新型酸液解卡剂在玛湖区块的应用

2021-12-28耿清雷于景锋王战卫段明祥高彦鹏贾志光

钻采工艺 2021年5期

耿清雷，于景锋，王战卫，段明祥，胡强，高彦鹏，贾志光

1中国石油西部钻探工程有限公司 2中国石油新疆油田公司 3洲际海峡能源科技有限公司

1 玛湖区块作业概况

玛湖油田位于准噶尔盆地，是世界已发现的最大砂砾岩油田,主要开发玛北斜坡及玛西斜坡百口泉组的超深致密砂砾岩储层，当前所钻采油井多为三开水平井[1]。设计井深5 000～6 000 m，水平段长800～3 000 m,钻井液体系为钾钙基聚合物钻井液体系。根据当前三开井身结构，克下组井斜大于30°井段需钻遇大段褐色泥岩，水平段易钻遇褐色泥岩夹层[2]。该褐色泥岩水敏性强，易水化分散，螺杆钻进滑动托压严重，粘卡风险高。以往使用油基解卡剂解卡，存在浸泡时间长、多次浸泡、施工周期长、成功率低、成本高等不足，耽误时效，经济损失大，因此探究出适合该区块的高效解卡剂非常必要。

2 玛湖区块粘卡风险原因分析

滤饼是造成粘吸卡钻的内在原因[3]。玛湖区块所钻水平井使用钾钙基聚合物钻井液体系。若钻井液抑制性不足，褐色泥岩小颗粒以亚微米颗粒分散到钻井液中形成滤饼。另外，褐色泥岩段微细裂纹发育，钻头破碎岩石后，褐色泥岩表面被水浸润之后，在微细裂缝中形成一层吸附膜，造成褐色泥岩的破碎、剥落，这点根据测井井径数据得到验证。褐色泥岩相对稳定后，褐色泥岩表面的分子、离子表现出极性，在这部分未平衡力场的作用下吸附钻井液中带异性电荷的粒子。加之在钻井液液柱压力作用下，井壁上形成滤饼，这些滤饼成份复杂，性能比砂岩段的滤饼差。在钻具静止状态下，受重力作用滤饼中的液体进入地层，滤饼孔隙压力逐步降低与地层压力接近。钻具长时间不活动，钻具与井壁滤饼接触面积逐步扩大，上提摩阻逐步增大，容易造成粘卡。玛湖区块褐色泥岩段多次卡钻也印证了这点。

3 油基解卡剂和酸溶性解卡剂作用机理分析

3.1 油基解卡剂解卡作用机理

油对水基钻井液滤饼有高达几千磅力毛细管压力，会快速渗透到滤饼孔隙中，使滤饼收缩变薄，从而减少接触面积、减小压差，解除粘卡。

3.2 酸溶性解卡剂解卡作用机理

酸溶性解卡剂中氢氟酸、盐酸能与灰色砂砾岩、褐色泥岩中的石英、膨润土、钙质物等发生化学反应，使粘卡井段滤饼及阻塞物迅速溶解或体积缩小，从而减少钻柱与滤饼接触的围包角和接触面积，快速解除钻柱压向井壁的压差，来促使钻柱放松到自由状态。酸液与碳酸盐岩、黏土、砂砾岩等岩石反应的化学方程式如下:

与碳酸盐岩反应：2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2↑以及2HF+CaCO3=CaF2+H2O+CO2↑。

与砂砾岩主要成分SiO2反应：SiO2+6HF=H2SiF6+2H2O。

与膨润土反应：36HF+Al2Si4O10(OH)2=4H2SiF6+12H2O+2H3AlF6。

4 室内评价对比实验

4.1 三叠系百口泉组褐色泥岩及白色荧光砂砾岩矿物组分

4.1.1 褐色泥岩矿物组分

三叠系百口泉组褐色泥岩矿物组分见表1。

表1 百口泉组褐色泥岩矿物X衍射组分表

4.1.2 灰色荧光砂砾岩矿物组分

三叠系百口泉组灰色砂砾岩矿物组分见表2。

表2 百口泉组灰色砂砾岩矿物X衍射组分表

4.2 室内解卡效果评价

4.2.1 油基解卡剂室内解卡评价实验

对油基解卡剂进行滤饼龟裂纹实验，结果证明，4 h加压浸泡后仅出现1 条裂纹(图1(a))，8 h加压浸泡后出现了较多的龟裂纹(图1(b))，12 h加压浸泡后出现了密集的龟裂纹(图1(c))，说明解卡剂在12 h内达到最佳解卡效果；同时还可看出油基解卡剂要起到最佳解卡效果需要的时间较长。

图1 滤饼浸泡油基解卡剂形貌

4.2.2 酸液解卡剂室内评价实验

4.2.2.1 酸液解卡剂配方优选

配方1：15%盐酸+1.5%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方2：15%盐酸+2%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方3：15%盐酸+3%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方4：15%盐酸+4%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方5：20%盐酸+1.5%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方6：20%盐酸+2%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方7：20%盐酸+3%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

配方8：20%盐酸+4%氢氟酸+1.5%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。

4.2.2.2 酸溶性评价方法

(1)准确称取在105 ℃条件下烘干的褐色泥岩粉末样品1 g(精确到0.001 g)和灰色荧光砂砾岩粉末样品1 g(精确到0.001 g)，混合加入到已经准确称量的20 mL瓷坩埚中。

(2)用5 mL玻璃吸管吸取已配置好的酸液解卡剂，逐渐滴加到装有褐色泥岩和灰色荧光砂砾样品的瓷坩埚中，观察到酸液解卡剂与样品发生剧烈反应，样品逐渐溶解，直到不再有气泡产生或气体释放出来，说明反应完全，停止滴加酸液解卡剂，反应全过程不超过10 min。

(3)把残余物连同瓷坩埚一同放入烘箱，105 ℃恒温条件下烘干1 h后取出，迅速放入干燥器中冷却至室温，然后准确称量。

4.2.2.3 酸溶率计算

ρ=[(M0-M1)/M0]×100%

(1)

式中：ρ—褐色泥岩和灰色荧光砂砾岩酸溶率，%；M0—未酸溶前瓷坩埚和样品的质量，g；M1—酸溶后瓷坩埚和残余物的质量，g。

4.2.2.4 酸溶性实验结果

酸液解卡剂配方效果统计见表3。

4.2.2.5 酸溶性评价结论

从表3酸溶性实验结果可以看出：在浸泡时间10 min情况下，配方3中酸液解卡剂酸溶率最高81.48%，说明配方3中采用15%盐酸+3%氢氟酸对褐色泥岩和灰色荧光砂砾岩酸蚀溶解能力最强，注入到粘卡井段可快速溶蚀滤饼或褐色泥岩坍塌掉块，减少或破坏钻具与井壁滤饼之间的围包角，降低钻具与井壁之间的压差，解除粘卡事故；从表3中还可以看出酸液解卡剂溶蚀褐色泥岩和灰色荧光砂砾岩粉末的速度快、时间短，说明其解卡效率高。

表3 酸液解卡剂配方效果统计表

5 酸液解卡现场流程

(1)卡点判断。粘卡是在钻柱静止的状态下发生的[4-6]。粘卡后现场可大概测算卡点位置，卡点位置通常是在钻铤或加重钻杆部位。

(2)酸液解卡剂配制。稀释浓度30%工业盐酸至浓度15%盐酸，同时补充1.5%缓蚀剂、3%氢氟酸和1%铁离子稳定剂。本区块粘卡多发生在近钻头钻具组合位置，大约需要6～8 m3的酸液解卡剂；采用耐酸搅拌罐常温搅拌配置即可。

(3)配隔离液。同密度井浆+0.2%黄原胶，调整黏度120 s左右，密度与井浆密度相同。

(4)注入程序。开始注入配置好的前置隔离液4 m3，然后泵入酸液解卡剂6～8 m3，再注入后置隔离液4 m3，泵送原井浆顶替到位，钻具里预留1～2 m3，活动钻具期间顶替使用。

(5)待解卡。期间上下活动，或蹩扭矩上下活动钻具，注意观察悬重变化。

6 现场实际解卡案例

6.1 解卡案例

6.1.1 案例1

发生经过：MaHWX井2020年11月27日19∶40循环完坐吊卡,钻头位置5 148 m。2020年11月27日20∶00接顶驱开泵，泵压正常，上提160 t未提开，扭矩18～30 kN·m,未扭开，带扭上提120 t未开，放至原悬重释放扭矩，上提160～180 t未开；判断钻具静止时间超过10 min，发生粘卡。钻井液密度1.70 g/cm3，黏度65 s，失水3 mL。之后制定泡酸措施。

解卡过程：2020年11月28日18∶00配置好酸液解卡剂，至19∶40注酸液解卡剂7.5 m3，至20∶00原悬重加扭矩至32 kN·m上提，扭矩突然释放，钻具解卡。

6.1.2 案例2

发生经过：MaHWY井2020年11月27日03∶20钻进至5 172 m疑似溢流关井，开井后发生粘卡。

解卡过程：2020年11月28日01∶20泵入密度1.70 g/cm3油基解卡剂29.2 m3，浸泡期间间断活动钻具，11∶30悬重提至1 600 kN，下放至原悬重(1 000 kN)，悬重提至1 650 kN，出现悬重突然释放恢复至600 kN，判断为钻具断开，起钻。2020年11月29日22∶30下钻对扣成功。2020年11月30日泵入密度1.70 g/cm3油基解卡剂20.2 m3未解卡。2020年12月2日17∶15泵入密度1.69 g/cm3酸液9.3 m3，18∶00活动钻具解卡。

6.2 案例分析

玛湖油田玛X钻井工区受压裂影响，钻井液密度1.65～1.75 g/cm3，钻井液密度高，钻遇褐色泥岩易粘卡，油基解卡剂施工周期长、成功率低，结合岩性特征和生产实际，研究出适合该区块的新型酸液解卡剂，并取得良好的效果。

对比该工区2口井处理卡钻过程(表4)发现：酸液解卡剂使用量少，现场容易配制，作业简单易执行。油基解卡剂使用量20～30 m3，酸液解卡剂使用量仅需7～10 m3。解卡周期短。油基解卡剂浸泡11～50 h未解卡，酸液解卡剂浸泡时间20～45 min均解卡，有效避免了旋导或者LWD仪器在泡油基解卡剂无效、断钻具、爆炸松扣、套铣打捞等工程手段无果后，沉埋旋导或仪器，最终填井侧钻，避免经济损失。