河坝1井钻井液技术.doc

河坝1井钻井液技术何兴华 顾发钊 许荣海 王宝田（胜利石油管理局钻井泥浆公司）摘要 河坝1井是中国石化集团公司南方勘探开发分公司在川东北布署的一口高难度的重点探井，设计井深6100.00m，实际完钻井深6126.00m，该井是迄今为止川东北地区设计最深、施工难度最大的一口探井。该井地质情况非常复杂，上部陆相地层高陡构造倾角大，坍塌严重；下部海相地层含多套压力系统，且有含硫化氢的超高压天然气层以及盐水层、盐膏层、易漏失地层等。在钻井施工中出现多次严重垮塌、井漏、喷漏同存、气侵，甚至出现卡钻等复杂事故；后期由于钻井液密度高，钻井周期长，给钻井液的维护和处理带来了极大的困难。河坝1井的顺利完井，攻克了川东北通南巴构造这一世界级难题，并取得的重大勘探成果，展示了良好的油气后备资源，为进一步扩大勘探打下了基础。关键词 河坝1井 钻井液 井眼稳定 防漏堵漏 盐膏层 高密度 抗高温 HCO3-、CO32-一、地质工程简况1、地质简况河坝1井是中国石化集团公司南方勘探开发分公司在川东北布署的一口高难度的重点探井，位于四川省通江县涪阳区陈河乡西浴溪村九组，属四川盆地东北部通南巴构造带河坝场高点。自上而下钻遇地层依次为：侏罗系中统和下统，；三叠系上统、中统和下统；志留系中统完钻。钻探目的层为下三叠统嘉陵江组二段、飞仙关组三段、石炭系黄龙组，兼探上三叠统须家河组、上二叠统长兴组、下二叠统茅口组。本井地质构造复杂，地层压力系数超高，下部有含硫化氢的超高压天然气层、高压盐水层、塑性盐膏层、漏失地层等，是迄今为止川东北地区设计最深、施工难度最大的一口探井。2、工程简况该井设计，860.00 mm 、660.40mm，444.50 mm、311.15 mm、215.90mm井眼分别钻至井深17 m、152 m、2802 m、5022 m、6100 m。实际一开完钻井深148.30 m，508.00 mm套管下深147.92m。二开完钻井深2187.00m，339.7mm套管下深2183.55m。三开完钻井深4340.00m，244.48mm+250.83mm组合套管下深4335.92 m。四开完钻井深5007.00m193.7mm套管下深5002.82 m。五开完钻井深6126 m 。二、钻井液技术难点1、一开井段的主要技术难点在于井眼尺寸大，钻井液返速低，携砂困难。2、二开地层倾角大，大段破碎地层的抑制防塌极为困难；钻井液环空返速极低，大掉块难以带出地面；加重钻井液固相控制困难，导致钻井液中的亚微米颗粒越来越多，钻井液的性能难以控制；CO2气体污染，难以接受各种处理剂；施工周期长，增加了防塌的难度；泥页岩和砂岩的交互现象，使得井眼极其不规则，出现了糖葫芦井眼，岩屑难以带出地面。3、三开高密度钻井液流变性控制；多套压力系统防漏防喷防粘卡；钻井液盐钙侵预防与处理；钻井液抗硫化氢预防与处理；钻井液高固相高温下稳定性难以保证 ；地层倾角大，大段破碎地层的抑制防塌。4、四开高密度钻井液流变性控制；多套压力系统防漏防喷防粘卡；钻井液抗盐钙预防与处理；钻井液抗硫化氢预防与处理；钻井液高固相高温下稳定性 。5、五开高密度钻井液流变性控制；钻井液高密度高温下稳定性；多套压力系统防喷防漏防粘卡；钻井液抗盐抗钙预防；钻井液抗H2S预防、HCO3-、CO32-污染。三、钻井液的维护与处理1、一开一开采用低固相聚合物钻井液体系，钻井液的技术要点在于控制钻井液的流变性能。配制1.03g/cm3、FV32S般土浆180m3、2%PAM-ST-598（1：2）胶液40m3。并将胶液以“细水长流”的方式补充到井浆中。通过控制聚合物、膨润土和流型调节剂的含量，解决大井眼携砂困难的问题。钻至井深 146.85m，在此期间配制性能为1.06g/cm3、FV37S的般土浆 120m3；配制PAM胶液7次计56m3，浓度自1.251.875%不等，维护补充井浆并用CMC-HV、流型调节剂保持井浆高粘切，保持较高的动塑比，达到了携砂良好、井壁稳定的效果。配方：56%般土+0.40.5%纯碱+0.30.4%聚合物+0.20.3%CMC +0.050.1%LT-1。2、二开本井二开先后钻进上下沙溪庙组地层；棕色、棕红色泥岩，灰色砂岩。钻头尺寸444.5mm。由于二开井眼尺寸大，钻井液返速低，先采用具有较高的动切力和较强的悬浮能力的正电胶聚合物钻井液体系，后期采用聚磺防塌钻井液体系以控制下部地层井塌。钻进过程中及时补充聚合物胶液和正电胶，保持钻井液具有较高的动切力和静切力。体系1：正电胶聚合物钻井液上部井浆+0.20.5%PAM（KPAM）+0.10.3%MMH（LT-1）+0.20.5%LS-2（ST-598）+12%SMC（FTJN）+0.20.3%XY-27（NPAN）+加重剂体系2：聚磺防塌钻井液 46%膨润土 + 0.30.5%纯碱 + 0.20.3%KOH + 35%SMP-1+ 24%SMC+35%JD-4+46%SEB+0.30.5%KPAM+0.20.3%MMH.采用纯碱处理受水钻井液污染的钻井液，然后在上部井浆的基础上加入PAM、ST-598（NPAN）、FTJN、MMH等药品将原井浆逐步转化为正电胶聚合物钻井液。钻至井深1492m，转化为聚合物磺化钻钻井液，为了改善钻井液抑制性，使用聚丙烯酸钾代替聚丙烯酰胺，同时使用沥青改善钻井液封堵性，使用树脂类、褐煤类降失水剂配合使用的方法降低钻井液的滤失量，增加地层的稳定性。3、三开本井三开钻进，钻头尺寸为311.1mm。 采用聚磺防塌钻井液体系钻进，依次钻遇下沙溪庙、千佛崖、自流井、须家河、雷口坡、嘉陵江地层，岩性为泥岩、软泥岩、 砂岩、页岩、砾岩、白云岩、盐岩、膏岩、灰岩。三开钻进过程中出现了多次漏失，漏失总量为676.13m3。聚磺抗钙防塌钻井液体系： 34%膨润土+0.40.5%KPAM + 0.20.3%KOH + 35%SD-102 + 34%PLG-1+35%JD-4+23%SD-202钻进期间，以补充聚合物胶液为主，同时配合适量的降失水剂（SMP-1、RSTF、SD-102）和氢氧化钾控制钻井液的滤失量，控制中压失水小于5ml，高温高压失水小于15ml。保持钻井液低粘、低切和适当的动切力 。钻井液的粘度基本保持6070s，同时特别是进入海相地层后，为防止硫化氢和硬石膏对钻井液的污染，加大了烧碱的用量，保持PH值在10-11。加重过程中控制加重幅度，每个循环周不超过0.03g/cm3,并且严格按循环周加入，保持钻井液密度均匀。4、四开地层以灰岩、白云岩和石膏岩为主，地层相对稳定，嘉陵江二段、飞仙关三段、长兴、茅口、黄龙为该井目的层。地层压力梯度分布：嘉陵江二段止飞仙关四段为1.60-1.80 g/cm3，飞仙关三段以下为1.80-2.05 g/cm3。该井段高压气层常伴有高浓度硫化氢。 该井段钻井液密度高，地层存在多套压力系统，钻井液要具有防漏防喷防粘卡特性，抗盐钙污染，和优良高固相高温下稳定性 。选择聚硅醇抗钙防塌钻井液体系，其配方：2-3%膨润土+0.2-0.4%KPAM+0.1-0.3%NaOH+3-4%SD-102+1-2%SJ-1+2-3%SD-202 +2-3% 聚合醇+3-4%润滑剂+除硫剂+加重剂+超细碳酸钙+2-3%SMT5、五开采用聚硅醇抗钙防塌钻井液体系：2-3%膨润土+0.2-0.4%KPAM+0.1-0.3%NaOH+3-4%SD-102+1-2%SJ-1+2-3%SD-202 +2-3% 聚合醇+3-4%润滑剂+除硫剂+加重剂+超细碳酸钙+2-3%SMT。钻井液的在主要难题在于加重钻井液的固相控制。对于加重钻井液，为了避免加重材料的浪费，避免使用离心机，尤其是在密度在2.30g/cm3以上的钻井液，采用离心机会造成钻井液中的加重材料大量流失，而有害固相有不能有效清除，并且存在钻井液密度难以维持的问题。为了控制钻井液的固相含量，采用化学包被与机械清除相结合的办法控制钻井液中的劣质固相含量。震动筛采用200目筛布，并保证震动筛利用率100%，除砂器利用率在90%以上。四、复杂情况处理1、漏失及堵漏河坝1井完钻井深6126.00m，在钻井过程中，钻遇多套异常高压地层，多套压力系统分布不平衡，导致钻井过程中极易发生漏失，过高的压差给钻井工作带来很高的难度，高压差下的堵漏防漏工艺是该井成功钻达目的层的关键。全井共发生漏失24次，漏失钻井液达1855.76m3，在本井主要采用了桥堵和承压堵漏。低密度井段主要采用桥堵，高密度井段主要采用桥堵和承压堵漏两种方式。预防措施：钻进过程中，在井下条件允许的情况下，钻井液密度尽量采用设计下限，保持近平衡压力钻井。如油气活跃需加重时，通过关井求压的办法，确定合理的钻井液密度，防止盲目的加重压漏地层。下钻要控制下放速度，井深超过700米后要挂辅助刹车，每下一柱时间不能少于45s，防止下钻速度过快造成激动压力过大压漏地层。下钻过程中要分段循环钻井液，应采用“先转动后开泵”，裸眼井段每下10至20柱，开泵循环一次，开泵要缓慢，并且排量由小到大，以避免因瞬时激动压力过大而引起井漏。在满足井眼净化的前提下，尽可能采用小排量钻进，同时，钻井液的动静切力要适当，尽量降低环空循环压耗，减少或减轻井漏。下钻遇阻不得硬下，要提到正常井段开泵循环钻井液，不得在遇阻井段开泵，防止蹩漏地层。循环加重时，要控制加重速度，一般情况下，每周幅度不超过0.05g/cm3，连续加重不超过两周，加重要均匀，防止不均匀而引起井漏。钻至漏失井段前，钻井液堵漏材料要准备好，并储备足量的钻井液。2、 防塌技术河坝1井所处川东地区地质构造复杂，有相当一部分构造属于高陡构造，高陡构造隆起幅度高，两翼地层倾角陡，本井上沙溪庙组至须家河组地层倾角为3843，且地层破碎，断裂发育；部分构造应力集中，钻遇的沙溪庙组至自流井组(0-3184m)含泥质较重，该层段主要岩性为泥岩、页岩、砂岩互存，加之高陡构造地层倾角大，是川东垮塌多发层段之一；同时下部二叠系龙潭组、梁山组地层存在着页岩及夹煤层垮塌层段。山前高陡构造带地层地应力复杂，下部煤层和碳质泥页岩垮塌严重。本井出现过几次垮塌：井深889m时，井下蹩钻严重，返出部分掉块，岩性为紫红色泥岩，通过提高钻井液密度（1.161.25 g/cm3）后，井下恢复了正常钻进。钻进至1090m，岩性为棕红色泥岩夹褐色砂岩，钻进中有蹩钻现象，返出掉块较多，当时钻井液密度为1.26 g/cm3，通过在钻井液中加入了沥青类防塌剂，井塌基本上解决。钻进至2181.52m出现严重的垮塌 ，在划眼过程中，划眼困难，蹩跳钻严重。河坝一井的钻进施工过程中采取了以下几项防塌技术措施：1）、采用能抗高温的聚磺防塌钻井液体系，钻井施工时配合其他防塌材料进行日常维护，保证钻井液流动性能和携砂性能稳定。2）、降低钻井液失水，减轻钻井液对地层浸泡。3）、加强钻井液滤液的强抑制性，增加钻井液滤液粘度。正常钻进及处理事故过程中及时补充浓度0.51%的聚合物胶液，保持钻井液的强胶结性和强抑制性。PH值控制剂采用KOH，为钻井液滤液提供更多的K+，通过K+对粘土矿物的稳定来增强井壁的稳定性。4）、加强钻井液强封堵效果，定期补充磺化沥青、水分散乳化沥青，保证其含量不低于4%，通过沥青类药品的软化点使钻井液具有较强的封堵作用，有效的抑制地层垮塌。5）、控制力学平衡，维护井壁稳定。钻进过程中，在实现有效封隔的基础上，根据井下实际情况调整密度确保安全钻进，若钻井液密度不能平衡坍塌压力，则适当提高密度，保持井眼稳定。6）、加强工程配合，预防井塌。为防止由于工程原因造成井塌，严格控制起下钻速度、平稳开泵，防止压力激动过大使井壁坍塌，起钻按规定及时灌满钻井液，严禁起钻硬拔或拔活塞，防止拔塌地层。活动钻具时，严禁大幅度的活动钻具，防止产生过大的激动压力，造成井塌。总之，在高倾角地层的硬脆性泥页岩的防塌过程中，要以力学平衡为关键，加强物理封堵和机械封堵，增强钻井液的抑制性和胶结性，努力降低滤失量，提高滤液的抑制性，减少激动压力。3 、膏盐层污染本井钻遇的膏盐层是硬石膏，过去一般采用石灰钻井液。结合本井的特点，钻井液密度和固相高（下部井井密度高达2.0 g/cm3以上），井温也在130左右，后期有可能引起钻井液的的固化，况且使用石灰钻井液也不好维护。因此把聚磺钻井液转化为聚硅醇抗钙钻井液是可行的方案之一。通过分析本井钻井液可以看出：钻井液存在的主要问题是固相问题，表现为固相多和细。调整钻井液的关键是清除和降低大量的的无用固相。为验证降低固相后钻井液是否抗污染，先进行几组室内小型实验：取井浆+10%30%的清水，然后分别再用这三组实验做抗污染实验，实验结果见表1 。表1井浆稀释后性能及抗污染实验钻井液处理情况密度g/cm3粘度 S失水ml切力Pa井浆1.58654.86/20井浆+15%清水1.51564.64/17井浆+30%清水1.46455.43.5/11井浆+15%清水+2%羧甲基酚醛树脂+2%石膏1.51574.24.5/18井浆+30%清水+2%羧甲基酚醛树脂+2%石膏1.46484.03.0/12井浆+15%清水+2%羧甲基酚醛树脂+2%食盐1.51584.04.5/16井浆+30%清水+2%羧甲基酚醛树脂+2%食盐1.46473.83/11通过实验可以看出，固相降下来，钻井液的抗污染能够解决。为了解决钻井液的抗污染问题，本井在现场施工中采取了以下具体措施。1）、严格控制固相含量和防止固相细分散，过多的无用固相和固相细分散必然导致钻井液性能难以控制，其中细分散更占主导作用，细分散的颗粒，影响钻井液性能严重而且难以被清除，只有通过稀释和替换的办法。2）、选用好的抗盐和抗钙处理剂，钻遇前适当加大用量。3）、控制PH值10，间接调整钙离子浓度，从而控制了钻井液的流变性能。4）、施工周期长的井，要防止钻井液老化问题和固相细分散问题。5）、深井施工中尽量少使用分散剂。6、预防为主，做好基础工作，要分清重点。从始至终都加强固控设备的使用，转化前200 300m再对钻井液进行稀释和替换，效果较好。本井钻至井深3744m开始钻遇石膏层，钻进期间继续补充抗盐、抗钙处理剂和聚合物物胶液，调整控制PH值10，钻至三开完钻井深4356.8m，共钻纯膏盐层近300m，钻井液性能未发生大的变化（粘度、失水、切力 ），满足了钻井施工和井下要求，完井电测也证明膏盐层井段扩大率10%。4、高密度抗高温钻井液性能维护 四开在钻至嘉陵江二段（4481.88-4523.86m）突遇异常高压气层，用密度2.14g/cm3钻井业液方可压稳，测试地层压力93.64Mpa，钻进施工中最高达到2.40g/cm3。用高密度钻井液钻进，下步可能出现大型漏失，恶性的喷、漏层会暴露在同一裸眼中，特别是飞仙关组三段、上二叠统长兴组、石炭系黄龙组等目的层的裂缝比较发育，用高密度钻井液钻进都可能出现大的漏失，钻井液液柱压力将迅速降低；嘉陵江组二段高压层的气体将串入井筒，并迅速滑脱到井口聚集；另外高密度钻井液固相含量高、摩阻大、粘度高、润滑性差，易造成起下钻困难，电测遇阻卡等问题；高密度钻井液的滤失量难以控制、压差导致的析水及深井钻井周期长，钻井液对井壁的作用程度、范围随时间的延长而扩大；深井地层高温对钻井液性能产生影响，导致钻井液的“失稳”。针对以上技术难点，现场首先确定采用满足设计要求的聚硅醇抗钙防塌钻井液体系，该体系特殊的堵漏作用机理，具有良好的封堵微裂缝效果，另采用屏蔽暂堵工艺，提高了高密度钻井液条件下地层承压能力，减少钻井液的漏失量，解决了漏喷同存的技术难题。高密度钻井液稳定性取决于合适的粘土含量和足够有效的护胶材料，如果钻井液中的MBT含量和低密度固相含量太高，会造成钻井液性能失控，粘切很难控制；钻井液中的MBT含量和低密度固相含量太低，致使钻井液悬浮能力降低，钻井液稳定性差，会出现重晶石或铁矿粉沉淀。所以，控制好钻井液中的般土含量至关重要，应选择适当的般土含量，保持般土含量1020g/L之间；针对钻井液抗温、抗污染性问题，现场重点来改善钻井液热稳定性，保持进出口的流变形、造壁性，钻井液经高温后，仍能保持良好的性能，同时处理剂具有一定的抗盐、抗钙能力。选用抗高温抗饱合盐水的降失水剂SMP-II、 FT-1、 SPNH、 SPC-II和浓度为0.1-0.5%的PAC-141、 KPAM聚合物胶液，降低高温高压失水，改善高温高压泥饼质量。提高钻井液的滤液粘度，增强钻井液本身的结构力；同时加足润滑剂，防止高密度钻井液下的压差卡钻。5、 HCO3-、CO32-污染钻至井深1330.2m时，钻遇含有CO2气体的地层，CO2气体侵入井筒，与钻井液中的水反应生成碳酸，造成钻井液PH值下降，粘切明显升高。通过室内实验测定CO32-浓度高达10909 ppm。在小型实验的基础上向井浆中加入CaO 0.4t，钻井液性能得到明显好转。在后续作业中采取如下措施：a、加入高碱比的SMT液稀释钻井液,降低粘、切；b、加入消泡剂JD-1消泡;c、加入CaO中和CO32-；d、必要时适当提高钻井液密度控制污染源。后期河坝1井由于钻进过程中所使用处理剂地影响和钻遇高压气层后，气层中的部分C02气体再次侵入钻井液中， HCO3-含量高达31560mg/L，CO32- 含量高达11720mg/L。因该井使用的钻井液密度在2.15g/cm3 以上。钻井液的固相含量高达35%左右，所以做好小型实验，特别是高温固化实验有为重要，避免因石灰或水泥加量不准确，而造成的井下复杂。通过使用石灰和水