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1、乍得H区块井壁失稳及钻井液技术浅析第28卷第5期2011年9月钻井液与完并液DRILLINGFLUID&COMPLET10NFLUIDV_01.28NO.5Sept.2011文章编号:10015620(2011)050031-03乍得H区块井壁失稳及钻井液技术浅析杨海军,屈沅治,张毅,齐国忠,徐江涛,黄兴龙,赵云飞4(1.中国石油集团钻井T程技术研究院,北京;2.中国石油西部钻探公司克拉玛依钻井公司,新疆克拉玛依;3.中国石油新疆油田分公司开发公司,新疆克拉玛依;4.渤海钻探第二钻井工程分公司,河北廊坊)摘要乍得H区块钻井过程中发生的井壁坍塌,井眼缩径等井壁失稳问题极大地影响了该区块的
2、开发进程.因此,对乍得H区块发生的井下复杂情况进行了梳理,采用x射线衍射法进行了岩心黏土矿物组分分析,结合现场使用情况,优化了BioPro钻井液配方,加强了体系抑制性,减少了钻屑水化分散,及时清除有害固相,并提出了适合该区块有关钻井液的部分合理建议.关键词乍得H区块;泥页岩;黏土矿物组分;缩径;井壁垮塌中图分类号:TE254.3文献标识码:A2004年,中油国际乍得有限公司在乍得H区块钻成第1口探井1,取得了重要油气发现,随后在该区块进行了持续滚动开发.H区块自上而下地质分层主要有:Quat-Tert,Baobab,Ronier,Kubla,Cailcedra,Kila,Prosopis,Mi
3、mosa组等,上部地层有流沙层,砂砾层,泥页岩层,井深500-800m以下地层岩性逐渐以泥岩,泥页岩,砂质泥岩为主,储层主要分布在Ronier组的下段,Kubla,Mimosa组J.在钻井过程中该区块时有发生井壁坍塌,井眼缩径等井壁失稳问题,影响了开发进程.乍得采用欧洲环保标准,油气钻井明确禁止使用油基钻井液及盐水钻井液,要求氯离子浓度小于3000mg/L,钻井液的使用因此受限,导致乍得H区块井壁失稳问题一直没能有效解决.对乍得H区块钻进过程中发生的井下复杂进行了梳理,分析了现用钻井液体系的性能,提出了适合该区块钻井液的部分合理建议.1井壁失稳情况目前乍得H区块已完井井例中,最大深为3300m
4、,平均井深为2000m.钻井过程中,一般采用二开井身结构,一开用311.2mm钻头钻至井深300m左右,二开用西215.9mm钻头钻至目的层.钻井过程中发生的井下复杂问题大多与井壁失稳有关.1)井壁掉块和垮塌严重,易形成大肚子井眼,井径不规则,导致起下钻不顺畅,电测一次成功率低等复杂问题.截至2011年6月,该区块累计完井147口,完井电测一次成功率为87%,完井电测遇阻l9口,电测遇阻多发生在Kubla,Ronier层段.例如,Ronier-1井:在7801060m,16501800m井段出现严重的井壁坍塌;Mimosa一3井:9201100m及1350m至井底出现严重的井壁坍塌,钻进和完钻
5、通井过程中返出大量的薄片状或长条状页岩掉块,下电测仪器困难,起下钻过程中多次严重遇阻;RonierS一1井:井壁坍塌现象严重,600860I13,10801220m井段的井径扩大率分别达到40.26%和41.60%,最大井径为612.38mm/l111.91m;Ronier-5井:坍塌井段为426771m,井径扩大率为18.27%,最大井径为382.52mm/427.33m;Ronier-6井:607868m,137019231TI,22562431m,25872718m井段井径扩大率分别达到18.54%,6.86%,5.05%和11.7l%,最大井径为403.86mm/1705.67in,通
6、井后下入177.8mm套管过程中在井深1700in遇阻,开泵困难,循环建立后出现很多掉块,大的掉块长第一作者简介:杨海军,工程师,1967年生,现在主要从事钻井液技术现场服务工作.地址:北京市学院路20号钻井液所;邮政编码100083;电话(010)83597264;Email:yanghj_.32钻井液与完井液2011年9月7cm.套管下到井底后,无法建立循环,不得不起钻,甩掉所有套管,通井用时12d;RonierN.1井:坍塌井段为305889m,井径扩大率为41.49%,最大井径为399.03mm/400.21m;Ronier61井:从测井曲线图上可以看出300915m为大井径段,在87
7、5918m井段有井径达431.8mnl的大肚子(平均约为381mil1),第1次电测遇阻,第2次电测在1111m遇阻,通井后第3次测井成功.2)缩径严重.钻遇泥岩段时易发生水化缩径,而钻遇大段砂岩时,易形成厚泥饼缩径.对147口已完钻井起下钻超拉的统计结果表明,超拉井段多集中在Kubla,Mimosa,Ronier层段,其中Kubla层段超拉最为严重.Kubla层段以泥岩为主,黏土含量高,钻屑吸水膨胀后黏性大,易相互黏接成块,在钻具旋转拍打及泵排量不能满足及时携带情况下黏附井壁形成假泥饼,使井眼缩小,起下钻困难.例如,Ronier-1井:在11501500m井段发生严重的井眼缩径.钻至井深14
8、57m,起钻换马达,遇到严重的井眼缩径(1405987m),在井深1048m处卡钻;Ronier-2井:在8501000m井段也出现井眼缩径现象;RonierS.1井:发生的井眼缩径使井下经常发生下钻遇阻起钻遇卡现象,缩径井段为974l066m,遇阻负荷为1323t,12401331m遇阻负荷为512t;14001600m遇阻负荷为27t;Mimosa一4井:在8251205m井段划眼起钻过程中发现多个缩径点,而缩径井段多为新井段;RonierC一1井:短程起下钻时在14751037m井段出现井眼缩径现象,遇卡负荷为14t;RonierCN.1井:短程起下钻过程中在1911m,1889m,18
9、86m,1853m,1399m,1105m,10991077m出现井眼缩径现象,遇卡负荷为18t;Ronier-5井:短程起下钻过程中在1398m,1345m,l505m,1524m出现井眼缩径现象,遇卡负荷为14t;Ronier-6井:11751462m缩径井段遇卡负荷为518t;18921968m和21152124m井段遇卡负荷为23t;在27902785m起钻时超拉达到27t;Palmier-1井:在14081354m井段起钻时超拉达到30t.2地层岩性分析乍得H区块地层层理面和微裂隙发育丰富,质脆易断,岩石整体稳定性差.对乍得H区块不同井不同井段的岩心及岩屑进行了X_射线衍射分析,实验
10、结果见表1.表1中结果表明,岩样中均含黏土矿物,所含黏土矿物与地层埋深层位有关,其黏土矿物总量为12.3%-47.1%;黏土矿物组分多为伊/蒙混层,不含蒙脱石组分,伊利石和高岭土的含量也较少,伊/蒙混层中蒙脱石的混层比占15%45%,说明岩样遇水均会水化膨胀,且蒙脱石的混层比数值越大,岩样越易吸水膨胀,导致钻井过程中地层坍塌压力升高,当钻井液液柱压力不能平衡坍塌压力时,井壁失稳,出现掉块,坍塌现象.这一点与乍得H区块钻井现场发生井壁失稳的井下复杂情况相符.表1黏土矿物组分相对含量分析井号混层比/%I/S注:黏土中C/S的含量为33%,其混层比为30%.由于乍得H区块地层泥页岩中伊/蒙混层组分多
11、,易吸水水化,造成钻进过程中井壁剥落掉块,甚至引起井壁坍塌等井下复杂事故.除采取提高钻井液密度平衡压力外,还可以通过抑制泥页岩的水化膨胀,封堵地层微裂缝,降低钻井液滤失量等方法协同综合处理.3现场钻井液技术乍得H区块地温梯度为233.5oC/100m,使用钻井液密度为1.081.5g/cm.一开井段采用膨润土.聚合物钻井液,二开井段采用BioPro钻井液,处理剂包括KPAM,PAC,NHHPAN,XC,SMP一1,SPNH,GWJ,Polycol等.Bio.Pro钻井液用有机硅和聚合醇作主抑制剂.统计结果表明,该钻井液部分解决了钻井过程中井壁掉块的问题,但井壁垮塌,缩径等井下复杂事故仍时有发生
12、.为解第28卷第5期杨海军等:乍得H区块井壁失稳及钻井液技术浅析33决现场出现的井下复杂情况,并结合BioPro钻井液的现场应用及维护情况,提出应从以下3个方面改进该钻井液性能.3.1流变性在现场应用中,Bio.Pro钻井液的黏度切力会随着井深的增加而增大,甚至失去控制.为了维持钻井液的流动性,不得不排放高黏度,切力的老浆,补充新配制的低黏度,切力的新浆.而新补充的钻井液性能不能即时满足地层的需要,使井壁失稳的几率大大增加.BioPro钻井液采用有机硅和聚合醇为主抑制剂,不能有效控制钻屑造浆,钻屑在钻井液中水化分散,泥页岩孔隙流体中的多价离子(如Ca2,Mg)进入钻井液中,与现场用的有机硅处理
13、剂形成不溶性沉淀4】,且pH值为中性到酸性的孔隙流体能引发有机硅凝胶化,凝胶及形成的沉淀对Bio.Pro钻井液的流变性能产生了极大的影响,随着钻井井深的增加,钻井液的流变性能越来越难以调控.表2是Baobab一5井二开各井段采用Bio.Pro钻井液(配方如下)钻进时的性能参数,该井完钻井深为19501TI.32m一开井浆+801TI清水+1%GWJ+2%Polycol+I%PACL+0.5%KPAM+0.5%NHHPAN+0.15%PAC.RL+重晶石表2Baobab一5井二开各井段钻井液性能35010011.19l_26456015255101229.5100l16351.261.38567
14、82230101528.540163519501-381.45578027351l13.540553501001(0.52.O)/(1.05.0)5.05.80.30.410011635(1.03.0)/(5.510.0)3.54.50.51.016351950(1.O3.5)/(10.O25.O)3.04.51.0-1.4可以看出,随着钻井深度的增加,Bio.Pro钻井液的黏度切力明显增大.因此,在现场应用中,应简化钻井液配方,加强体系对钻屑的抑制包被l生能,尽可能减小钻屑的水化分散,增加固控设备对钻屑的清除效率;加强对有机硅等处理剂的质量监控,或在BioPro钻井液中避免使用有机硅等处理剂
15、.3.2钻井液配方的优化乍得H区块设计井深从11503300nl不等,井底条件不尽相同,加上乍得远离国内,运输补给线漫长,须及时储备和补充各种处理剂.目前,在现场应用的BioPro钻井液中添加了液体胺基抑制剂SlAT,该处理剂含有极性胺基,易被黏土优先吸附,对泥页岩水化具有良好的抑制效果3,510在乍得现场,采用井浆添加不同浓度SIAT进行实验,测试钻井液l生能的变化,结果见表3,井浆配方如下o321TI.一开基浆+80m清水+I%PACLV+0.5%KPAM+O.5%NHHPAN+0.15%PACRL+重晶石表3现场井浆添加不同浓度SIAT前后的性能变化表3中结果表明,在井浆中加入0.5%S
16、IAT,黏度有小幅增长,当SIAT的浓度增至1.0%,1.5%后,钻井液的黏度基本没有变化;体系中添加SIAT后,API滤失量基本没有变化,观察所形成的泥饼发现,添加SIAT可改善泥饼质量,形成的泥饼坚韧.用以上井浆相同的配方及乍得现场的钻屑,进行室内添加SIAT前后钻井液的钻屑回收率实验.未添加SIAT的BioPro钻井液的钻屑回收率为58.9%,添加0.5%SIAT的BioPro钻井液的钻屑回收率为76%,结果表明,添加0.5%SIAT后BioPro钻井液的钻屑回收率明显提高,抑制性能相应增强.在该区块的BaobabN一8,N一9和N.10井的现场应用中,添加了(0.5%1.0%)SIAT
17、以优化原有BioPro钻井液.钻进过程中,返出钻屑规则,钻屑可见清晰切削齿痕.与邻井BaobabN一4井比较,采用添加SIAT的BioPro钻井液钻进的3口井在泥岩含量多的上部井段的井径更加规则,SIAT的添加明显增强了BioPro钻井液抑制泥岩水化的能力.BaobabN一10井与BaobabN一4井的井径曲线对比见图1和图2.(下转第37页)札一一一一n一一舢T一一卯咖一M%一0第28卷第5期肖金裕等:川东地区高陡构造vTK垂直钻井配套钻井液技术376认识及结论1.在川东地区高陡构造高倾角井使用VTK垂直钻井技术能解决直井段的防斜问题,并能大幅度提高机械钻速,为下步深井段的安全快速钻井打下坚
18、实基础.2.高倾角易塌井段采用活度平衡防塌钻井液体系能防止泥页岩垮塌,确保VTK设备的安全.3.通过优化活度平衡防塌钻井液体系配方,充分突出体系的强抑制,超低渗透,平衡滤液活度特性,成功实现了化学防塌,并较大程度地降低了使用钻井液密度,从而提高了钻井速度.4.活度平衡防塌钻井液体系具有很强的抑制封堵防塌能力,能有效解决川东地区高地层倾角井及易坍塌泥页岩地层井塌技术的瓶颈难题.参考文献1冯学荣.川东地区得杂地质条件下的深井钻井液技术J_钻井液与完井液,1999,16(1):4245.2王仕水.川东复杂地层防塌技术初探J_钻井液与完井液,1999,16(2):4244.(收稿日期2011-0620
19、;HGF=I104F6;编辑付碉颖)注:1in=25.4narfl.图1BaobabN4井的井径曲线毒婊注:图2BaobabN.10井的井径曲线3.3控制固相含量乍得H区块从地表至井底泥岩含量高,几乎全井段钻进过程中产生的钻屑均容易分散和造浆,应强化四级固控设备的高效使用,避免有害固相的积累,实现Bio.Pro钻井液的低固相,保持良好的钻井液性能,降低起下钻过程中阻卡的严重程度.4识与建议乍得H区块钻井现场发生的井壁失稳,除采取提高钻井液密度平衡压力外,还应通过抑制泥页岩的水化膨胀,封堵地层微裂缝,降低钻井液滤失量等方法协同应对.优化Bio.Pro钻井液配方,强化BioPro钻井液对钻屑的抑制
20、包被性,减小钻屑的水化分散,增加固控设备对钻屑的清除效率.参考文献【1】张金波,彭小红,高峰,等.环保钻井液BioPro体系在乍得的成功应用【JJ.钻井液与完井液,2009,26(1):6768.2史玉玲,侯读杰,窦立荣,等.乍得H区块Bongor盆地原油母质生源特征J】.石油地质与工程,2011,25(1):5-9.3姜治,张亮,董学明,等.阳离子聚合物钻井液在乍得H区块的开发应用J1.石油科技论坛,2010(4):6062.4vanOortE.OnthephysicalandchemicalstabilityofshalesJ.JournalofPetroleumScienceandEngineering.2003.38(34):228229.5】屈沅治.泥页岩抑制剂SIAT的研制与评价J.石油钻探技术,2009,37(6):5357(收稿日期2011-410;HGF=I105MlO;编辑马倩芸)