APP下载

抗高温强封堵合成基钻井液在胜利渤南页岩油区块的应用

2023-01-09邱春阳慈国良陈二丁

天然气勘探与开发 2022年4期
关键词:乳化剂井眼泥岩

邱春阳 李 波 王 伟 慈国良 刘 伟 陈二丁

中石化胜利石油工程有限公司钻井液技术服务中心

0 引言

胜利渤南页岩油区块(以下简称为“渤南区块”)位于济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷,该区块页岩油分布面积广,前期已完钻井均见良好油气显示,表明该区块勘探潜力大,是新储量的接替区块。前期勘探中,由于使用的水基钻井液体系抑制性弱、封堵能力差,不能有效抑制渐新统沙河街组地层中膏泥岩的蠕变及油泥岩、油页岩的水化膨胀,致使施工的多口井遭遇不同程度的井壁失稳情况。轻者反复划眼,曾经单口井在沙三段划眼达两个月之久;严重者发生坍塌,沙河街组井径平均扩大率均超过30%;完井后,电测显示储层均遭到不同程度的污染,产油不理想。针对这种情况展开研究,优选抗高温强封堵合成基钻井液体系。现场应用于渤南区块3口井,通过该钻井液体系对地层实现强封堵技术,保证了3口井的顺利钻进,钻进时效快,油层保护效果好,为区块后续勘探开发提供了技术保障。

1 渤南区块地质工程概况

位于济阳坳陷沾化凹陷的渤南区块,在埕南大断层和孤西断层控制下形成了数条断裂带。该区块长期处于还原半深湖相沉积环境,发育巨厚的暗色泥岩和膏泥岩、油泥岩、油页岩。渤南区块直井和定向井均采用三开制井身结构,一开采用Ø444.5 mm钻头钻进,下入Ø339.7 mm表层套管;二开采用Ø311.2 mm钻头钻进,下入Ø244.5 mm套管至井深约3 500 m;三开采用Ø215.9 mm钻头钻至井深约5 500 m完钻,下入Ø139.7 mm套管完井。

2 渤南区块钻井液技术难点

通过调研渤南区块前期工程钻井情况和钻井液体系施工情况,获知该区块上部地层施工顺利,机械钻速较快,但进入沙河街组后,复杂情况时常发生,井壁稳定难度大。钻井液的技术难点主要表现在以下方面。

1)沙一段至沙三段油泥岩不连续发育,油泥岩易水化,水化后迅速变软,井眼钻开后,在上覆地层岩石的压力下,油泥岩会沿着井眼径向蠕动,导致井眼变小,造成起下钻阻卡。

2)沙四上段含石膏岩及石膏质泥岩,而石膏岩及石膏质泥岩较软,易发生塑性变形,造成起下钻阻卡;石膏岩发生蠕变后,上覆与其互层的暗色泥岩因支撑力降低而发生坍塌,进而造成连锁坍塌的恶性局面。

3)沙河街组下部油页岩发育,油页岩孔隙及层理发育较好,易造成井漏;并且钻井液滤液在压力下进入油页岩中,致使其中的黏土矿物水化,产生剥蚀掉块;尤其是定向钻进过程中,上井壁悬空无支撑,井壁失稳加剧。

4)斜井段定向钻进过程中,岩屑上返时在重力作用下易沉降在下井壁,形成岩屑床,致使钻压不能有效传递到钻头,造成“托压”,导致施工不畅,长水平段井眼净化难度大。

5)水平段长近2 000 m,定向中钻具紧贴下井壁运行,产生的摩阻和扭矩大,岩屑床的形成导致摩阻和扭矩更大;定向轨迹一般采用“增—稳—增—稳”式,易形成“狗腿度”,钻具运动中产生较大的摩阻和扭矩;渤南区块发育超压[1],地层压力约70 MPa,钻井液密度高达1.85 g/cm3,钻井液本身固相含量高,润滑防卡难度更大。

6)地层温度高达180 ℃,高温下,分子无规则运动剧烈,大分子聚合物类处理剂和表面活性剂分子链发生断裂或重聚,造成钻井液流变性恶化,流变性失稳直接导致井壁失稳。

7)钻井液密度高达1.85 g/cm3,高温下钻井液体系的沉降稳定性降低,易造成重晶石粉沉降,造成起下钻阻卡;渤南区块沙河街组地层含有硫化氢,钻井液体系遭受硫化氢污染,高密度下性能恶化严重,极难调控。

8)石膏及膏质泥岩易水化溶解,造成钻井液体系流变性恶化,滤失量增大;储层油气显示活跃,油侵后造成钻井液黏切变化大;岩屑在钻具的反复研磨下粒径变小,低密度固相侵入导致体系黏切增大,起下钻时产生的波动压力大。

3 井壁稳定钻井液技术对策

针对上述井壁稳定技术难点,钻井液采用以下技术对策。

1)强化钻井液体系的抑制性。优选黏土矿物水化抑制剂,能够高效抑制油泥岩和油页岩的水化,避免或减缓膏泥岩的溶胀,减弱微裂缝尖劈效应,保持岩石的原始强度。

2)增强钻井液体系的封堵性。优选粒径为纳米到微米尺寸级的粒子,与常规封堵剂相结合,使钻井液能够在井壁表面形成韧性好的低渗透率的薄泥饼,多尺度封堵地层层理、孔隙和微细裂缝,有效阻缓压力传递,隔绝钻井液向地层侵入的动力源头。

3)保证钻井液体系的高温流变性。要求钻井液体系的抗温性强,在高温下仍然具有良好的流变性,能够悬浮携带岩屑以净化井眼,遭受盐膏侵后流变性依然保持稳定。

4)保证钻井液体系的高温润滑性。要求钻井液体系在高温下仍然具有良好的润滑性,最大限度地降低斜井段和水平段定向施工中产生的摩阻和扭矩,满足工程上安全快速钻进的需要,防止产生托压。

4 钻井液体系研究

通过调研得知,渤南区块前期施工中,先后使用过强抑制聚磺封堵防塌钻井液体系、复合盐聚磺防塌钻井液体系和聚胺强抑制防塌钻井液体系,对沙河街组地层的井壁稳定起到一定的作用,但均未能解决井壁失稳问题。因此,在借鉴国内优质抗高温钻井液体系施工经验的基础上[2-20],优选合成基钻井液体系,并加以完善,从而形成适用于渤南区块的抗高温、强封堵钻井液体系。

合成基钻井液体系的连续相为气制油,气制油是一种无毒、黏度很低的流体,用其配制的钻井液抗温性强,高温下具有良好的流变性、抗污染性和润滑性;同时,合成基钻井液依靠氯化钙水溶液调节活度,能够彻底预防地层黏土矿物水化分散,可取得防塌、减阻、保持油层岩石原始物性的效果,达到安全快速钻井、保护储层的目的。

在合成基钻井液配方[21]的基础上进行完善。首先,优选抗高温乳化剂,进一步提高体系的抗高温稳定性;其次,通过选择多级配超细碳酸钙刚性粒子,配合弹性封堵粒子,进一步增强钻井液体系的封堵能力,使钻井液体系在近井壁地带形成不渗透的封堵层,封堵地层孔隙和微细裂缝,达到稳定井壁的目的。

4.1 抗高温乳化剂的优选

合成基钻井液体系的抗温性关键在于乳化剂。乳化剂能够有效降低油水两相的界面张力[22],在油水界面形成界面膜,界面膜的强度决定了体系的稳定性。实验用不同的乳化剂分别配制密度为2.0 g/cm3的钻井液,乳化剂加量相同,180 ℃下老化16 h,测量钻井液体系老化后的流变性、高温高压破乳电压和沉降稳定性。实验配方:360 mL基础油+4.0%乳化剂+3.0%有机土+3.0%降滤失剂+5.0%封堵剂+40 mL氯化钙水溶液(氯化钙浓度为25%)+2.5%石灰+重晶石+3.0%润湿剂。实验结果(表1)表明,用3#乳化剂和5#乳化剂配制的钻井液,其高温高压滤失量低、高温高压破乳电压高,并且沉降稳定性好;但是用5#乳化剂配制的合成基钻井液黏切偏大,钻进过程中产生的环空压耗大,起下钻过程中产生的激动压力大,易于诱发复杂情况。因此,选择3#乳化剂配制合成基钻井液体系。

表1 抗高温乳化剂的优选实验结果表

4.2 封堵性能评价

通过乳化剂的选择后,确定合成基钻井液体系配方为:360 mL基础油+4.0%乳化剂3#+3.0%有机土+3.0%降滤失剂+3%多级配封堵剂+5.0%弹性封堵剂+40 mL氯化钙水溶液(氯化钙浓度为25%)+2.5%石灰+重晶石+3.0%润湿剂。采用高温高压砂床滤失实验和高温高压可视砂床滤失实验,评价该钻井液体系在温度180 ℃、压差为3.5 MPa下的封堵能力。实验结果如表2所示,和渤南区块前期应用的3种钻井液(强抑制聚磺封堵防塌钻井液、复合盐聚磺防塌钻井液和聚胺强抑制防塌钻井液)相比,抗高温强封堵合成基钻井液的高温高压滤失量最低,同时其30 min高温高压可视砂床的侵入深度只有5.4 cm,说明抗高温强封堵合成基钻井液能够快速在井壁上形成屏蔽暂堵带,防止钻井液滤液侵入地层。

表2 不同钻井液体系的封堵性能评价实验结果表

4.3 除硫剂对合成基钻井液的影响

渤南区块沙河街组地层中含有硫化氢,钻进过程中为防止硫化氢污染钻井液,在钻井液中需加入除硫剂(碱式碳酸锌)。按照配方配制密度为2.0 g/cm3的抗高温强封堵合成基钻井液体系,加入不同含量的碱式碳酸锌,以考察除硫剂对钻井液性能的影响。实验结果如表3所示,除硫剂的加入,对钻井液体系的性能(流变性、高温高压下的稳定性)影响不大,并且钻井液的高温高压滤失量随除硫剂的增加有下降趋势,表明除硫剂的加入对钻井液体系的性能没有不利影响。

表3 不同含量除硫剂对钻井液体系性能影响结果表

5 现场钻井液施工技术

钻井液体系应用于现场施工,总结有如下几方面的技术经验,以保证钻井液体系的应用效果。

5.1 井壁稳定技术

1)严密监测振动筛岩屑形状和颜色变化,发现井壁失稳,及时处理。

2)严格控制钻井液高温高压滤失量,防止油泥岩和油页岩水化。

3)保证超细碳酸钙与沥青类封堵剂的有效含量,定期补充。

4)控制钻井液密度,保证井壁稳定所需要的力学平衡。

5.2 井眼净化技术

1)严密监测振动筛岩屑量的变化,发现岩屑量返出异常,立即停止钻进,循环钻井液,调整钻井液流变性。

2)保证体系六速旋转黏度计Φ3(3转)读数大于4,确保钻井液的悬浮携带能力。

3)定期进行短起下钻与长起下钻,配合倒划眼,破除岩屑床。

4)定期用有机土和沥青配制高黏切携砂液,净化井眼。

5)水平段加大排量,采用紊流冲刷沉砂床,净化井眼。

5.3 润滑防卡技术

1)严密监测钻具摩阻和扭矩变化,保证钻井液体系的润滑性。

2)严格控制钻井液中劣质固相含量,振动筛的筛布目数不低于200目,保证一级固控的去除效率。

3)控制钻井液体系的油水比,定期补充基础油和乳化剂。

4)尽量采用复合钻进,适当划眼,修复井眼轨迹,保证定向施工顺畅。

5.4 流变性调控技术

1)定期补充乳化剂和润湿剂,保证体系高温下流变性稳定。

2)定期检测钻井液的抗温性和沉降稳定性。

3)定期监测钻井液中离子含量变化,防止流体侵入。

4)定期监测钻井液碱度值,特别是每次下钻到底后井底返出钻井液的碱度值,防止H2S侵入。

5)重晶石粉密度不低于4.2 g/cm3,严控其黏土含量。

6 现场钻井液施工工艺

抗高温强封堵合成基钻井液体系在渤南区块3口井三开井段进行了现场应用,现场钻井液施工工艺如下。

1)二开中完后,清理泥浆槽和循环罐,保证无沉砂积水。将预先配制好的合成基基浆倒入循环罐,应用地面循环管汇均匀加重,保证性能均匀稳定。

2)现场预先配制8~10 m3隔离液,隔离液漏斗黏度不低于140 s;泵入隔离液,后面大排量跟入合成基钻井液,替浆过程中不能停泵,防止混浆。隔离液返出后,放掉混浆;替浆完成后,在套管内循环钻井液,调整钻井液性能,待性能达到设计要求后开钻。

3)定期测量钻井液体系破乳电压,一旦发现破乳电压有下降趋势,补充乳化剂,保证高温下钻井液流变性的稳定。

4)严密监测钻井液流变性。通过调整油水比和增稠剂加量来调控钻井液黏度和切力,即确保钻井液沉降稳定性良好的同时,黏度和切力控制在最小范围;每钻进20 m补充25 kg润湿剂;每次加重前加入0.5%润湿剂,改善钻井液流变性和沉降稳定性。

5)开钻后,加入2%粒径为2 000~3 000目的碳酸钙;进入沙二段后,加入3%粒径为2 000~5 000目的碳酸钙,配合沥青,封堵地层孔缝,稳定井壁。

6)密度控制在设计下限;进入膏泥岩层前,密度提高至设计上限,平衡膏岩层蠕变压力,防止发生缩径等复杂情况。以BYP5井为例,钻井液性能控制情况如表4所示。

表4 BYP5井钻井液性能控制情况表

7 结论和建议

抗高温强封堵合成基钻井液体系成功应用于渤南区块3口井的三开井段,应用结果表明:

1)井壁稳定性好。该钻井液体系解决了渤南区块沙河街组储层油泥岩、油页岩水化坍塌及膏泥岩蠕变缩径的难题,施工中井壁稳定,完井作业顺利;井身质量好,体系应用井段井径平均扩大率低于2.5%,井径最大扩大率低于4.0%。

2)井眼净化效果良好。3口井完钻垂深均在3 600 m以上,水平段长度均大于950 m,井底温度最高达174 ℃,但该钻井液体系在高温下流变性好,悬浮携带能力强,每次起下钻畅通无阻;斜井段没有岩屑床形成,定向过程中没有“托压”情况发生。

3)机械钻速高。和前期施工的6口井相比,3口应用井的钻井周期明显缩短,机械钻速明显提高。其中BYP5井完钻井深5 379.59 m,水平段长1 059.59 m,侧钻点井深3 982 m,水平段平均机械钻速11.81 m/h,创造了胜利油田页岩油井侧钻点最深、平均机械钻速最快的两项纪录。

4)储层保护好。该钻井液体系储层保护性好,3口井钻进期间均见到良好油气显示;完井后测试,平均单井日产量超过30 t;投产后,获得日稳产25 t的工业油流。

5)渤南区块地层温度高、压力高、岩性复杂,针对这种情况,抗高温强封堵合成基钻井液体系的成功应用表明,钻井施工中需要确保钻井液体系的抑制性和封堵性,并合理调控钻井液的流变性和密度。

猜你喜欢

乳化剂井眼泥岩
泥岩路基填料抗剪性能实验研究
不同pH条件下红层泥岩崩解特性研究
摩阻判断井眼情况的误差探讨
复合乳化剂对草鱼生长及脂代谢的影响
冷拌超薄沥青混合料乳化剂剂量研究
食品乳化剂复配在食品生产中的应用
煤层气多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术
胜利油田垦119区块塑性泥岩钻井模式研究
旋转导向井眼轨迹自动控制系统
风化泥岩地质断层水疏排工艺探讨