[钻井技术:280]中亚 K 构造钻井液技术研究与应用

发表于 讨论求助 2021-11-14 13:19:20

[来源:石 油 钻 采 工 艺]作者:周海秋1、段 敏 2 、张培伦 3(1. 中国石油集团钻井工程技术研究院, 北京 100195;2. 川庆川西钻探公司, 四川 610051;3. 东华理工大学化学生物与材料科学学院, 江西南昌 330013)


摘要:

在分析中亚 K 构造地质特征、 钻井主要技术难题及对钻井液技术要求的基础上, 针对该地区深部高压盐水层矿化度高、 地层压力系数高、 安全密度窗口窄、 易发生卡钻等井下复杂事故的特征, 研制出了密度 2.41 g/cm 3 的两性离子欠饱和盐水聚磺钻井液体系, 同时提出了针对深部盐下油气藏的储层保护措施, 并成功应用于现场, 效果显著。在该构造 4 号探井钻进过程中, 随深度增加分别使用了两性离子聚合物体系、 两性离子聚磺欠饱和盐水体系、 两性离子聚磺欠饱和盐水屏蔽暂堵体系 3 套钻井液体系。 通过对钻井液流变性的精细控制使得钻进过程安全快速, 无复杂事故发生, 最终完钻井深6 596 m, 油气显示良好,为今后该地区的持续开发提供了有力的技术保障。


正文:

中亚 K 构造油气藏属于典型的“四高一超” (地层压力高, 酸性气体含量高, 含盐量高, 产量高, 埋藏超深) 油气藏, 钻探难度非常大。该地区钻井复杂情况主要表现为:上第三系上部是一套成岩性差、 弱胶结的砂泥岩互层, 水化后易发生垮塌、 漏失;目的层晚第三系下部和早第三系上部为高压油藏, 喷漏同层、 孔隙压力与漏失压力接近、 钻井液安全密度窗口小, 极易造成严重井漏或井喷, 引发坍塌和卡钻。


在已钻成的 15 口井中, 8 口成功, 5 口工程报废, 2 口地质报废, 成功率仅为 55%。事故多发生在盐层和盐下油气层段。如 2 号井, 先后发生了 10 次黏卡, 5次落鱼, 5 次侧钻, 爆炸松扣 1 次, 断钻具事故 1 次。从对现场资料的采集分析来看, 大多数井因该地区地质条件复杂造成钻井难度大、 风险高, 有的井虽已钻成, 但投产也十分困难, 常发生套管挤毁、 变形, 严重砂堵等现象。例如在同一区块钻探的 5 号井就曾发生强烈井喷, 引发事故和盐堵而报废;14 号井因钻井液密度过高发生严重漏失造成液柱压力低于地层压力而发生井喷。为解决中亚 K 构造油气藏钻探技术难题, 开展了钻井液技术攻关研究。


1 地质概况

中亚 K 构造的储集层为上第三系、 下第三系、 白垩系和中下侏罗统。烃源岩为下第三系始新统苏扎克组灰色泥岩、 上白垩统土伦—赛诺曼组灰色泥岩和介壳灰岩及中下侏罗统含煤岩系。该构造上第三系下部为陆相河流—冲积—浅湖相沉积, 储集性能较好;下第三系上部为陆相砂岩, 下部为海相灰岩储层。 对比研究与之毗邻的L、 M构造地质特点发现,区域储层分布比较稳定, 单层厚度平均为 10~12 m,预计上第三系储层孔隙度为 10%~14%, 下第三系储层为 10%~12%。油源构造落实, 主要目的层为上第三系下部砂岩 (KKC) 和下第三系上部灰岩储层 (E2、E3) , 埋深 5 700~6 500 m, 。


2 钻井液技术难点

在该构造的中浅层井段易发生缩径、 垮塌导致复杂事故, 其中在 2 700~3 500 m 地层压力可能不稳定;在中部地层 3 900~4 650 m 段钻进易发生阻卡;深层钻井过程中最常见的地质问题是出油、 气、 水,这与存在异常高压带有关(地层压力系数 1.4~2.3) ,特别是 5 500~5 700 m 井段含有大段盐膏层或高压盐水层(Cl- 含量最高达到 244 000 mg/L, Ca2+ 含量最高达到 12 200 mg/L、 Mg2+含量最高达到 4 560mg/L) , 极易发生溢流、 盐结晶、 卡钻等井下复杂和事故;目的层段安全密度窗口窄, 易发生井喷或漏失,特别是高渗砂岩地层的钻井液渗漏。


由于上部地层易发生水化膨胀缩径及垮塌等问题, 需要选用高黏切钻井液体系, 通过合理控制钻井液密度及流型, 解决大井眼钻井液的携岩和井壁稳定问题, 以保证中上部地层的安全快速钻进。该地区已钻井在 3 000~4 600 m 井段常发生垮塌, 所以在中深部井段钻进时要求钻井液在保持一定流变性的前提下具有强抑制性、 高抗盐性和防塌性能, 同时需要增加磺化处理剂以增强钻井液的抗温性和稳定性, 并通过调整合理的钻井液密度、 加入优质的封堵防塌和降滤失剂, 严格控制 API 滤失量和 HTHP 滤失量, 保持井壁稳定, 有效防止压差和井壁坍塌引起的卡钻, 提高机械钻速。


BPC 和 KKC 层含有大段高压盐水层, 为了平衡地层压力, 防止溢流、 垮塌、 掉块和卡钻等井下复杂和事故的发生, 需要将钻井液密度提高至 2.3~2.4 g/cm3。高密度钻井液的流变性控制一直是钻井液界研究的热点和难点, 而该地层的高矿化度给钻井液性能的控制和维护带来了更加严峻的挑战。因此研制和现场维护密度 2.40 g/cm 3以上的抗盐抗钙强抑制性钻井液是该构造钻井液技术的主要难题之一。深部储层的地层压力低于其上部的盐膏层, 在钻进过程中, 同一裸眼井段将会遇到上高下低的复杂压力系统, 如何在保证安全钻进的前提下, 保护好储层也是该构造钻井液技术面临的难题。


3 钻井液体系研究

3.1 高密度盐水聚磺钻井液体系

BPC、 KKC 层含有大段高压盐水层, 矿化度和密度是影响该地层钻进时钻井液性能的重要因素 [1] 。为了平衡地层压力, 防止溢流、 卡钻等事故发生, 需要通过加入加重材料将钻井液密度提高到地层孔隙压力以上。而在高温、 高压、 高盐及多压力系统环境中, 固相含量大量增加导致高密度钻井液黏度、 切力过高变稠, 同时又可能产生加重剂沉降问题。施工中经常因钻井液流动困难、 循环阻力大、 激动压力高而发生井漏、 钻井液失稳、 固化、 高温胶凝等复杂情况。若采用稀释剂减稠会进一步恶化加重剂沉降,若采用结构稳定剂提高切力以悬浮加重材料又会导致流变性变差, 陷入“加重—增稠—降黏—加重剂沉降—密度下降—再次加重” 的恶性循环 [2] 。当地层富含膏盐等无机盐时, Na + 、 K + 、 Ca 2+ 等阳离子大量侵入钻井液中, 会影响黏土表面双电层性质, 发生絮凝, 使钻井液流变性能急剧下降, 给钻井液性能调控带来了更加严峻的挑战 [3] 。


深井高温作用会促进钻井液中黏土的水化分散, 从而引起黏度、 切力升高, 且此作用不可逆, 因此配制高密度钻井液首先需要降低体系的黏土含量。通过调研, 选用两性离子欠饱和盐水聚磺钻井液体系作为该地区中深部地层钻进时的基本体系 [4] 。其中的两性离子聚合物能以较快的速度牢固吸附在黏土表面, 一方面中和黏土表面电荷, 另一方面依靠聚合物链的多点吸附(发生缔合形成链束) 更为完全地包被黏土颗粒, 使黏土颗粒的水化分散趋势得到有效抑制。通过先在钻井液中加入一定量的盐(NaCl和 KCl) 使钻井液处于欠饱和状态, 后利用无机阳离子压缩双电层作用使黏土粒子絮凝, 再向其中加入稀释剂利用其解絮凝作用抵消一部分絮凝, 把黏土分散度控制在合理的范围内, 提高体系抑制性和抗盐能力;加入磺化处理剂和表面活性剂, 可以改善钻井液的流变性和失水造壁性, 提高体系的抗高温性能, 使钻井液在高密度条件下流变性保持稳定;再加入磺化沥青, 改善滤饼质量, 提高钻井液的润滑性能, 预防压差、 缩径引起的卡钻事故, 提高机械钻速;活性重晶石对体系失水造壁性的控制具有积极的影响, 但其密度较铁矿粉低, 流变性的调控难度相对较大, 而铁矿粉具有与重晶石相反的性质, 因此将重晶石和铁矿粉优选一定比例混合作为该体系的加重材料。


根据以上技术路线, 通过室内实验研究优选,得到了两性离子聚磺欠饱和盐水钻井液体系配方:2% 膨润土 +1%Na 2 CO 3 +0.5%NaOH+0.1%~0.2%FA–367+0.2%JT–888+0.1%LV-PAC+1%~2%NH 4 PAN+2%~3%SMP–2+ 0.5%~1%SR–301+4%SPNH+0.5%SP–80+1%HZN–102+10%NaCl+2%GR-STAB+重晶石 + 铁矿粉(重晶石∶铁矿粉质量比为 1 : 3) ,密度可以达到 2.40 g/cm 3 以上, 能够满足该地区钻井工程对钻井液技术的要求。体系性能见表 1。


3.2 油气层保护技术

K构造主要油气储层为E2、 E3层, 其上部KKC、BPC 层含有大段高压且易发生塑性变形的含盐膏泥页岩, 地层孔隙压力高, 破裂压力低, 钻进过程中, 高低压地层在同一裸眼井段, 具有典型的窄安全密度窗口特征。 为了保障在中深部地层的安全快速钻进,同时及时发现和保护油气层, 在储层段上部和储层段使用屏蔽暂堵保护储层技术 [5] , 主要措施如下。


(1) 使用屏蔽暂堵钻井液体系, 封堵易漏和高渗砂岩地层, 提高地层的承压能力。


(2) 在保证钻进安全的前提下, 尽可能降低钻井液密度, 减小有害固相和自由水向地层的侵入, 实现近平衡钻进。


(3) 降低钻井液的荧光性, 减小对油气显示的干扰。


(4) 增加钻井液的润滑性, 降低滤饼摩阻, 提高小井眼钻进的机械钻速, 减小钻井液对储层的浸泡时间。


4 现场应用

部署在该构造的 4 号探井是中国石油在海外施钻的最深井。该井位于构造东高点, 采用五开井身结构, 设计井深为 6 350 m, 最终完钻井深 6 596m。在钻井过程中, 主要采用了两性离子聚合物体系、 两性离子聚磺欠饱和盐水体系、 两性离子聚磺欠饱和盐水屏蔽暂堵体系, 其中在四开高压盐水层钻进时, 使用高密度两性离子聚磺欠饱和盐水钻井液体系。在钻遇含盐地层前, 提高钻井液含盐量, 并实时监控氯根含量, 根据钻井液中的氯根含量和地层压力, 精细调控钻井液密度和流变性, 钻井液密度最高达 2.41 g/cm3 。钻井液流变性能稳定, 遇阻情况与相邻的 3 号井同一井段相比大幅减少, 无卡钻、 断钻具等井下复杂和事故发生。五开段进入油层前 50 m 时, 在钻井液中补充加入 2% 油溶性暂堵剂 GWH-STAB, 并随井深每增加 200 m 补充 1 t, 提高体系的封堵和防塌能力, 实现保护油气层的目的;同时根据地层压力情况, 将钻井液密度从 2.32 g/cm3 逐步降低到 1.88 g/cm3, 钻井液性能稳定, 井下作业正常。该钻井液体系很好地满足了钻井需要, 同时发现了油气显示层位 27 层, 共计 32 m, 实现了防止井下复杂事故和及时发现、 保护油气层两个主要工程目标。图 1 为 4 号井钻井液性能变化曲线。


黏切作用, 稳定了钻井液流变性, 避免过高的黏度和静切力。


(2) 对于含高浓度 Ca 2+ 的高压水层, 预防措施是起钻时钻井液密度适当高, 防止盐水侵入;在 Ca2+浓度过高的情况下, 应从提高抗 Ca2+能力和加入有效的除 Ca2+ 剂入手。


(3)纯碱、 硅酸钠(水玻璃) 、 草酸钠、 EDTA 和BZ-DCA 等除 Ca2+ 实验结果表明:纯碱、 水玻璃可用于盐水钻井液除 Ca2+ , 它们不足之处是静切力高;以 BZ-DCA 作为除钙剂, 不但除 Ca2+ 效率高, 而且兼有一定的降黏、 降 HTHP 滤失量作用, 除 Ca2+ 后静切力低, 适合现场施工需要。


〔编辑 朱 伟〕

 


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