邱春阳, 周建民, 亢德峰



义185井三开抗高温钻井液技术

邱春阳*1, 周建民2, 亢德峰2

(1. 胜利石油工程有限公司 钻井工程技术公司, 山东 东营, 257064; 2. 胜利石油工程有限公司 渤海钻井二公司,山东 东营, 257064)

为了解渤南洼陷义185井区沙四段含油气情况, 研发了胺基聚磺抗高温高密度钻井液体系, 评价实验表明, 胺基聚磺抗高温高密度钻井液体系抗盐能力好, 抑制性强, 在200 ℃高温下流变性好. 该体系在义185井进行了现场应用, 通过采用合理密度支撑、强抑制及强封堵措施, 配合现场钻井液维护处理工艺, 满足了工程钻井的要求, 施工中井壁稳定, 井身质量好, 井径扩大率仅为5.18%, 为该区块勘探开发提供了宝贵的技术参数.

义185井; 高温; 钻井液

义185井是部署在渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷渤深5断块高部位上的一口重点评价井, 完钻井深4 700 m, 钻探目的是了解渤南洼陷义185井区沙四段含油气情况. 该井是一口三开制直井, 井身结构为: 一开Ф444.5 mm井眼× 353.50 m, Ф339.7 mm表套× 352.97 m; 二开Ф311.2 mm井眼× 3609.70 m, Ф244.5 mm套管× 3 609.17 m; 三开Ф215.9 mm井眼× 4 700.00 m, Ф139.7 mm套管× 4699.5 m. 该井三开地质结构复杂, 沙三段裂缝发育, 井壁失稳严重; 沙四段含大段盐膏层及易吸水紫红色泥岩, 钻井液易受粘土侵入, 导致流变性变差; 井底压力高, 钻井液最高密度达到1.80 g/cm3; 井底温度异常, 钻进至4100 m时井口温度达到65 ℃, 完井电测显示, 井底温度大于180 ℃(电测仪器抗温极限是180 ℃), 给钻井液施工造成极大困难.

本文通过优选胺基聚磺抗高温钻井液体系, 配合现场钻井液维护处理工艺, 研制钻井液体系满足了钻井施工的要求.

1 钻井液技术难点

义185井三开井段主要钻遇沙三段中部到沙四段, 岩性以深灰色、砂质泥岩、灰色泥岩和膏岩为主, 夹紫红色泥岩、灰色含砾砂岩薄层. 钻进过程中钻井液主要有以下技术难点.

① 沙三段下部灰色砂质泥岩中砂质分布较均匀, 裂缝较发育, 钻井液滤液在压差作用下易侵入裂缝中, 降低岩石间的胶结强度和摩擦力, 导致井壁失稳. 另外, 裂缝被滤液润湿后, 会向深部扩张, 进一步加剧井壁失稳.

② 沙四段含有大段膏岩和紫红色泥岩, 岩性较软, 易吸水膨胀, 膏岩吸水溶解在钻井液中, 恶化钻井液性能; 而紫红色泥岩变软后, 导致其上支撑的硬质泥岩因失去支撑而垮塌, 造成起下钻遇阻及卡钻等复杂情况.

③ 井底温度高, 完井电测显示, 井底温度大于180 ℃, 高温下处理剂易降解, 导致钻井液流变性变差; 高温下, 钻井液体系中的活性土发生惰性, 导致钻井液体系悬浮携带能力变差[1].

④ 井底压力高, 施工中钻井液密度达到1.80 g/cm3, 高温下高密度钻井液体系流变性难于调控[2].

2 钻井液体系的研究

通过调研国内深井及超深井钻井液施工情况[3—4], 针对义185井三开地层特点及施工中的技术难点, 通过优选抗高温处理剂, 优化其添加量, 形成了一套密度到2.0 g/cm3、抗温达200 ℃的胺基聚磺抗高温钻井液体系, 其配方如下:

(3.0%～5.0%)膨润土+ (0.3%～0.4%)聚丙烯酰胺PAM + (0.5%～1.0%)胺基聚醇AP-1 + (2.0%～3.0%)抗温抗盐防塌降滤失剂KFT + (3.0%～5.0%)磺化酚醛树脂SMP-1 + (2.0%～3.0%)低荧光磺化沥青ZX-8 + (2.0%～3.0%)无水聚合醇WJH-1 + (0.5%～1.0%)高效硅氟降粘剂SF-1 + (2.0%～3.0%)抗复合盐降滤失剂HQ-6.

2.1 钻井液体系抗温性能评价

按照配方配制不同密度的钻井液体系, 在200 ℃下恒温16 h, 测量钻井液体系的流变性, 实验结果见表1.

从表1看出, 通过调整不同处理剂的加量, 能够形成不同密度的钻井液体系. 加重后的钻井液体系经过高温老化后, 没有出现增稠或胶凝现象, 并且体系的高温高压滤失量低于15 mL, 完全满足深井或超深井钻井施工要求.

表1 钻井液的抗温性能

注: 高温高压实验条件为180 ℃/3.5 MPa.

2.2 抗盐污染性能评价

配制密度为2.0 g/cm3的钻井液体系, 加入不同量的NaCl, 200 ℃下老化16 h, 钻井液体系性能前后变化情况见表2. 表2数据表明, 钻井液体系在受9%NaCl的侵入下, 流变性能依然良好, 说明体系的抗盐污染能力强.

表2 抗盐污染性能评价

2.3 抑制性能评价

采用页岩膨胀实验和岩屑回收率实验评价了体系的抑制性能, 实验结果见表3.

从表3看出, 岩心在胺基聚磺抗高温钻井液体系8 h膨胀高度明显低于常规聚磺钻井液体系, 且岩屑回收率显著高于常规聚磺钻井液体系, 表明胺基聚磺抗高温钻井液体系抑制性强, 能够抑制泥页岩的水化膨胀, 有助于井壁稳定[5].

表3 抑制性能评价

3 现场钻井液维护处理工艺

① 保持合适钻井液密度, 实现近平衡钻进. 开钻后钻井液密度控制在1.65 g/cm3, 因油气层显示活跃, 结合地质录井情况, 逐步将密度提升至1.75 g/cm3, 防止井喷; 钻至盐膏层时, 钻井液密度提高到1.80 g/cm3, 防止盐层塑性蠕变, 保持井壁稳定.

② 提高钻井液体系的抑制性. 开钻后, 一次性加入0.5%胺基聚醇和2%无水聚合醇, 以后在钻进中以胶液形式逐步补充, 保持钻井液体系的抑制性, 防止泥岩水化.

③ 控制钻井液体系的滤失量. 通过加入磺化酚醛树脂SMP-1、KFT和HQ-6来控制钻井液体系的滤失量, 保持高温高压滤失量在12 mL以内.

④ 强化封堵, 改善泥饼质量. 加入2.5%低荧光磺化沥青ZX-8, 改善泥饼质量, 使钻井液体系在井壁上形成薄而致密的泥饼, 提高钻井液体系的封堵固壁能力[6].

⑤ 钻进中, 均匀跟入PAM胶液, 保持PAM的浓度在0.5%以上, 使之有效包被钻屑, 防止其分散.

⑥ 钻进中, 钻井液体系的漏斗粘度控制在55 s左右, 动塑比控制在0.3～0.4之间, 防止体系粘切过高产生过大的激动压力及粘切过低冲刷井壁.

⑦ 钻进中, 保持四级固控设备有效运转. 振动筛使用120目, 除泥器和除砂器使用率在90%以上, 合理使用离心机, 最大限度地降低体系中劣质固相的含量.

⑧ 完钻后, 用5%石墨粉和5%白油润滑剂配40 m3封井浆封住下部裸眼段, 保持后续作业的顺利进行.

4 应用效果

①施工过程中井壁稳定, 井下安全, 起下钻畅通无阻, 三开施工近60 d, 未出现掉块. ②取芯顺利, 三开累计取芯11.7 m, 收获率达到100%. ③ 中途测试顺利. 中途测试3次, 累计时间达23 d 3 h, 井壁依然稳定. ④ 电测及下套管成功率达到100%; 井身质量良好, 三开井径平均扩大率仅为5.18%, 获得甲方的一致好评.

5 结论和认识

①通过优选处理剂, 研发了胺基聚磺抗高温钻井液体系, 该体系抗温性能好, 抑制性强, 满足了义185井钻井的需求.

②高密度钻井液流变性的调控, 可以通过增强体系的抑制性, 改善钻井液中固相含量, 降低钻井液中膨润土的含量及总固相含量等方法来实现.

③深井高温条件下, 钻井液的性能维护与调整必须遵循循序渐进的原则, 处理剂配成胶液, 按循环周缓慢均匀加入钻井液中.

[1] 鄢捷年. 钻井液工艺学[M]. 东营: 中国石油大学出版社, 2006: 224—226.

[2] 周辉, 郭保雨, 江智君. 深井抗高温钻井液体系的研究与应用[J]. 钻井液与完井液, 2005, 22(4): 46—48.

[3] 王关清, 陈元顿. 深探井和超深井钻井的难点分析和对策探讨[J]. 石油钻采工艺, 1998, 20(1): 1—17.

[4] 黄治中, 杨玉良, 马世昌. 不渗透技术是确保霍尔果斯安集海河组井壁稳定的关键[J]. 新疆石油科技, 2008, 18(1): 9—12.

[5] 赵秀全, 李伟平, 王中义. 长深5 井抗高温钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2007, 35(6): 39—73.

[6] 王亚宁, 黄物星, 龚厚平, 等. 周深 X1井钻井液技术[J]. 钻井液与完井液, 2011, 28(4): 40—45.

Drilling fluid technology of anti-temperature in the third interval about Yi 185 well

QIU ChunYang1, ZHOU JianMin2, KANG DeFeng2

(1. Drilling Engineer Technology Corporation, Shengli Petroleum Engineer Co LTD, Dongying 257064, China; 2. Bohai Drilling Second Corporation, Shengli Petroleum Engineer Co LTD, Dongying 257064 , China)

Amine sulphonated polymer and anti-temperature drilling fluid were researched and developed in order to ascertain the gas and oil deposits at Shasi Section in Yi 185 Block in Bonan Sag. The experiment of evaluation showed that the drilling fluid had high salt resistant performance, good inhibition capability and good rheology behavior under the temperature of 200 ℃. The drilling fluid was applied in Yi 185 well. With the help of onsite drilling fluid maintenance and handling technics, the demand of engineering drilling was met though taking these measures of rational density supporting, strengthening inhibition and formation sealing. The wellbore wall was stability and the wellbore quality was good with the 5.18% hole diameter enlargement rate. At last, the successful explorating provided valuable base data to further research and develop Yi 185 block.

Yi 185 well; high temperature; drilling fluid

10.3969/j.issn.1672-6146.2014.03.011

TE 254.3

1672-6146(2014)03-0046-03

email: drillingwell@163.com.

2013-11-14

(责任编校: 江 河)