻井液密度。

为保持龙潭组井壁稳定,钻井液密度需保持在1.20 g/cm3以上。钻井液密度为1.20 g/cm3时,钻井液泵频率须小于等于40 Hz(泵量为27.58 L/s),泵压小于等于8.5 MPa。实测螺杆压降为5.5 MPa,因此环空压降为3 MPa。结合式(1)计算ECD：

(1)

式(1)中：ECD为当量循环密度；ESD为当量静态密度；ΔP为环空压降；H为井深。经计算,龙潭组钻井液当量密度ECD的窗口为1.18～1.22 g/cm3。

4 结论

(1)通过皖油地1井的施工,为区域类油气钻探提供了宝贵的地层资料和钻井经验。

(2)宁国凹陷二叠系龙潭组泥页岩地层易坍塌,低密度的钻井液不能稳定保持钻井液液注压力和地层压力平衡,易造成井壁失稳。

(3)宁国凹陷栖霞组、船山组和黄龙组存在裂缝性地层,地层漏失；船山组存在纯石膏层,易造成钻头泥包,应当提前防范。

(4)通过窄钻井液密度窗口条件下的钻进方法的研究,为研究区钻井工程积累技术经验,有利于区域内下一步钻井工艺的优化。