高密度钻井液工艺技术.doc

高密度钻井液工艺技术刘有成1 王祥武2 逯登智3 徐珍焱4（青海油田井筒服务公司油化分公司 甘肃敦煌）摘要；青海油田柴达木盆地冷湖七号构造、红沟子构造和狮子沟构造地层极为复杂，地应力大，地层破碎，地层裂缝发育，极易发生井漏和井下出盐水。钻遇盐岩、盐膏层、易塌页岩、大倾角易破碎地层时，井塌严重，造成多次卡钻，严重时解卡无效，被迫采用侧钻。由于钻井过程中漏、塌、斜、涌等复杂情况频繁发生，严重制约了钻井生产的进行。冷七2井、狮25-1井和沟六井是布置在三个构造上的重点科学探井，对这三口井进行钻井液技术研究，建立适合地层特点的钻井液体系，最大限度地减少对储层的污染，有效防止复杂事故的发生，对柴达木盆地安全钻井有重要意义。本文通过对各区块钻井的调查，依据地层特点，并从技术难点入手，认真分析井壁不稳定、井漏和钻井液污染的原因，探讨使用聚磺防塌钻井液体系、聚磺饱和盐水钻井液。在室内配方研究的基础上应用于现场，安全地钻穿了复杂地层，成功地解决了井塌、井漏、钻井液污染等复杂问题。经过现场应用，证明聚磺防塌钻井液体系具有较强的防塌能力，热稳定性高，抗污染能力强、防卡效果好，钻井液性能易维护处理等优点。为青海油田在深井钻井液技术方面积累了成功的经验。主题词 聚磺钻井液、高密度、井眼清洁、井壁稳定、抗污染、油气层保护一、地质工程简况1.地质简况沟六井是青海油田尕斯-英雄岭油气勘探项目的一口重点预探井。其目的是为了进一步探明沟五井西断块E32油藏含油气情况。狮子沟组（N23），以灰色、棕黄色泥岩、砂质泥岩为主；油砂山组（N22），以泥质粉砂岩与灰色泥岩互层为主；干柴沟组（E32），深灰色泥岩、砂质泥岩、钙质泥岩为主。冷七2井是冷湖构造上的一口垂深最深的重点深井。该地区油砂山组上部岩性软，以棕黄色、灰绿色砂质泥岩为主。钻遇的地层胶结性较差，可塑性强。加之该井出现较多的逆断层，且含混合灰岩地层，局部形成次生孔隙带，极易发生井漏、井塌等复杂事故。狮25-1水平井是青海油田柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区狮子沟油砂山背斜带一个三级构造上的一口高密度水平井。该井深层岩性主要为各种不纯的碳酸盐岩，硭硝、石膏等盐岩层。储层类型以裂缝孔隙型为主。裂缝的发育程度受断层、岩性及构造等因素的控制。裂缝既是储油空间又是渗透通道，平均裂缝宽度范围为1-20m，兼有大量溶孔，其粘土矿物以伊利石、绿泥石为主，盐类矿物以硫酸盐为主，地层水矿化度达32万ppm。2.工程简况沟六、冷七2井一开均为444.5mm钻头钻至设计井深，下入339.7mm表层套管。二开用311.15钻头钻至设计井深，下入244.5mm技术套管。三开用215.9mm钻头钻至设计井深，沟六井下入177.8mm尾管，封固高压盐水层。四开分别用149.25mm、165.1mm钻头，钻达设计井深4400m、5304.8米完钻。沟六井挂127.0mm尾管完井，采用近平衡法固井完井。冷七2井未钻达设计井深5500米而提前完钻。狮25-1水平井是利用狮25井215.9井眼从3941.92m处进行裸眼定向侧钻的一口中曲率半径水平井，经修复套管，打水泥塞封固裸眼井段后，开窗侧钻，完钻井深4431.63m，垂深4138.90m，水平位移378.63m，水平井段长178.63m，最大井斜角890，钻井周期97天21小时。二、技术难点1、对于以灰色泥岩、砂质泥岩为主、夹泥质粉砂岩，成岩性差这样的地层，钻井液抑制性是关键；2、钻井液受地层CL-、Ca2+、Mg2+严重污染，提高钻井液的抗污染能力是关键；3、封堵高压盐水层，平衡地层压力是钻井液技术的难点4、由于特殊的井身结构，钻井液上返速度低（0.1m/s），提高钻井液携带能力是关键。5、为保护井壁的稳定，防止浅部地层在钻进过程中井漏、井塌和井眼缩径是一个技术难点。6、解决好深井高密度钻井液的抗温性能和热稳定性是一个技术难点。7、解决好高密度水平井钻井液的防卡润滑性是一个技术难点。三、室内实验针对三口井钻开高压盐水层，井底温度160情况下使用2.10 g/cm3以上的钻井液的实际情况，实验室内进行了加重实验，用重晶石粉将井浆分别加重至2.10 g/cm3和2.20 g/cm3以及用铁矿粉（密度：4.8g/cm3）将井浆分别加重至2.20 g/cm3和2.30 g/cm3在160下热滚16h，降低至40后测量性能。确定提高钻井液比重时所使用的加重剂。表1用重晶石粉及用铁矿提高钻井液比重的性能配 方密度g/cm3粘度S塑性粘度mPaS动切力PaAPI滤失量ml高温高压滤失量mlPH值井浆+重晶石粉2.1010538155.5149井浆+重晶石粉2.2015542225.2129井浆+铁矿粉2.208926195.6129井浆+铁矿粉2.309636185.6129通过实验可以看出：使用铁矿粉加重钻井液流变性易控制。1、主聚合物的优选聚合物钻井液抑制造浆能力的强弱，主要取决于高分子主聚物的抑制包被能力。 、抑制性试验将钻屑加入钻井液中，在120下热滚16小时后测定回收率，结果如下；（表2） 不同钻井液中的钻屑回收率序号钻井液类型回收率%1阳离子钻井液59.402甲酸盐钻井液87.23聚合物钻井液78.04清水8.2由表2可以看出：聚合物钻井液抑制泥页岩膨胀分散能力较阳离子钻井液及清水强，较甲酸盐钻井液弱。考虑综合因素选用聚合物钻井液体系。、膨胀量称取10g膨润土粉在105下烘2小时，压模，用HTP-1型高温高压页岩膨胀仪，测其8小时的线性膨胀量，结果如下；表3聚合物钻井液与阳离子钻井液、清水膨胀量对比钻井液类型膨胀量，mm清水6.56聚合物钻井液2.62阳离子钻井液2.80由上表可知，加了聚合物钻井液的岩心膨胀量较小，抑制性泥页岩有明显的优势。、润滑剂的优选由于这几口井裸眼井段长（2000米左右），同时有高压水层，导致钻井液密度高（最高达到2.17gcm3），粘切大，泥饼磨阻增加。通过室内荧光级别、润滑性和钻井液配伍性评价的对比试验，优选了适合深井钻井液和水平井钻井液使用的低荧光防塌润滑剂。表4室内实验对比试验项目低荧光润滑剂聚合醇润滑剂GD11-5粘滞系数降低率%65. 865.864.8润滑系数降低率%48.937.748.12、配方优选 通过对体系抑制性、流变性及抗污染能力的室内对比试验和评价，经现场的不断改进，确定聚磺钻井液体系配方如下： 基浆（密度为1.05gcm3）十0.2%-0.3%FA-367（B-21）0.3%-0.4%JT8880.3%-0.45% K-NH4-HPAN0.3%-0.4%PX+2%-3%HJ-3+1%-1.5%SMC四、现场钻井液技术1、一开携砂、防止浅部地层裂缝和微小孔洞造成的井漏、井塌和井眼缩径是钻井液维护处理的技术难点。在钻进过程中，钻井液受到来自地层的CL-、Ca2+、Mg2+离子的不断污染，钻井液性能持续严重污染。为保证钻井液强的抑制性和各项性能满足施工需要，及时补充包被剂B-21和广谱钻井剂；同时补充NaOH，并复配护胶剂维护处理。利用固控设备及时清除钻井液中的有害固相，保证了钻井液良好的性能和电测、下套管的顺利施工。钻井液性能如下：表5冷七2井钻井液性能井深m密度g/cm3表观粘度s塑性粘度mPaS动切力PaGelPa/Pa滤失量mLPH值含砂量%5001.22-1.2441-5420-21211-2/3-75-790.38001.32-1.3643-4718-20222-3/4-86-890.512001.55-1.6249-6321-25233-4/8-115-690.52、二开二开钻井液在一开井浆基础上，加入0.3%抑制性材料和0.5%护胶剂，同时降低钻井液粘度至40-45s，切力2-4Pa后二开。二开井段地层成岩性差，井壁极不稳定，易破碎剥落掉块，且不易被包被。针对地层岩性特点，在钻进过程中及时补充井壁稳定剂W-11和钻井液包被剂B-21以及广谱钻井剂JFmg-16，以增强钻井液的抑制、防塌能力。防止因泥岩水化膨胀和剥蚀掉块而引起的井下复杂。够六井因钻井液不断受盐污染的加重，pH值下降极快，在维护处理过程中加大NaOH用量，保持PH质在10左右，同时加入抗盐钙降滤失剂，抗高温材料HJ-3等（电测井底温度158），将聚合物钻井液体系转化为聚磺钻井液体系，较好地改善了钻井液性能和流变性，增强了钻井液的抗污染能力，以保证在高矿化度（测CL-：68989mg/l）下良好的钻井液性能如下;表6 沟6井钻进过程CL-、Ca2+、Mg2+离子污染及钻井液性能井深m密度g/cm3粘度s表观粘度mPa.s塑性粘度mPa.s动切力PaPH值含砂量%CL-mg/lGa2+mg/lMg2+mg/l10s切力Pa10min切力Pa滤失量ml泥饼mm14551.224119109100320701.2343211110100.331841112234662550.331001.264522148100.2406862550.3由于沟六井地下高压水层发育，钻进过程中钻穿了大小不等的几个高压水层，钻井液密度平均在l.971.98gcm3，FV：60-70s，最高达到2.10gcm3。为保证钻井液不受污染和钻井施工作业的安全、快速、有效进行，对钻井液性能进行了调整和维护。表7 冷七2井钻井液性能井深m密度g/cm3表观粘度s塑性粘度mPaS动切力PaGelPa/Pa滤失量mL泥饼mmpH值含砂量%磨阻系数15001.73-1.9544-5818-21203-4/8-136-180.4-1.58-90.50.012520001.87-1.9350-5622-242211-25/13-3510-170.4-1.59-100.50.015125001.88-1.9442-5420-22213-6/7-136-80.490.40.012129001.94-1.9755-5620-21213-8/7-127-80.48.5-90.4粘不住32901.98-215/10-207-80.490.5粘不住合适的钻井液密度是保证井壁稳定，平衡地层压力的关键因素。狮25-1水平井钻井液矿化度20-25万mg/l，钻井液密度为2.10-2.13g/cm3，而岩屑的密度为2.40g/cm3左右，岩屑在高的钻井液密度条件下，受到较大的浮力作用，加之较高的返速，良好的流变性，基本上未形成岩屑床，即使有较大的掉块也容易被清除。3、三开三开钻井液在二开井浆基础上，为了更好的抗钙镁污染补充抗盐处理剂，调整钻井液性能：初终切：1/3 Pa；滤失量8mL；粘度45s， pH值10后三开。沟6井在该井段钻井中由于钻遇高压盐水层并夹有少量的天然气，当量密度由1.30 g/cm3提高到2.15 g/cm3以上才能平稳。每次下完钻有明现后效，钻井液滤失量从6mL上升到115mL。具体情况如下：井涌情况及处理措施钻至井深3482.19米气测异常，循环钻井液性能:r:1.321.301.32,u:43s47s45s,池面上涨4.6m3。平均溢速1.7 m3/小时。当时求得钻井液当量密度为2.15gcm；将钻井液密度由：1.671.91 gcm2.00 gcm,粘度70-82s，停泵观察期间,发生间断性溢流, 溢量0.20m3,溢速0.20m3/h.溢出物钻井液及少量气泡,.测氯离子88448mg/l。 继续循环加重,比重2.002.17 gcm,粘度80-96s, 至此，井口平稳，基本恢复正常。发生溢流与钻井液密度的关系如表8及下图1所示：表8 沟6井溢流与钻井液密度的关系溢出钻井液密度g/cm31.311.321.521.631.681.901.902.002.05 溢 流 速 度 m3/h1.71.541.501.251.400.40.410.200.16备 注溢流溢流溢流溢流井涌溢流溢流溢流溢流（图1） 相应的钻井液密度与溢流速度关系冷七2井在该井段的钻井液维护处理中，是技术矛盾比较突出的井段，其特征是：在通过提高密度解决井壁剥落掉块的同时，钻开的地层因钻井液密度的增加，有井漏发生，小的一般在1m3/h左右，大的钻井液只进不出，而且是高压水层中的漏失。因此，堵漏时还不能降低钻井液原来的循环密度，否则井塌、井下出水的问题不可避免地会再次发生。这就出现了高压水层的堵漏技术。在堵漏的同时，还不能将水释放出来。所以，对于漏速大小不等，漏失压力敏感，不具备降低钻井液密度条件的井段，采用在井浆中混入2-3的随钻堵漏剂，并将35的桥浆（用井浆20m3IT复合堵漏剂配成）打入漏层后憋压2-3MPa的方法进行堵漏，获得成功。4、四开沟六井由于三开后钻遇异常高压盐水层，钻井液比重为2.10左右，下尾管封固高压盐水层；为便于四开发现油气层，根据现场施工需要，将钻井液密度从2.14g/cm3降至1.50g/cm3，粘度40s，切力：3/5Pa后四开钻。在该井段的钻探过程中，为有效地保证钻井液良好的携岩性能，清洁井眼，加大了护胶剂的用量，保持钻井液粘度：55s以上、10min切力：4-8Pa；为保持井壁稳定，加入0.5%的广谱钻井剂和B-21等，增强井壁稳定性；加入1.5%QS-和 1.5%DUP-对油气层进行屏蔽暂堵。沟6井第二次悬挂127mm尾管于149.3mm深井井眼中，施工风险较大。对钻井液性能的要求更高。为此，将钻井液粘度降至45-50s之间，全井段加入0.5%液体润滑剂，起钻前将1t固体润滑剂泵入到挂尾管井段，保证了下套管施工的顺利完成。各个施工阶段的钻井液性能如表九：表9沟6井四开各个施工阶段的钻井液性能施工内容密度gcm粘度s表观粘度mPa.s塑性粘度mPa.s动切力Pa10s切力Pa10min切力PaCL-mg/lPH值滤失量ml泥饼mm含砂量%3792-39001.5047-5529-3418-306-102-44-8151558-94-50.30.33900-39151.42-1.3852-542822649104.20.30.23915-39901.38-1.3555-6026161059151551050.30.23990-40251.35-1.3255-6026-3120-227-951015921104.50.30.34025-44001.31-1.3258-6529-3322-268-135-610-12210589-104.0-4.50.30.3电测前1.3