李尧,杨国兴,樊志刚,王权阳(中石化西南石油工程有限公司)

王方博,王旭东,陈果 (钻井工程研究院,四川德阳610000)

聚胺抑制防塌钻井液的研究及其在川西地区的推广应用

李尧,杨国兴,樊志刚,王权阳(中石化西南石油工程有限公司)

王方博,王旭东,陈果 (钻井工程研究院,四川德阳610000)

针对四川川西地区井壁失稳的技术难题,参考强抑制性水基聚胺钻井液体系研究及应用现状,通过室内试验优选出适合该地区的聚胺抑制防塌钻井液体系,该体系具有良好的流变性、抑制性、抗温性、防塌性,并以先导性试验的方式在川西高庙4井、什邡115-1H井,石平2-1H井应用,取得了明显的效果。截至2013年11月,已经成功应用于122口井,基本解决了四川相关地区井下井壁失稳技术难题。

聚胺类钻井液;井壁稳定;抑制防塌;川西地区

川西新场-孝泉构造上部易垮塌地层为侏罗系沙溪庙、白田坝和千佛崖组,泥岩、砂岩互层频繁,泥岩成分以伊利石、伊-蒙混层为主,伊利石长期水化易剥落,伊-蒙混层因膨胀系数不一致而崩散,均属于硬脆性垮塌;而下部易垮塌地层为三叠系须家河组五段、三段,岩性为碳质泥岩夹薄煤层、煤线,富含层理,微孔隙、裂隙发育。钻探时钻井液滤液进入地层,降低岩石表面的摩擦因数,破坏岩石强度,出现垮塌掉块,引起井内阻卡等复杂情况。丰谷—高庙子构造于侏罗系遂宁组至沙溪庙组,井壁失稳严重,大段的软泥岩在施工中已长期浸泡,容易吸水膨胀缩径或掉块;在该井段钻进过程中,易引起钻进困难、蹩跳严重、上提遇阻、下钻困难、长井段划眼、卡钻等复杂情况;由于部分井段掉块严重形成了 “大肚子”造成完钻后测井遇阻,延长了地层浸泡时间,造成储层污染,减少了开采率。川西马井构造地质情况复杂,表层地层岩性疏松、含砾,地层承压能力低,易漏、易塌、易卡是其主要特点;同时地层压力敏感,压力稍高则漏,稍低则出水,较难控制;流砂层、砂砾层、胶结性差,附加含水丰富,容易造成长井段跨塌,卡钻,最严重的垮塌延续至井口,影响钻机基础和整个施工安全。四川地区川西区块钻井过程中井壁失稳的问题,一直是制约勘探开发的瓶颈[1～3]。

聚胺抑制防塌钻井液又称高性能水基钻井液,是阳离子钻井液的新发展。聚胺抑制防塌剂 (JA-1)具有更高的抑制能力、防泥包能力等特点,其生物毒性低、与其他处理剂配伍性好。

1 聚胺抑制剂(JA-1)抑制机理探讨

抑制黏土水化膨胀的途径有3种,即离子交换、对黏土颗粒进行包被、降低黏土表面的亲水性。钾离子由于水化半径较小,水化能较低,易进入黏土层间两个氧六角环之间的空间交换出层间阳离子从而抑制黏土水化膨胀[4,5]。

采用的聚胺抑制剂(南化集团研究院),属于低分子量 (相对分子质量＜1000)类聚合物,其抑制机理是由于聚胺页岩抑制剂的胺基氮原子具有未共用电子对,能与质子结合,因此当聚胺页岩抑制剂溶解于水时,其会从水中夺取质子,形成带正电荷的铵正离子使水溶液呈弱碱性。其水解式如下:

质子化的铵离子通过静电作用中和黏土颗粒表面负电荷,降低黏土层间水化斥力,这种作用效果与钾离子类似 (黏土颗粒的等电点一般为6～8),当体系的p H值大于等电点时,黏土颗粒的端面和表面均带负电。低分子量聚胺分子在溶液中部分解离形成铵正离子,与黏土层间的无机阳离子形成化学势差。在化学势差的驱动下,聚胺进入黏土层间,质子化铵离子通过离子交换作用,置换出无机水化阳离子,降低黏土颗粒的Zeta电位,并且其分子中的胺基,与质子结合后生成两个铵正离子,分别吸附在相邻的黏土片层上并将黏土片层束缚在一起。因此聚胺在黏土表面的吸附是一个不可逆的过程,不易被其他离子交换解吸。静电引力和氢键二者共同作用降低黏土层间水化斥力,将黏土片层束缚在一起,并排挤出部分层间吸附水,减弱黏土水化。聚胺抑制防塌剂在黏土颗粒表面形成单层吸附后,聚胺抑制防塌剂分子链上的疏水基团部分覆盖在黏土表面,改变了黏土表面的结构,使黏土亲水性减弱,疏水性增强,阻止水分子进入,进一步抑制黏土水化膨胀。

2 聚胺抑制防塌钻井液体系室内研究

2.1 钻井液配方的确定

在现有川西地区使用的钻井液体系的基础上,室内进行聚胺抑制防塌剂与川西高密度防塌钻井液体系的配伍性试验。在引入聚胺防塌抑制剂 (JA-1)的基础上保证高密度、高温条件下钻井液体系的稳定性。选用KCl、JHC、CaO及聚胺抑制防塌剂作为强抑制性钻井液体系的抑制剂,PCL、DR-8作为降滤失剂,SDJ-2、GRL-1作为封堵剂,采用重晶石进行加重。室内优化后得到配方:2%膨润土+5% DR-8+0.4%PCL+2%JHC+2%SDJ-2+3%GRL-1+5%KCl+0.4%CaO+0.8%JA-1+重晶石(配方中百分数为质量分数)。

2.2 钻井液性能评价

2.2.1 流变性

室内按照上述配方配制聚胺抑制防塌钻井液体系并加重至1.75g/cm3,在135℃×16h老化条件下采用重晶石逐步提高密度至2.20g/cm3,考察聚胺对钻井液流变性能及滤失性的影响(表1),同时记录泥饼厚度,对泥饼质量进行描述(表2、图1)。

表1 不同密度钻井液流变性及失水性影响

表2 不同密度钻井液体系老化后泥饼测试

由表1可以看出,JA-1在体系中的加入会略提高钻井液体系的塑性黏度及动切力,对初切力和终切力基本无影响。随着密度的提高,聚胺抑制防塌剂JA-1与高密度体系具备良好的配伍性能。从表2、图1泥饼厚度及泥饼质量情况可以看出,聚胺抑制剂的加入对泥饼厚度无明显影响,但是对泥饼质量有明显的改善作用,同时能够增强泥饼的韧性。根据聚胺抑制处理剂的抑制机理分析认为,聚胺抑制防塌剂吸附在黏土颗粒表面后,其疏水基团部分覆盖在黏土表面,改变了黏土表面的结构,使得高密度条件下的钻井液体系泥饼质量得到明显改善。

2.2.2 抑制性

参考SY/T 6335—1997标准[6]得出不同密度条件下,加入聚胺抑制防塌剂JA-1前后钻井液体系线性膨胀率;采用川西地区易坍塌地层沙溪庙—千佛崖组钻屑,参考SY/T 5613—2000标准[7],室内评价选用钻屑在不同密度条件下加入聚胺抑制防塌剂JA-1前后钻井液体系滚动回收率,所得钻井液体系抑制性结果如表3所示,聚胺防塌抑制剂JA-1的加入,线性膨胀率都降低了3%左右,滚动回收率无明显变化。分析认为,原有的钾石灰体系抑制性能已经比较强,滚动回收率达到了99%左右,此时滚动回收率的评价不能良好地反映出聚胺抑制防塌剂的加入对体系抑制性能的影响,而且钻井液密度的变化对体系的抑制性影响较小。

钻井液体系密度为1.75g/cm3条件下,在基浆中分别加入聚胺抑制防塌剂JA-1和KCl,进行抑制性能的分析对比,结果如表4所示,在基浆体系中加入KCl对抑制性能影响不大,而聚胺抑制剂的加入较好地提高了滚动回收率,降低了线性膨胀率,能够明显改善钻井液体系的抑制性能。聚胺抑制防塌剂与KCl的复配试验数据表明,二者具备较好的协同作用,能够有效提高钻井液体系的抑制性能。

图1 不同密度老化前后泥饼质量情况

表3 不同密度下钻井液的抑制性能对比

表4 聚胺与KCl在体系中的抑制性分析

2.2.3 抗温性

钻井液体系密度为1.75g/cm3时,室内对聚胺抑制防塌钻井液体系的抗温性能及高温稳定性能进行测定。

表5 聚胺抑制防塌体系的抗温性能

从表5及图2可以得出聚胺抑制防塌钻井液体系在120、135℃条件下都具备良好的抗温性能及高温稳定性,随着温度的升高及老化时间的延长,聚胺抑制防塌钻井液体系高温稠化作用较为明显,滤失量明显升高,而150℃条件下聚胺抑制防塌钻井液体系的抗温性能开始变差。综合分析,聚胺抑制防塌钻井液体系在135℃条件下能够很好地满足现场钻进要求。室内试验表明,该聚胺抑制防塌钻井液体系配方性能较好,在高温、高密度条件下均具备较强的抑制性能,能够满足现场施工的需要。

图2 聚胺抑制防塌钻井液体系高温稳定性

3 聚胺抑制防塌钻井液技术在川西地区的推广应用

聚胺抑制防塌钻井液体系以先导性试验的方式在川西地区现场应用,其中川西高庙4井、什邡115-1H井,石平2-1H井取得了明显的效果。

3.1 在高庙4井的应用

高庙4井是西南油气分公司布置在川西坳陷高庙子构造东翼带一口评价井,设计井深5230m,实际完钻井深5188m。该井于2011年4月22日开钻,钻进井下阻卡现象严重,蹩跳钻,划眼时间长,从井下返出大量掉块,井壁失稳情况严重。鉴于高庙4井井壁失稳情况,首次尝试采用聚胺抑制防塌钻井液体系。

设计采用钾石灰聚磺防塌钻井液体系,钻井液初始密度为1.91g/cm3,KCl质量分数为7%,但出套管鞋50m就出现大量的掉块。将钻井液密度提高到1.95g/cm3,增加封堵剂质量分数,但在钻进过程中,垮塌掉块依然严重。缓慢提高钻井液密度,加强物理支撑,将密度提高至2.15g/cm3情况下仍不能满足井下安全的需要,井下仍存在大量的掉块,最大掉块直径达12cm,以棕红色泥岩夹杂灰色砂岩为主,主要为沙溪庙组及千佛崖组垮塌物,起下钻具因掉块多,阻卡严重,钻进时负荷大,扭矩大,常蹩停顶驱。在此期间加入质量分数为1%的石墨粉,质量分数为0.5%的超细碳酸钙,补充FA-367、KCl及石灰,进一步加强钻井液的抑制封堵性能,并保持钻井液的p H值在10以上。调整钻井液黏切,控制漏斗黏度在70～75s,动切力保持在20Pa以上,以加强钻井液的携砂能力。此时将钾石灰聚磺防塌钻井液体系转化为聚胺抑制防塌钻井液体系,同时严格监测钻井液性能变化及井下情况,转化前后钻井液性能如表6所示,聚胺抑制防塌钻井液体系线性膨胀率及滚动回收率均有一定的提高,同时现场钻井液成膜作用明显,对泥饼质量改善效果突出,中压失水泥饼及高温高压失水泥饼质量好,泥饼薄、韧而致密。该井转换体系循环均匀后,短起下10柱一趟,井下正常,返出大量掉块。起钻换PDC钻头,起下钻正常,后全井恢复正常钻进。

表6 高庙4井转换前后钻井液体系性能对比

表7 高庙4井转换前后钻进情况对比

根据转换前后钻进情况对比 (表7)可以得出,高庙4井在转换聚胺体系前,井下情况复杂,钻井液密度高,井壁失稳严重,影响现场正常钻进,其中划眼时间达253.7h,占总钻进时间的33.9%,同时井下返出大量掉块,在加强钻井液处理、提高钻井液密度至2.17g/cm3的情况下井壁失稳情况依然严重。转换为聚胺抑制防塌钻井液体系后,井下情况明显好转,钻进正常,起下钻情况正常,偶尔有划眼情况出现,其中划眼时间仅仅只有20.8h,只占总钻进时间的3.98%,高庙4井聚胺抑制防塌钻井液体系的应用取得了明显的成功。而在此后的钻进过程中,井下稳定正常,后因钻遇良好油气层显示,钻井液密度提高到2.24g/cm3,顺利三开中完。三开钻进中,因钻井液一直高密度运行,钻进进尺慢,2012年1月8日三开中完,施工时间近五个月,井下基本正常。

3.2 在什邡115-1H井的应用

什邡115-1H井是中石化西南分公司布置在川西坳陷德阳向斜北坡构造的一口水平井。该井二开261～864m井段为造斜井段施工,钻遇地层主要为剑门关组及蓬莱镇组。剑门关组有大段泥岩,容易吸水膨胀缩径或掉块,稳定性差,极易发生井壁掉块和坍塌;蓬莱镇组岩性以泥、砂岩为主,地层含有大段的软泥,岩容易吸水膨胀缩径或掉块,实钻中容易出现钻头泥包、缩径等井下复杂情况。该井三开井段为长水平段小井眼,水平裸眼井段长达1260m,钻遇地层为蓬莱镇组,砂体薄,间隔存在红色易水化泥岩,容易造成井壁失稳,产生缩径、坍塌及掉块,对钻井液性能要求高,因此该井段采用聚胺抑制防塌钻井液体系进行钻进。

什邡115-1H井为川西地区第一口位垂比超过2.0的水平井,水平段长达1266.00m,水平位移1549.68m。A靶点垂深697.00m,B靶点垂深769.00m,位垂比达到了2.01,由于位垂比过大,在整个水平段泥浆接近井底时滑动钻进摩阻达到了13～17t,完钻后上提最大摩阻仅12～13t,下放最大摩阻约17～18t。该井自二开造斜之前(造斜点390m)开始采用聚胺抑制防塌钻井液体系,性能参数见表8,该钻井液体系在斜井段的应用解决了钻遇的造斜段剑门关组和蓬莱镇组强水敏性棕红色泥岩的井壁失稳技术难题,斜井段井眼畅通,起下钻顺利,无划眼、遇阻情况发生。进入水平段后,由于环空返速低,裸眼井段较长,地层压力较高,同时存在钻遇蓬莱镇组储层砂岩夹泥岩层,采用固液协同降阻技术保持水平段钻井液良好的润滑性能,在最短的时间内顺利完成1266m水平段的钻进。

表8 什邡115-1H井聚胺抑制防塌钻井液体系性能

3.3 在石平2-1H井的应用

石平2-1H井是中石化西南油气分公司布置在四川盆地柏桠构造西北面金星场带,下侏罗统大安寨组二段为主要目的层的一口开发评价井,设计完钻井深4145m,实际完钻井深3987m。该井三开水平段设计岩性主要以浅灰色介质灰岩为主,预计储层厚度约3～6m,实钻钻遇地层储层薄,实际厚度只有1m左右,同时钻遇大量页岩及页岩灰岩夹层,最薄处只有20cm。储层主要集中段在3188.00～3462.00m、3525.00～3592.00m(垂深2973.00～2976.50m),3702～3974m岩性为薄层泥页岩与薄层灰岩互层为主,3702m前中途多次穿入泥页岩,在水平段泥页岩极易产生掉块、坍塌,增加钻井液的难度及维护成本。实钻储层介屑灰岩341m,非储层易失稳,黑色页岩段长达520.9m。因实际储层薄,轨迹控制难度增大,实钻中找不到灰岩,水平段主动调整井眼轨迹6次;地层增斜困难,降斜容易,不能很好地稳斜钻进,每复合5～8m要滑动定向5m来主动调整井眼轨迹,以便钻遇灰岩,这使井眼轨迹多处呈波浪形;因经常钻出储层,灰岩页岩交错,两种岩性的不均一性,形成多处台阶,极易造成井下复杂。

石平2-1H井三开水平段采用聚胺抑制防塌钻井液体系,钻井液性能见表9,整个三开井段在加强物理支撑的前提下,充分发挥了聚胺抑制防塌钻井液体系的抑制防塌性能,同时加强体系的封堵性能,在800多米的水平段钻进中,间断钻遇长达520.9m易于井壁失稳的黑色页岩,保持了该井水平段的井壁稳定,创造了川内水基钻井液体系成功钻穿页岩最长记录。

表9 石平2-1H井三开实钻钻井液性能

4 经济效益与社会效益

1)解决了川西区块马井、新场、高庙等区块的井壁失稳技术难题,显著降低了井下复杂事故发生率,大大缩短了钻井周期,为进一步加速西南油气田勘探开发积累了经验。2011～2012年推广性先导试验应用了高庙4井、什邡115-1H井等7口井累计节约钻井周期124d,节省钻井成本超过1000余万元。

2)至2013年10月,该体系已在西南油气田二开制水平井、定向井中应用了77口,三开制水平井、定向井中应用了45口,3年时间共计工业化投产122口井。

5 结论与建议

1)聚胺抑制防塌钻井液体系成膜作用明显,能够显著改善泥饼质量,降低滤液渗入井壁,提高钻井液体系的抑制能力,保持井壁稳定。

2)聚胺抑制防塌钻井液体系抑制性好,能够解决中石化四川部分油区井壁失稳技术难题,已经于中石化四川工区推广应用,具有较好的推广应用前景。

3)关于聚胺抑制防塌钻井液体系的协同抑制机理及聚胺抑制防塌剂JA-1对钻井液体系抑制性能提高的评价方法需进一步探讨。

[1]张克勤,何纶,安淑房,等.国外高性能水基钻井液介绍[J].钻井液与完井液,2007,24(3):68～73.

[2]Arvind P,Emanuel S,Eric D.High performance water-based drilling mud and method of use[P].US:7497262,2003-08-28.

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[5]黄汉仁,杨坤鹏,罗平亚.泥浆工艺原理[M].北京:石油工业出版社,1981.

[6]SY/T 6335—1997,钻井液用页岩抑制剂评价方法[S].

[7]SY/T 5613—2000,泥页岩理化性能试验方法[S].

[编辑] 帅群

TE254

A

1000-9752(2014)12-0137-06

2014-06-17

李尧(1983-),男,2006年大学毕业,硕士,工程师,现主要从事钻井液技术研究工作。