塔河油田盐膏层钻井液技术.doc

塔河油田盐膏层钻井液技术孟庆生 江山红 石秉忠（中石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所，山东德州 253005）摘 要：为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层，盐层中夹有泥页岩盐层和砂泥盐层，由于盐的溶解而造成井径扩大，钻井液性能不稳定，盐膏层塑性变形造成缩径卡钻，含盐泥页岩的水化分散造成井壁不稳定，钻井液增稠。针对盐膏层的复杂情况，我们研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。文中介绍了聚磺欠饱和盐水钻井液体系的室内研制及现场应用情况。关键词：塔河油田 盐膏层 塑性蠕动 地层压力 聚磺欠饱和盐水钻井液 井眼稳定概述为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星石油公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层。由于盐的溶解易造成井径扩大和钻井液性能不稳定；由于上覆地层压力的作用，巨厚盐膏层塑性变形易造成缩径卡钻；由于含盐泥页岩中盐的溶解和泥页岩的水化分散作用易造成井壁不稳定。针对盐膏层的特点，并结合其他油田的成功经验，研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。难点分析及对策1 难点分析塔里木盆地石炭系盐膏层埋藏深，均分布在5100m以下的深井段, 温度在110-130，极易引起钻井液性能恶化，滤失量、粘度、切力上升,泥饼变厚,泥饼摩擦系数增大,从而易造成粘卡事故。石炭系盐膏层厚度差别很大，且夹有不等厚的泥页岩及石膏夹层，裸眼长，剥落坍塌井径扩大,井径扩大率可达33%。形成严重的糖葫芦井眼,造成电测遇阻,固井质量差。盐岩的塑性变形。若使用的泥浆液柱压力不足以平衡地层压力时,就会引起盐岩的塑性变形，使井径缩小，造成卡钻甚至挤毁套管事故。密度过高又易引起压差卡钻。2对策研究针对现场要求，优选抗盐、抗高温、抗污染的优质钻井液体系，以保证钻井液在高温、高盐钙的情况下具有良好的流变性能，满足钻井要求。选用强抑制性、低失水钻井液以防止泥页岩的剥落掉块和垮塌。采用适当密度、含盐量的欠饱和盐水(或低含盐)聚合物磺化钻井液体系。根据盐层蠕变情况，用适当含盐量,既能随时溶解蠕变到井内的塑性盐岩避免阻卡,又能防止地层盐过度溶解造成井径扩大乃至泥页岩垮塌等复杂情况。聚磺欠饱和盐水钻井液的室内实验研究1钻井液类型的确定在钻井过程中，造成盐膏层井壁失稳的主要原因是：盐岩、软泥岩的塑性变形；硬石膏的吸水膨胀；盐岩、石膏的溶解使井径扩大，造成井壁垮塌；含膏盐泥页岩吸水膨胀和塑性变形，造成缩径和垮塌，以及高压低矿化度的盐水层对高密度钻井液的污染等。通过综合调研国内外钻遇膏盐层钻井及钻井液体系的应用情况，结合钻井液的室内实验及性能综合评价，确定采用聚磺欠饱和盐水钻井液体系。2聚磺高密度钻井液的室内配方研究2.1膨润土含量的确定及实现钻井液流变性能的调整与控制是高密度泥浆技术的难点，把粘土控制在合适的范围，同时维持钻井液体系的稳定性，控制泥浆中的膨润土含量是控制高密度钻井液性能的核心工作之一；膨润土含量太高，造成粘切控制困难，含量太低则造成钻井液维护成本的增高和钻井液沉降稳定性的变差。通过室内实验，确定膨润土含量合理值为2030g/l，见表1。表1 膨润土含量的实验膨润土含量g/l70504030252015初切，pa9.58.53.51.51.50.50终切，pa16.09.54.54.02.50.502.2聚合物增粘剂的选取聚合物在饱和盐水中不沉淀或絮凝，但其粘度效应有多大，在欠饱和盐水钻井液中的增粘效果如何，对此我们进行了系统实验，结果见下表2。从表中可以看出，金属两性离子聚合物PMHC效果较好，这是因为它具有特殊的分子结构，有较强的抗电解质能力，分子链在盐水中保持适度的伸展和具有较厚的水化膜，溶液的粘度受盐度的影响较小。表2 聚合物增粘剂在盐水中的效果名称配方PvmPa.sYPPaFLmlPHPMHC基浆+0.4%PMHC1713128.5基浆+0.4%PMHC20NaCL1211168.5FA367基浆+0.4% FA3671910128.5基浆+0.4% FA36720NaCL129178.5KPAM基浆+0.4% KPAM146158.5基浆+0.4% KPAM20NaCL945188.580A51基浆+0.4%80A51115138.5基浆+0.4%80A5120NaCL85178.5PAC141基浆+0.4% PAC1411712128.5基浆+0.4%PAC14120NaCL910179注：基浆：2.5预水化膨润土+0.5Na2CO32.3降失水剂的优选室内选用了几种抗盐、抗钙、抗温性能好的降失水剂进行室内实验，在不同加量的情况下，分别用25的盐水对钻井液进行污染性实验，观察钻井液的降失水能力。表 3 不同降失水剂的优选处理剂配 方PvmPa.sYPFLml基浆4坂土+0.5Na2CO3 +0.4% KPAM7316SMP-基浆4SMP-6311基浆4SMP-20NaCL6412基浆6SMP-20NaCL929.5SPC基浆2SPC9210基浆2SPC20NaCL13.58.512基浆4SPC20NaCL16611.5SPNH基浆2SPNH41.59.5基浆2SPNH20NaCL6211基浆4SPNH20NaCL1039实验结果表明，加入SMP-时起泡较多，应配合消泡剂使用；从表3中可以看出，抗盐、抗钙的降失水剂SMP-、SPC、SPNH具有较好的降失水作用，在实际应用中都可以采用。2.4加重剂材料的选取与配比实验采用不同的加重剂，对钻井液的流变性能、失水都有很大的影响，对于高密度钻井液体系来说，固相含量达35以上，要获得相对薄而韧的泥饼、减小井下阻卡的发生、较好地保护油气层效果，必需对加重剂材料进行优选。通过室内实验，采用密度较高的铁矿粉与保护油气层加重剂活化重晶石粉BGH进行加重。表 4 不同比例铁矿粉与活化重晶石复配对钻井液的影响铁矿粉：BGH密度g/cm3PVmPa.sYPPaAPI,FLmlHTHPFLml泥饼厚mmPH1:11.9872202.09.50.8102:11.9863162.19.61.0103:11.9757122.814.5310以上实验基础钻井液配方：2.5%坂土浆+0.1%PMHC+5%SMP-+3%SPC+3%CXP-+2%GLA+20%NaCl+5%KCl+1%K2SiO3+5%CMFP-1。实验结果表明，采用不同的加重剂，主要表现在高温高压滤失量变化较大，同时泥饼质量和厚度也不一样。通过实验选取铁矿粉：BGH（2:1）作为现场加重剂配方。2.5降粘剂的优选控制高密度钻井液粘度是现场应用是否成功的关键之一，因为高粘度易于引起井下复杂情况，为此对国内常用稀释剂进行了对比实验，其结果见表5。表5 不同降粘剂在钻井液中的降粘效果降粘剂类型基浆XY27SMTFCLS加量，g/l01.01.51.01.51.01.5流变性能600读值86797458525352300读值68615741383836.AV,.mpa.s433937292121.521PV,mpa.s18181717141516从表中可以看出，SMT、FCLS碱液对钻井液都具有很强的降粘作用。特别是在密度较高的高固相钻井液中具有很强的分散效果。2.6钻井液体系配方及参数性能通过调研国内外钻遇膏盐层地层的钻井液配方及实际使用情况，在室内进行钻井液配方的实验研究，得出了聚合物欠饱和盐水钻井液配方：2.5%淡水坂土浆+0.05-0.1%PMHC+8%SMP-+3%SPC+3%CXP-+2%GLA+3%YL-100+1%RH-99D+20%NaCl+5%KCl+1%K2SiO3+4-5%CMFP-1+铁矿粉：BGH（2：1）。表6 聚磺欠饱和盐水钻井液综合性能条件密度g/cm3PVmpa.sYPpaGelpaFLml HTHPmlPH常温1.9876174.5/13.52.19.80.0310老化1.9966153/132.39.60.0310为钻井液静放24h后上下密度差，老化条件为130，16h。聚磺欠饱和盐水钻井液的现场试验在室内确定了聚磺欠饱和盐水钻井液的配方后。2001年，在亚肯北1号构造（库1井）、三道桥构造（沙84井）进行了两口深探井的现场试验，试验结果证明该体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，取得了良好的实验效果。1盐膏层钻进聚磺欠饱和盐水钻井液技术措施进入盐膏层后，将钻具提至套管中，将井内所有钻井液转换成为聚磺欠饱和盐水钻井液体系，再进行下井段的钻进作业。放掉地面所有老浆，清洗所有循环系统。按聚磺欠饱和盐水钻井液配方加足各种处理剂，将井内钻井液转换成为聚磺欠饱和盐水钻井液。钻井液配制好后，将井内所有老浆全部替换，处理钻井液的各项性能满足钻盐膏层的需要，方可钻进。在盐膏层钻进过程中，配制SMP-、SPC、CXP-及YL-100胶液补充到井内进行循环，补充胶液过程中应补充BGH-1和高密度的铁矿粉，维持钻井液密度。定期加入KCl，使K+浓度保持在30000-50000PPm；不断加入硅酸钾，控制Ca2+，注意硅酸钾的加入一定要细水长流的方法，不可一次性加入量过多。钻进过程中应补充NaCl和KCl，保持Cl-含量大于160000PPm。若粘、切过高，用FCLS或SMT碱液控制，处理前要作小型试验，若不接受处理，则可考虑补充新浆的办法。钻进过程中应强化固相控制；密切检测钻井液的量，及时发现井漏现象，现场要储备一定量的堵漏材料。下入套管之前，将钻井液性能调至高温高压HTHP15ml，泥饼粘滞系数Kf0.10。2 现场应用以库1井为例。2.1盐膏层概况库1井从井深5001.00m见白色石膏，到井深5682.00m地层仍含石膏，其间钻遇三套盐膏层：第一套盐膏层： 5001.005136.00 m， 厚度：135 m。第二套盐膏层： 5250.005283.00 m， 厚度：33 m。第三套盐膏层： 5539.005601.00 m， 厚度：62 m。三套盐膏层主要岩性为：泥质膏盐、白色石膏。三套盐膏层中间主要夹有泥岩，岩性为：棕褐色泥岩，偶夹泥质粉砂岩，细砂岩。2.2聚磺欠饱和盐水钻井液的配制与维护钻至5002米后，遇到盐膏层，起钻至套管转换泥浆。清罐，配5%浓度的膨润土浆以及胶液,把二者混合护胶后加入盐和KCl，用BGH提比重至1.70g/cm3后改用高密度铁矿粉加重达到设计要求。配方：3%土浆 + 2%NaOH + 0.3%AT-2 +6%SMP-2 +6%SPC +2%CXP-2 +2%GLA +3%YL-80 +2%RH-97D+0.3%K2SiO3 +5%KCl +20%NaCl +加重剂。加重剂配方: 铁矿粉:BGH =2: 1。配制好地面罐200m3新浆后，把套管内老浆全部替出放掉，再配200 m3，下钻至井底把裸眼老浆大部分替出放掉，留下40 m3用20 m3胶液处理后混入新浆中，全井循环调整性能至设计要求后钻进。钻进过程中，配制10%浓度的SMP-2、SPC、CXP-2胶液维护补充，同时补胶液过程中及时加重，维持钻井液密度稳定。不定期加入YL-80和RH-97D，使之含量不低于2-3%，保证泥浆的润滑性能。用硅酸钾、纯碱控制Ca2+含量，硅酸钾的加入要细水长流，不可一次性加量过多。钻进过程中由于用淡水胶液维护，根据性能变化补充NaCl，保持Cl-含量不低于150000ppm。由于本井段井眼大、裸眼长，泥浆量多达500m3，钻井液粘切的控制成为重中之重，为避免粘土过度分散形成恶性循环，使性能失控，尽可能少使用强分散剂和稀释剂。在钻进维护直接用处理剂胶液控制粘切，中完作业时配合使用FCLS碱液调整。加强固控设备的使用。本井段为减少地面泥浆量，用循环槽和三号罐直接建立循环，所以只能采用一级固控，振动筛全部使用80目的筛布，每天严格检查保证泥浆全部过筛，同时不定期清理沉砂池，把泥浆中劣质固相含量控制在最低范围，最大限度减轻工作压力，维持性能稳定。本井段钻井液性能详见下表。库1井泥浆性能及滤液分析结果井深mg/cm3FVsPVmPa.sYPPa初切/终切PaFL(ml)MBCKg/m3固含V%Cl-ppmCa2+ppmPH值APIHTHP50051.555221144/145.6泥浆转型431423946600950051.9975865.51.5/41.620281494226008.551072.006459111/31.61821281613756008.551891.997468161.5/61.61824291693455608.552852.027662141/51.6182429170341600953852.087062161.5/111.8173125173575560954832.076962171.5/81.8173025164097560955872.076861161.5/101.61830251596105608.556822.076654152/12.51.81730261504186009试验结果分析聚磺欠饱和盐水钻井液通过两口深探井的现场试验，进一步验证了该体系解决盐膏层的可行性和对复杂地层的适应性，很好地满足了钻井施工及地质的要求，钻进、电测、下套管作业顺利，试验结果达到了预期目的。在两口井的试验中，聚磺欠饱和盐水钻井液表现了以下特点：聚磺欠饱和盐水钻井液易于维护，性能稳定，流变性好，钻进过程中没有性能大幅波动现象，泥浆中保证一定的高分子聚合物的含量，泥浆具有良好的携岩性能，采用FCLS可有效控制泥浆的流变性。在钻盐层之前把聚磺泥浆体系转换为聚磺欠饱和盐水泥浆体系，控制Cl-160000 ppm，泥浆具有良好的抗盐性，在