義185井三開抗高溫鉆井液技術(shù)

邱春陽, 周建民, 亢德峰

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義185井三開抗高溫鉆井液技術(shù)

邱春陽*1, 周建民2, 亢德峰2

(1. 勝利石油工程有限公司 鉆井工程技術(shù)公司, 山東 東營, 257064; 2. 勝利石油工程有限公司 渤海鉆井二公司,山東 東營, 257064)

為了解渤南洼陷義185井區(qū)沙四段含油氣情況, 研發(fā)了胺基聚磺抗高溫高密度鉆井液體系, 評價實驗表明, 胺基聚磺抗高溫高密度鉆井液體系抗鹽能力好, 抑制性強(qiáng), 在200 ℃高溫下流變性好. 該體系在義185井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用, 通過采用合理密度支撐、強(qiáng)抑制及強(qiáng)封堵措施, 配合現(xiàn)場鉆井液維護(hù)處理工藝, 滿足了工程鉆井的要求, 施工中井壁穩(wěn)定, 井身質(zhì)量好, 井徑擴(kuò)大率僅為5.18%, 為該區(qū)塊勘探開發(fā)提供了寶貴的技術(shù)參數(shù).

義185井; 高溫; 鉆井液

義185井是部署在渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷渤深5斷塊高部位上的一口重點評價井, 完鉆井深4 700 m, 鉆探目的是了解渤南洼陷義185井區(qū)沙四段含油氣情況. 該井是一口三開制直井, 井身結(jié)構(gòu)為: 一開Ф444.5 mm井眼× 353.50 m, Ф339.7 mm表套× 352.97 m; 二開Ф311.2 mm井眼× 3609.70 m, Ф244.5 mm套管× 3 609.17 m; 三開Ф215.9 mm井眼× 4 700.00 m, Ф139.7 mm套管× 4699.5 m. 該井三開地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜, 沙三段裂縫發(fā)育, 井壁失穩(wěn)嚴(yán)重; 沙四段含大段鹽膏層及易吸水紫紅色泥巖, 鉆井液易受粘土侵入, 導(dǎo)致流變性變差; 井底壓力高, 鉆井液最高密度達(dá)到1.80 g/cm3; 井底溫度異常, 鉆進(jìn)至4100 m時井口溫度達(dá)到65 ℃, 完井電測顯示, 井底溫度大于180 ℃(電測儀器抗溫極限是180 ℃), 給鉆井液施工造成極大困難.

本文通過優(yōu)選胺基聚磺抗高溫鉆井液體系, 配合現(xiàn)場鉆井液維護(hù)處理工藝, 研制鉆井液體系滿足了鉆井施工的要求.

1 鉆井液技術(shù)難點

義185井三開井段主要鉆遇沙三段中部到沙四段, 巖性以深灰色、砂質(zhì)泥巖、灰色泥巖和膏巖為主, 夾紫紅色泥巖、灰色含礫砂巖薄層. 鉆進(jìn)過程中鉆井液主要有以下技術(shù)難點.

① 沙三段下部灰色砂質(zhì)泥巖中砂質(zhì)分布較均勻, 裂縫較發(fā)育, 鉆井液濾液在壓差作用下易侵入裂縫中, 降低巖石間的膠結(jié)強(qiáng)度和摩擦力, 導(dǎo)致井壁失穩(wěn). 另外, 裂縫被濾液潤濕后, 會向深部擴(kuò)張, 進(jìn)一步加劇井壁失穩(wěn).

② 沙四段含有大段膏巖和紫紅色泥巖, 巖性較軟, 易吸水膨脹, 膏巖吸水溶解在鉆井液中, 惡化鉆井液性能; 而紫紅色泥巖變軟后, 導(dǎo)致其上支撐的硬質(zhì)泥巖因失去支撐而垮塌, 造成起下鉆遇阻及卡鉆等復(fù)雜情況.

③ 井底溫度高, 完井電測顯示, 井底溫度大于180 ℃, 高溫下處理劑易降解, 導(dǎo)致鉆井液流變性變差; 高溫下, 鉆井液體系中的活性土發(fā)生惰性, 導(dǎo)致鉆井液體系懸浮攜帶能力變差[1].

④ 井底壓力高, 施工中鉆井液密度達(dá)到1.80 g/cm3, 高溫下高密度鉆井液體系流變性難于調(diào)控[2].

2 鉆井液體系的研究

通過調(diào)研國內(nèi)深井及超深井鉆井液施工情況[3—4], 針對義185井三開地層特點及施工中的技術(shù)難點, 通過優(yōu)選抗高溫處理劑, 優(yōu)化其添加量, 形成了一套密度到2.0 g/cm3、抗溫達(dá)200 ℃的胺基聚磺抗高溫鉆井液體系, 其配方如下:

(3.0%～5.0%)膨潤土+ (0.3%～0.4%)聚丙烯酰胺PAM + (0.5%～1.0%)胺基聚醇AP-1 + (2.0%～3.0%)抗溫抗鹽防塌降濾失劑KFT + (3.0%～5.0%)磺化酚醛樹脂SMP-1 + (2.0%～3.0%)低熒光磺化瀝青ZX-8 + (2.0%～3.0%)無水聚合醇WJH-1 + (0.5%～1.0%)高效硅氟降粘劑SF-1 + (2.0%～3.0%)抗復(fù)合鹽降濾失劑HQ-6.

2.1 鉆井液體系抗溫性能評價

按照配方配制不同密度的鉆井液體系, 在200 ℃下恒溫16 h, 測量鉆井液體系的流變性, 實驗結(jié)果見表1.

從表1看出, 通過調(diào)整不同處理劑的加量, 能夠形成不同密度的鉆井液體系. 加重后的鉆井液體系經(jīng)過高溫老化后, 沒有出現(xiàn)增稠或膠凝現(xiàn)象, 并且體系的高溫高壓濾失量低于15 mL, 完全滿足深井或超深井鉆井施工要求.

表1 鉆井液的抗溫性能

注: 高溫高壓實驗條件為180 ℃/3.5 MPa.

2.2 抗鹽污染性能評價

配制密度為2.0 g/cm3的鉆井液體系, 加入不同量的NaCl, 200 ℃下老化16 h, 鉆井液體系性能前后變化情況見表2. 表2數(shù)據(jù)表明, 鉆井液體系在受9%NaCl的侵入下, 流變性能依然良好, 說明體系的抗鹽污染能力強(qiáng).

表2 抗鹽污染性能評價

2.3 抑制性能評價

采用頁巖膨脹實驗和巖屑回收率實驗評價了體系的抑制性能, 實驗結(jié)果見表3.

從表3看出, 巖心在胺基聚磺抗高溫鉆井液體系8 h膨脹高度明顯低于常規(guī)聚磺鉆井液體系, 且?guī)r屑回收率顯著高于常規(guī)聚磺鉆井液體系, 表明胺基聚磺抗高溫鉆井液體系抑制性強(qiáng), 能夠抑制泥頁巖的水化膨脹, 有助于井壁穩(wěn)定[5].

表3 抑制性能評價

3 現(xiàn)場鉆井液維護(hù)處理工藝

① 保持合適鉆井液密度, 實現(xiàn)近平衡鉆進(jìn). 開鉆后鉆井液密度控制在1.65 g/cm3, 因油氣層顯示活躍, 結(jié)合地質(zhì)錄井情況, 逐步將密度提升至1.75 g/cm3, 防止井噴; 鉆至鹽膏層時, 鉆井液密度提高到1.80 g/cm3, 防止鹽層塑性蠕變, 保持井壁穩(wěn)定.

② 提高鉆井液體系的抑制性. 開鉆后, 一次性加入0.5%胺基聚醇和2%無水聚合醇, 以后在鉆進(jìn)中以膠液形式逐步補(bǔ)充, 保持鉆井液體系的抑制性, 防止泥巖水化.

③ 控制鉆井液體系的濾失量. 通過加入磺化酚醛樹脂SMP-1、KFT和HQ-6來控制鉆井液體系的濾失量, 保持高溫高壓濾失量在12 mL以內(nèi).

④ 強(qiáng)化封堵, 改善泥餅質(zhì)量. 加入2.5%低熒光磺化瀝青ZX-8, 改善泥餅質(zhì)量, 使鉆井液體系在井壁上形成薄而致密的泥餅, 提高鉆井液體系的封堵固壁能力[6].

⑤ 鉆進(jìn)中, 均勻跟入PAM膠液, 保持PAM的濃度在0.5%以上, 使之有效包被鉆屑, 防止其分散.

⑥ 鉆進(jìn)中, 鉆井液體系的漏斗粘度控制在55 s左右, 動塑比控制在0.3～0.4之間, 防止體系粘切過高產(chǎn)生過大的激動壓力及粘切過低沖刷井壁.

⑦ 鉆進(jìn)中, 保持四級固控設(shè)備有效運轉(zhuǎn). 振動篩使用120目, 除泥器和除砂器使用率在90%以上, 合理使用離心機(jī), 最大限度地降低體系中劣質(zhì)固相的含量.

⑧ 完鉆后, 用5%石墨粉和5%白油潤滑劑配40 m3封井漿封住下部裸眼段, 保持后續(xù)作業(yè)的順利進(jìn)行.

4 應(yīng)用效果

①施工過程中井壁穩(wěn)定, 井下安全, 起下鉆暢通無阻, 三開施工近60 d, 未出現(xiàn)掉塊. ②取芯順利, 三開累計取芯11.7 m, 收獲率達(dá)到100%. ③ 中途測試順利. 中途測試3次, 累計時間達(dá)23 d 3 h, 井壁依然穩(wěn)定. ④ 電測及下套管成功率達(dá)到100%; 井身質(zhì)量良好, 三開井徑平均擴(kuò)大率僅為5.18%, 獲得甲方的一致好評.

5 結(jié)論和認(rèn)識

①通過優(yōu)選處理劑, 研發(fā)了胺基聚磺抗高溫鉆井液體系, 該體系抗溫性能好, 抑制性強(qiáng), 滿足了義185井鉆井的需求.

②高密度鉆井液流變性的調(diào)控, 可以通過增強(qiáng)體系的抑制性, 改善鉆井液中固相含量, 降低鉆井液中膨潤土的含量及總固相含量等方法來實現(xiàn).

③深井高溫條件下, 鉆井液的性能維護(hù)與調(diào)整必須遵循循序漸進(jìn)的原則, 處理劑配成膠液, 按循環(huán)周緩慢均勻加入鉆井液中.

[1] 鄢捷年. 鉆井液工藝學(xué)[M]. 東營: 中國石油大學(xué)出版社, 2006: 224—226.

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[5] 趙秀全, 李偉平, 王中義. 長深5 井抗高溫鉆井液技術(shù)[J]. 石油鉆探技術(shù), 2007, 35(6): 39—73.

[6] 王亞寧, 黃物星, 龔厚平, 等. 周深 X1井鉆井液技術(shù)[J]. 鉆井液與完井液, 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

(責(zé)任編校: 江 河)