有机-无机聚合物高钙盐钻井液在毛开1井的应用.doc

有机-无机聚合物高钙盐钻井液在毛开1井的应用郭明贤 王学军 王蒙昌 管海燕 高金云 乔 永（中原石油勘探局钻井一公司 河南清丰）摘要 毛开1井完钻井深4660米，在西南海相千佛崖、自流井和须家河组，地层稳定性差，井壁极易剥蚀坍塌，应用强封堵聚磺钾盐钻井液体系，有效的解决了该井井壁失稳的问题；雷口坡段钻遇四套异常高压层，为平衡地层压力钻井液密度提高至2.20g/cm3，并对四个高压层进行水泥封堵，提高了地层承压能力；在嘉陵江井段，发生了多层位的井漏，采用复合堵漏剂堵漏均一次成功，复合堵漏剂能够解决该地区非溶洞型裂缝性漏失，施工简便、快速、有效；雷口坡组和嘉陵江组地层石膏、岩盐发育，特别是嘉陵江五段和四段含膏盐比较纯，对钻井液的污染相当严重，优选抗盐抗钙有机-无机聚合物Siop-E及复合铝防塌剂AOP，采用有机-无机聚合物高钙盐聚磺钻井液和复合堵漏技术较好地解决了地层膏盐污染、井塌、井漏、高压钻井液技术难点，较好地满足了钻井工程和地质施工要求。毛开1井是中石化西南分公司在四川省宣汉县毛坝场构造部署的一口重点开发准备井，设计井深:4500米，完钻层位:飞仙关组一段；完钻原则:揭穿飞仙关C储层60米完钻；钻井目的是:揭示飞四-飞三产层(A层)为主要目的,探测预测鲕滩储层(B,C层)的含气性。毛开1井地质条件复杂,应用有机-无机聚合物高钙盐钻井液较好地解决了下部地层井塌、高压、井漏、膏盐污染等钻井液技术难点，满足了钻井工程和地质施工要求。在钻井过程中,飞仙关组未发现良好的油气显示，经中石化西南分公司项目组研究决定该井加深至4660米,目的层位改为长兴组,完钻原则改为进入龙潭组50米完钻，该井的成功钻探具有十分重要的意义。1、 基本数据1.1 设计井深4500米,预计层位飞仙关组；实际井深4660米, 完钻层位龙潭组。1.2 井身结构： 钻头程序:660.40mm50.00m+444.50mm500.00m+311.15mm2378.00m+215.90mm4058.00m+149.2mm4660m套管程序:508.00mm导管49.15m+339.72mm498.58m+244.47mm2375.64m+177.80mm4055.64m1.3 毛开1井地质岩性简要描述见表1表1 毛开1井地质分层与主要岩性描述 地 层岩 性 描 述系统组底界井深(m)侏罗系下统自流井组1410.00灰绿、暗紫、紫红色泥岩、粉砂质泥岩与深灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细粒岩屑砂岩不等厚互层，下部见黑色煤线，底部为灰色中粒、粗粒（富）岩屑砂岩。三叠系上统须家河1903.00浅灰、灰白色细粒、中粒（主）岩屑石英砂岩夹灰黑色页岩、粉砂质页岩，顶部夹黑色煤线。中统雷口坡组2532.00灰黑、深灰色泥晶、微晶白云岩、硬石膏质微晶白云岩与灰白色硬石膏岩略等厚-不等厚互层。灰白色硬石膏岩夹深灰色微晶白云岩，下部夹褐灰色杂卤石岩，底为“绿豆岩”。下统嘉陵江组3204.00灰白色硬石膏岩夹深灰色泥晶、微晶白云岩、硬石膏质泥晶、微晶白云岩，上部、底部夹多层浅灰色石盐岩、硬石膏质石盐岩。三叠系下统嘉陵江组3942.50上部为灰色硬石膏岩夹深灰色硬石膏质微晶白云岩及泥岩。下部为浅灰（主）、灰色泥晶、微晶灰岩、含白云质泥晶灰岩，灰色含白云质微晶灰岩飞仙关组4398.00灰、浅褐灰、褐灰色微晶灰岩、含泥质灰岩及泥质灰岩，局部夹深灰色泥岩及亮晶鲕粒灰岩。二叠系上统长兴组4613.00上部为灰（主）、褐灰、深灰色微晶灰岩夹介屑微晶灰岩、鲕粒、砂屑灰岩、残余砂屑、粉屑灰岩。下部为深灰色微晶、粉晶灰岩，骨屑、砂屑、粉屑灰岩，残余粉屑灰岩。龙潭组4660.00(未穿)灰黑色页岩与黑灰、深灰色泥晶、微晶、粉晶灰岩不等厚互层，顶部为灰黑色碳质页岩。1.4 毛开1井钻井液技术难点1.4.1 井塌陆相地层上部井段千佛崖、自流井组地层稳定性差，井壁易剥蚀掉块，加之该井段属高陡构造，地层倾角大，岩石受构造应力作用可能裂隙发育，降低岩石的稳定性；下部井段须家河组含较多的煤层、煤线及碳质页岩，极易吸水膨胀,造成井壁垮塌。因此，井壁稳定是本井陆相地层的最大难题。1.4.2 高压H2S、天然气气层本井在雷口坡组发现了异常高压层，目的层地层富含H2S、天然气，使用的钻井液密度高达在1.902.20g/cm3。 1.4.3 井漏同一裸眼井段形成相差悬殊的多套压力系统，脆弱地层井漏成为必然，漏失层位主要集中在须家河，自流井和嘉陵江一段。1.4.4 膏盐污染海相地层雷口坡组和嘉陵江组含有大量石膏、岩盐，井段为1910m3623m，特别是嘉陵江五段和四段含膏盐比较纯，对钻井液的污染相当严重。怎样提高钻井液的抗盐能力和在钻进过程中如何对流变性的调整与控制是该井在实际工作中遇到的最大难题。2 、毛开1井钻井液技术2.1 一开钻井液技术2.1.1 一开钻井液体系 一开钻井液配方及配制: 聚合物坂土钻井液体系：H2O80m3+Na2CO3300kg+土粉10t，水化24小时后，其性能：密度1.05g/cm3，粘度55s。2.1.2 一开钻井液体系的维护2.1.2.1 在钻进过程中，逐渐加入KPAM和CMP胶液，同时用低分子量的JMP降滤失剂控制钻井液的滤失量。2.1.2.2 由于井眼较大，钻井液的消耗量也比较大，同时在井深150300m段有渗漏现象，漏速在2m3/h。为了补充钻井液量，不断地大量的补充坂土浆，并且及时补充K-PAM和JMP胶液。2.1.3 应用效果2.1.3.1 由于一开井眼较大，为了满足大井眼的携砂能力和悬浮能力，使用聚合物钻井液体系比较适宜。2.1.3.2 钻井液粘度控制在6070s之间比较合理。粘度小于40s，携砂能力和悬浮能力就比较差。在一开井段，既有砾石层，又容易断钻具。因此，调整合适的粘度使其具有良好的携砂能力和悬浮能力是保证井下安全的一个关键。2.1.3.3 一开渗漏现象采用补充坂土浆补充钻井液量，采用提高钻井液粘度减缓渗漏速度，效果比较明显。2.2 二开钻井液技术二开井段的千佛崖、自流井和须家河组，地层稳定性差，井壁极易剥蚀坍塌，加之该井段属高陡构造，地层倾角大，岩石在构造应力作用下可能裂缝发育，降低岩石的稳定性，在川东地区该井段防止井壁坍塌作为的钻井液技术工作重点。2.2.1 钻井液体系的确定在调研川东地区及邻井资料的基础上，二开钻井液体系确定为强封堵聚磺钾盐钻井液体系。该体系防塌机理有两点：利用K+的镶嵌理论来抑制泥页岩的水化膨胀；利用磺化沥青的封堵作用封堵井壁上的微裂缝，阻止钻井液中的自由水渗透至泥页岩内，两者共同作用，可有效的解决川东北地区井壁失稳的问题。2.2.2 钻井液配方聚合物坂土钻井液+LV-CMC1%+JMP 0.5%+KHm 2%+HL-(磺化沥青) 3%+KCL 8%+CaO 0.3%2.2.3 钻井液转化2.2.3.1 清理循环系统，在地面循环系统中加入清水100m3，而后按配方中先后顺序依次通过漏斗处加入处理剂。2.2.3.2 地面配置结束后，下钻至阻流板循环，与井筒内的老浆混合均匀后的钻井液性能为：密度：1.18g/cm3，粘度：50s，PH：112.2.4 钻井液性能的维护2.2.4.1 在KCl胶液与井筒老浆混合过程中，粘度可能出现短暂的升高现象，若坂土含量小于40g/l，不必进行流变性调整，循环数周后，粘度自然回落。2.2.4.2 在钻进过程中，若坂土含量较低，粘度会出现逐渐降低的趋势。此时，调整粘度应该使用水化的坂土浆，不要使用提粘剂。2.2.4.3 钻进过程中，补充钻井液量时，应按照配方中的比例配制胶液。2.4.4 保持钻井液滤液中的K+浓度在30000mg/l。2.2.4.5 调节钻井液的PH值用CaO，CaO既经济又利于井壁稳定和钻井液性能的稳定。2.2.5 二开井段复杂情况的处理在钻至井深2244.77m时，钻井液密度由1.33 g/cm3降到1.17g/cm3，粘度由60s上升到82s，钻井液涌出喇叭口。循环加重钻井液，下钻至井底循环观察，进口密度1.68g/cm3,出口密度1.66g/cm3，进出口钻井液密度基本平衡。钻至雷一段底部井深2378.00m，因裸眼井段长，钻井液密度高，下入244.47mm套管封隔上部复杂层段。为了保证电测安全，避免提高井内钻井液密度发生后出现井漏或其它复杂情况，决定下入光钻杆堵漏后加重井内钻井液。通过以上两次分段堵漏，提高了地层的抗破能力。2.3 三开钻井液技术三开井深2378m，所钻地层是雷口坡和嘉陵江段，其特点是盐膏层。在钻进过程中，钻井液工作遇到两大难题：第一，高密度钻井液在穿越盐膏层段其流变性调整问题；第二，高密度钻井液在嘉陵江一段防漏和堵漏问题。2.3.1 高密度钻井液在盐膏层段流变性的调整毛开1井三开后在雷口坡段遇到了四套异常高压层（井段为：23892394m、24052408m、24312436m、2442.72445.5m），为平衡地层压力钻井液密度提高至2.20g/cm3。当钻至2480m时，为了减少在下面钻进过程中的风险，对上述四个高压层进行了四次水泥封堵，钻井液密度在2.15g/cm3情况下恢复钻进。2.3.1.1 三开钻井液体系及配方三开钻井液体系是聚磺钻井液体系。其配方是H2O0.5%Lv-CMC0.5%JMP3%SMC3%SMP3%HL适量NaOH+加重剂，三开配制钻井液性能是：密度1.61g/cm3、粘度51s、失水4.8ml、切力15mPa、PH 10。2.3.1.2 膏岩层段钻井液流变性的控制钻进了30m后，钻井液受到盐膏层污染钻井液粘度由70s剧升至300s，在此过程中用SMT碱液维护处理，效果不明显，而后改为Na2CO3处理，将粘度降150s，共用Na2CO3 2t。钻至2567m，经测定坂土含量为39g/l，考虑到坂土含量较高，决定降低坂含。处理措施为：首先清理地面循环系统；然后加H2O 80m3、LV-CMC 300kg、SMC 3500kg、SMP 4000kg、加重剂，加热至60测性能，密度：2.14g/cm3，粘度：70s；再循环与井筒钻井液混合。处理以后，粘度降至97s。井深2691m，测定坂含为25g/l，考虑到坂含仍然高，停钻调整性能。措施：地面调整，井浆60m3 +40 m3H2O+SMP 2t+SMC 2t +加重剂，钻井液性能：密度2.13g/cm3，粘度5960s； 下钻将井筒内钻井液循环至地面，按上述方法调整性能，而后，全井循环，全井性能为：密度2.14g/cm3，粘度60s，恢复钻进后，粘切仍然不稳定，但上升幅度较慢。钻至井深2770m，参照邻井使用了抗盐膏处理剂RSTF顺利钻越盐膏段现场处理经验，该井用H2O 60m3、RSTF 6t、加重剂处理钻井液，而后参加井内循环。钻井液三次大型处理，效果均不显著，在钻进的过程中，为了达到钻进的基本性能要求，每天不断地进行老浆排放，而后大量加入清水，SMT碱液或Na2CO3碱液、以及LVCMC胶液、SMP胶液等，这样每天处理，粘度维持在150200s之间。在钻井液流变性的调整过程中，按照降低坂含优选处理剂加入除钙剂加入护胶剂步骤调整和控制钻井液流变性，进行钻井液室内试验见表2。表2 毛开1井聚磺钻井液试验配方钻井液性能配方 1配方 2井浆500ml+40%新坂土浆(3%浓度)+20%FA-367(1/200)+20%XY-27(1/10)+3%SMC+3%SMT+3%SMP-+3%RSTF+2%SPNH+0.2%NaOH+加重剂井浆400ml+600mlSMT碱液(1/30)+3%SMC+3%JD-6+3%RSTF+1%XPG（消泡剂）+0.2%Lv-CMC+加重剂密度 g/cm32.102.09漏斗粘度 s6365滤失量 ml24塑性粘度 mPa.s5463动切力 Pa1420静切力 Pa6/257/30由表2可知，从室内试验提供的配方技术上切实可行，但是由于钻井液置换量较大，考虑到现场施工和环保工作难度，没有采纳上述配方。毛开1井钻井液经过实验室进行多次方案分析验证，结合现场实际情况，优选出抗盐抗钙有机-无机聚合物Siop-E及复合铝防塌剂AOP处理剂，转化为有机-无机聚合物高钙盐钻井液体系。试验数据见表3。 表3 有机-无机聚合物高钙盐钻井液室内试验配方FV600300Gel10Gel10备注井浆256130871178851#40573311285老化14小时2#526237113.585老化14小时1#:井浆+10%H2O+1.0%Siop-E+2%AOP+0.5%Na2CO32#:井浆+10%H2O+1.0%Siop-E+2%AOP2.3.1.3 现场施工转化配方：井浆+10%H2O+0.5%Na2CO3+2%AOP+1%Siop-E，首先按照配方进行全井调整，在井浆内循环加入Na2CO3、Siop-E等处理剂,调整后钻井液性能为：密度2.10g/cm3，粘度70s，失水5ml，静切力4/47 Pa,钻井液处理效果比较理想，流动性较好，恢复正常钻进。在钻进过程中，粘切变化幅度较小，为了有效地控制钻进过程中粘切上升，有机-无机聚合物Siop-E 、复合铝防塌剂AOP按1:1的比例配成溶液进行维护，钻井液粘切趋于稳定，直至盐膏层结束，钻井液粘切没有出现异常波动。2.3.1.4 毛开1井盐膏层段的钻井液流变性的调整过程中，取得以下几点认识。a、雷口坡和嘉陵江段盐膏层中，不仅含有石膏（CaSO4），而且含有CaCl2成分。因为在钻进过程中，测定钻井液滤液中的Ca2+含量高达1492.58mg/l。高浓度的二价钙离子污染钻井液，是钻井液流变性难以控制的原因之一。b、抗盐钻井液体系不等于抗钙钻井液体系。性能良好的饱和盐水钻井液在密度为2.10g/cm3条件加入1%的CaCl2，钻井液就失去了流动性。c、钻井液的高密度高固相，穿越膏盐层钻井液性能不易控制。d、有机-无机聚合物Siop-E、复合铝防塌剂AOP抗盐抗钙能力较强，在盐膏层段确有稳定钻井液粘切的功能，效果比较明显。2.3.2 井漏情况在钻进到嘉陵江二段底部至嘉陵江一段过程中，发生了11次漏失，堵漏均一次成功。 嘉1段为主要漏失层，在钻进过程中，我们发现漏失量由上至下有逐步增大的趋势，根据漏失现象和堵漏结果表明，钻遇到了多套漏失地层。目前我们采取的复合堵漏方法是行之有效的，堵漏后地层抗破能力满足了对付雷口坡高压含硫地层的当量密度，能够执行2.102.15 g/cm3的密度继续钻进。2.4 四开钻井液技术2.4.1 四开钻井液体系 四开后，井深增加，井下温度较高，同时四开后采用的149.2mm小钻头，井眼较小，易产生粘附卡钻。因此，四开井段钻井液工作的主要任务是：应用有机-无机聚磺钻井液体系，提高钻井液的抗温性,保持钻井液性能的稳定；加强钻井液润滑性的调整，避免粘附卡钻发生。2.4.2 四开钻井液工作分为两个阶段，第一阶段为40584402m(飞仙关结束)；第二阶段为44024660m，即长兴组段。第一阶段:在三开回接177.80m套管过程中，所使用的钻井液密度高达2.27g/cm3，而在飞仙关组设计密度为1.45g/cm3。由于两者相差悬殊，所以，四开的首要工作是降低钻井液的密度，同时加入抗温处理剂，提高钻井液的抗温性能。降低井浆密度的方法采用胶液稀释法和离心机清除固相方法,同时进行。胶液的配制量和处理剂用量为:70m3+LV-CMC1200kg+Siop-E700kg+RSTF2000kg+SMP3000kg+SMC3000kg+HL-3000kg，将胶液配制后逐渐混入井浆，同时使用离心机清除固相。密度降至1.411.42 g/cm3后，开始四开钻进。第二阶段：在飞仙关组钻井过程中钻井液性能相当稳定。因为在目的层(飞仙关组)未发现良好的油气显示，该井加深至钻穿长兴组，进入龙潭组50m，开发长兴组的油气层。根据邻井资料，长兴组压力系数较高，而飞仙关组属于低压层。为了避免在长兴组钻进过程中所使用的高密度造成上部飞仙关的漏失，在长兴组打开之前，首先对飞仙关组进行先期堵漏，提高地层的承压能力。通过先期堵漏作业，飞仙关组的承压能力提高至当量密度为1.85 g/cm3，达到设计要求。当先期堵漏作业结束后，对井浆进行坂土含量测定，坂土含量为21g/l。在循环加重过程中，为避免出现粘切上升，同时加入了SMT碱液。当密度提高至1.65 g/cm3时，开始钻开长兴组。在长兴组油气显示良好，钻井液密度逐渐提高，完井时钻井液密度达到1.982.00 g/cm3。2.4.3 油气层保护 2.4.3.1 加大磺化沥青用量（HL-），利用磺化沥青的颗粒变形性在井壁周围形成封闭圈，防止有害物质进入油气层。2.4.3.2 严格控制钻井液的滤失量。在钻进过程中，API中压滤失量在22.5ml，高温高压滤失量在10 12ml，防止滤液浸污和水敏效应损害油气层。2.4.3.3 加强固控设备管理，振动筛筛布目数为100目，除砂器目数为120目。含砂量控制在0.2%，最大限度的减少有害固相浸入产层。2.4.3.4 加入23%的裂缝性暂堵剂（ZD-1），毛开1井钻井液经中