齐古1井深井钻井液技术应用的认识

2014-11-10 21:15徐建勋
科技资讯 2014年1期
关键词:永吉钻井液页岩

徐建勋

摘 要:齐古1井属于伊通盆地新安堡凹陷岔路河断陷齐家潜山构造,完钻井深5492 m。钻井面临2385~3342 m井段弱胶结性和水敏性地层的井壁稳定、1050~2385m井段高浓度CO2污染、3342~3658m井段泥页岩井壁稳定和4640~5492 m井段188 ℃高温钻井液稳定等技术难点。本文在分析齐古1井钻井液技术难点基础上,提出了解决的技术对策,现场应用效果良好。

关键词:井壁稳定 CO2污染 188 ℃ 钻井液技术 齐古1井

中图分类号:TE245 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2014)01(a)-0037-01

齐古1井属于伊通盆地新安堡凹陷岔路河断陷齐家潜山构造,设计井深5200 m,完钻井深5492 m。钻井过程中分别钻遇第四系、岔路河组、齐家组、万昌组、永吉组、奢岭组、双阳组和目的层基岩地层。

1 钻井液技术难点

(1)2385~3342 m井段弱胶结性和水敏性地层井壁稳定。万昌组和永吉组以泥岩、粉砂、砂砾岩为主,胶结性极差,水敏性强,易吸水膨胀、分散和井壁坍塌,造成大段艰难划眼。

(2)1050~2385 m井段高浓度CO2污染。万昌组地层富含CO2,且水源为HCO3-型,CO32-含量高达10200 mg/L,HCO3-7930 mg/L,钻井液处理频繁且难度大。

(3)334 2~3658 m井段泥页岩井壁稳定。奢岭组地层泥页岩组分高,水敏性强,极易吸水膨胀、分散和井壁坍塌,最大井径扩大率达27.44%。

2 钻井液技术对策

(1)万昌组和永吉组松散含泥岩地层,钻井液以提高密度、增强抑制性等技术对策为主。加入KPA、KFH和PA-2、聚胺等井壁稳定剂,控制API滤失量,提高粘切和密度,采取起钻稠浆推举来提高携砂率。

(2)CO2污染后,维持体系pH在10-11;加生石灰除去CO32-,正常维护时每罐胶液加入生石灰0.2~0.3 t;加KFH、SMP、聚合醇控制API滤失量在4mL以下;用KPA和PAC-LV提高护胶能力。

(3)奢岭组泥页岩地层,采取提高密度、增强抑制性、强化封堵性、优化钻井液参数等技术对策。加入KPA、KFH、PA-2,控制API滤失量小于4 ml,HTHP滤失量小于15 ml;加入页岩抑制剂、磺化沥青粉、GFD等封堵类防塌剂;维持钻井液密度1.38 g/cm3。

3 现场施工

(1)1105~3342 m井段。

钻井液体系:阳离子聚合醇钻井液。

钻井液配方与配制工艺:

新浆120 m3,膨润土6 t,Na2CO3 0.48 t,NaOH 0.55 t,水化24 h后加KPA 0.5 t,KFH 2.5 t,PA-2 2.5 t,HQ-1 2.5 t,FT-1 2.5 t,NH4-HPAN 2 t,YK-H 2.5 t,CLG-220 2.5 t,SMP-2 2.5 t,聚合醇4 t,调整好性能,加重至1.25 g/cm3进行。

万昌组和永吉组地层出现垮塌掉块、CO32-、HCO3-污染,性能不稳定,滤失量不易控制,造成起下钻困难,振动筛返出掉块大且多。所形成的“糖葫芦”井眼岩屑与掉块携带不出来,更加剧了井下复杂。

钻井液采取以下措施:①加足KPA、KFH和PA-2降滤失剂,控制API滤失量小于4 ml。CO2污染严重使得CO32-含量最高达10200 mg/L,HCO3-7930 mg/L,加入800 kg/日的生石灰、大量烧碱和降滤失剂来维持钻井液性能稳定;②聚胺、氨基聚醇、聚合醇、有机硅醇抑制剂DS-302等多种井壁稳定剂复配,协同提高井壁稳定能力;③粘度最高提至308 s,动切力46 Pa,增强携砂能力;④钻井液密度从设计的1.32 g/cm3提至1.47 g/cm3;⑤每次起钻前泵入一段稠浆推举,长短结合,及时清除井内掉块。

(2)3342~4700 m井段。

钻井液体系:聚合物抗高温钻井液。

钻井液配方与配制工艺:

新浆200 m3,加膨润土8 t、Na2CO3 0.8 t、NaOH 0.5 t,水化24 h后加入KPA 0.6 t、KFH6 t、PA-24 t、HQ-1 1 t、FT-16 t、CLG-220 4 t、SMP-28 t,加重至1.30 g/cm3。

奢岭组泥页岩地层钻进至3425 m时,振动筛返出灰黑色片状约1 cm长的掉块,提密度至1.35 g/cm3,井下依然有掉块。加入FYZ-1 0.75 t,PAMS-150 0.5 t,PA-2 2 t,SMP-2 3 t,FY-1 2 t,PAC-LV 0.5 t等高温处理剂,降低HTHP滤失量,提高防塌能力。钻井液性能为ρ:1.35 g/cm3,FV:85 s,FLAPI:3.2 ml,PV:59 mPa·s,YP:11.5 Pa,FLHTHP:18 ml。

(3)4700~549 2m井段。

钻井液体系:抗高温水基钻井液。

钻井液配方与配制工艺:

配新浆160 m3,加入GBH 1.5 t、GJL-1 5 t、GJL-2 6 t、GFD 5 t、LHR-Ⅱ 0.2 t、CMJ-3 2.5 t、储层保护剂 2 t,并混入老浆50 m3。开钻性能为ρ:1.13 g/cm3,FV:53 s,FLAPI:2.0 ml,PV:21 mPa·s,YP:3 Pa,Gel:0.5 Pa/1.5 Pa,pH:9。

基岩地层井底温度达188 ℃,钻井液高温稳定是关键。控制MBT26 g/L,加入5%GJL-1、7%GJL-2、5%GFD等高温处理剂提高抗温能力,加入0.3%GZN提高粘切,改善流型,控制密度在1.15 g/cm3以下,实现欠平衡钻进。

4 认识与结论

(1)阳离子聚合醇钻井液不能有效抑制万昌组和永吉组地层的垮塌,二开井段耗时2个月,建议应用仿油基钻井液体系或全油基钻井液体系。(2)由于污染、垮塌同层,钻井液处理频繁且难度大,二开钻井液成本占总成本的43.12%。(3)目的层基岩较稳定,HTHP滤失量可适当放宽(15 ml左右),井底温度高,控制MBT是关键。

参考文献

[1] 杨莉,姚建华,罗平亚.钻井液常见污染问题及处理方法探讨[J].钻井液与完井液,2012(2).

[2] 李子成,张希柱.碳酸根离子对钻井液的污染及处理[J].石油钻采工艺,1999(6).

[3] 刘天科,邱正松,裴建忠,等.胜科1井高温水基钻井液流变性调控技术[J].石油钻探技术,2007(6).endprint

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