塔河油田TK1110X井盐膏层钻井液技术

第36卷第2期2008年3月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM　DRILL IN G　TECHN IQU ESVol.36,No.2 Mar.,2008 收稿日期:20080108;改回日期:20080130作者简介:王学枫(1973—),男,宁夏人,1996年毕业于石油大学(华东)钻井工程专业,中国石油大学(华东)在读工程硕士研究生,工程师。

联系电话:(0996)8766777现场与经验塔河油田TK1110X井盐膏层钻井液技术王学枫1,2　卢　逍2　李　广3(11中国石油大学(华东)石油工程学院,山东东营　257061;21长庆石油勘探局钻井总公司,陕西西安　710021;31胜利石油管理局井下作业公司,山东东营　257077)摘　要:T K1110X井盐膏层顶界面井深5197m,下<24415mm套管封住盐上井段,盐膏层段采取专封专打。

该井在钻进盐膏层井段时,选用了抗温、抗盐性强,润滑、防塌能力好的欠饱和盐水聚磺钻井液体系,有效抑制了盐膏层的蠕变和坍塌,在钻井过程中未发生井下复杂情况,安全钻穿厚200m的盐膏层,经过2次扩孔、2次电测,顺利下入<20614mm套管,在固井过程中未发生漏失等复杂情况,固井质量优。

整个盐膏层井段施工周期比设计施工周期缩短了1212d。

详细介绍了该井钻井液体系的优选、体系转换及现场维护处理措施。

关键词:盐膏层;盐水钻井液;钻井液性能;塔河油田;T K1110X井中图分类号:TE254 文献标识码:B 文章编号:10010890(2008)020077041　概　述我国盐膏层分布广泛,塔里木、江汉、四川、胜利、中原、华北、新疆、青海和长庆等油田都曾钻遇盐膏层[128]。

塔里木石炭系盐膏层具有埋藏深、厚度大、盐层纯而集中、夹层比较少的特点,钻井过程中,由于盐岩层的塑性蠕动极易造成遇阻卡钻,甚至套管挤毁、变形等事故[9],同时由于膏盐侵入污染钻井液,造成井壁坍塌,形成不规则井眼,影响固井质量。

因此,盐膏层段的安全顺利施工一直是塔里木盆地油气井开发的最大难题,而钻井液体系的选择与维护处理是盐膏层钻井的关键技术之一,它直接影响钻井作业的成败[10215]。

在钻进盐膏层时,控制钻井液密度,可以达到平衡地层压力、抑制盐膏层蠕变速率的目的,但在实际施工中,由于受到井身结构的限制,钻井液密度不可能无限制地提高,且提高钻井液密度并不能消除盐膏层的蠕变。

而利用欠饱和盐水钻井液钻进盐膏层,使盐岩能适当溶解,可以达到扩大井眼、抑制盐岩蠕变的目的。

但盐岩溶解会导致井壁坍塌,而室内试验和现场实践证明,随着钻井液中Cl-含量的增加,盐岩溶解速率降低。

因此,适当Cl-含量的欠饱和盐水钻井液既可部分溶解盐层而减缓地层蠕变缩径,又可因盐岩溶解使环空钻井液的Cl-含量接近饱和,而减缓对上部盐膏层的冲蚀,避免复杂情况的发生。

T K1110X井是塔河油田11井区的一口开发井,设计井深6043m,实钻井深5879m。

该井采用四开井身结构:<43812mm钻头×1205m+ <31111mm钻头×5200m+<20312mm钻头×5412m+<16511mm钻头×6014m,套管程序为<33917mm套管×1200m+<24415mm套管×5197m+<20614mm套管×5412m+<13917mm 套管×6014m。

该井盐膏层顶界面井深5197m,下<24415mm套管封住盐上井段,盐膏层段采取专封专打。

该井在钻进盐膏层井段时,选用了抗温、抗盐性强,润滑、防塌能力好的欠饱和盐水聚磺钻井液体系,有效抑制了盐膏层的蠕变和坍塌,在钻井过程中未发生井下复杂情况,安全钻穿厚200m的盐膏层,经过2次扩孔、2次电测,顺利下入<20614mm 套管,在固井过程中未发生漏失等复杂情况,固井质量优。

整个盐膏层井段施工周期比设计施工周期缩短了1212d。

2　钻井液技术难点1)盐膏层在高温高压下具有塑性流动性,易导致井眼缩径和卡钻等工程事故。

塔河油田11井区已经完成的T K1104井、T K1105井、T K1116井、T K1117井和S1122井等都在盐膏层段钻进过程中发生严重遇阻、卡钻,甚至填井侧钻等井下复杂情况和事故,导致建井周期延长,严重影响了全井的钻井速度和经济效益。

T K1110X井处在以上几口事故井的中心,为此,钻井液体系的优选和维护处理是安全钻穿盐膏层井段的关键。

2)盐膏层对钻井液的污染较严重。

石膏、盐岩、杂卤石中所含NaC1、KC1、CaC12、CaSO4等溶于非饱和盐水钻井液中,电离出高质量浓度阳离子(如Ca2+、Na+等)。

阳离子压缩胶体颗粒的双电层,使水化膜变薄,致使胶体颗粒趋于聚结,破坏钻井液的稳定性,出现滤失量忽然增大,泥饼变厚发虚,钻井液流动性变差甚至丧失等现象。

盐膏层溶解对钻井液性能造成的破坏是不可恢复的,这势必加大钻井液性能的维护难度[728]。

3)盐岩溶蚀形成盐腔,导致该处钻井液返速变缓,造成携岩不良,易发生起钻阻卡现象,严重时可能导致卡钻事故。

4)部分盐岩溶于钻井液,将增加钻井液密度,虽增幅不大,但如果不采取一定的技术措施,将不利钻井液密度的准确控制。

5)钻井液性能的特殊要求。

塔河油田盐层埋深一般在3000～5500m,井下高温、高压,且泥岩具有分散、膨胀与易垮塌等特点,有的层位伴随有高压盐水层,这就需要钻井液具有良好的热稳定性和流变性、强封堵性和良好的抗污染能力。

3　主要技术对策311　钻井液体系优选T K1110X井盐膏层以上地层采用聚磺钻井液体系钻进,在钻遇盐膏层时,发生了严重的钻井液盐侵现象,粘切大幅度上升,流变性变差,其他性能急剧恶化,井下发生严重阻卡现象,在原悬重基础上多提800kN才提出钻具,此时地质录井显示已进入盐膏层3m。

这表明淡水钻井液已不能满足盐膏层钻井的要求,需转化为抗盐能力强的盐水钻井液体系。

为了减少盐膏层蠕变造成的阻卡,选用欠饱和盐水钻井液体系,让盐层适当溶解,扩大井径;另外,由于井深5200m处井温较高,需要提高钻井液的抗温性,综合考虑,选择欠饱和盐水聚磺钻井液体系来完成该井段施工,基本配方为:210%膨润土+ 012%Na2CO3+610%SM P2+510%SPC+ 210%SPN H+012%KPAM+017%NaO H+1510%NaCl+310%KCl+加重剂。

312　钻井液性能室内试验31211　常规性能及配伍性试验选用几种抗盐、抗温材料进行配伍性试验,来决定转换前的基浆配方,试验结果见表1。

表1 配伍性试验数据配方ρ/kg・L-1FV/sPV/mPa・sYP/PaFL/mLH T HP/mLGEL/Pap H值ρ(Cl-)/mg・L-1井浆113943162159201/310106610 1#11204820310381/28104116 2#11204619215261/38154000 3#112945172106151/29105148 4#113544182157171/29156018 5#112545182107161/29105988 注:1#为胶液1+井浆(1∶1);2#为胶液2+井浆(1∶1);3#为胶液2+井浆(1∶2);4#为胶液2+井浆(1∶3);5#为胶液2+井浆(3∶5);胶液1为610%SMP2+510%SPC+012%KPAM+ 011%DBF2;胶液2为610%SMP2+510%SPC+210%SPN H+ 012%KPAM;ρ为密度;FV为视粘度;PV为塑性粘度;YP为动压力;FL为API滤失量;H T HP为高温高压滤失量;GEL为10s/10 min静切力。

下同。

由表1可以看出,2#钻井液的粘切低,流变性好,滤失量低,采用相应比例混合作基浆进行转换,效果较好。

31212　抗盐污染试验在表1中的5种钻井液体系中均加入18%的NaCl,并加入加重剂将钻井液密度提高至1165kg/ L,形成5种新的钻井液配方,并测定其性能,结果见表2。

表2 5种钻井液抗盐污染试验结果配方FV/sPV/mPa・sYP/PaFL/mLH T HP/mLGEL/Pap H值ρ(Cl-)/g・L-1 11#7656312222/310118 21#6432115112/710118 31#7050614221/610118 41#7956515271/410118 51#6955913251/510118 由表2可以看出,21#配方钻井液加盐加重后流变性好,滤失量低,在常温下能够满足盐膏层钻进要求。

31213　抗温性试验T K1110X井盐膏层顶界井深5200m,井温达100℃,因此,要求钻井液具有良好的抗温性能。

将5种配方的钻井液试样加热120℃热滚后,测定其性能,结果见表3。

・87・石 油 钻 探 技 术 2008年3月表3 5种钻井液抗温性试验结果配方FV/sPV/mPa・sYP/PaFL/mLH T HP/mLGEL/Pap H值ρ(Cl-)/g・L-111#8060717305/91011821#6736126123/91011831#85611015293/91011841#9063820353/111011851#83651518323/1510118 由表3可以看出,21#配方钻井液的抗温能力强,加温至120℃后,钻井液性能变化不大,而其他4种配方钻井液加温后,性能变化幅度大。

室内试验表明,21#配方钻井液能够维持盐膏层的稳定,且符合设计要求,因此确定21#配方为该井盐膏层钻井液的基本配方。

钻井液转换的具体步骤为:井浆与胶液2按1∶1的体积比混合,然后加入18%NaCl,用NaO H将钻井液p H值提高至9～10,再用加重剂将密度提高至所需密度。

313　维护处理措施1)补充高浓度胶液,控制滤失量　钻进盐膏层时配制13%以上聚磺胶液(6%SM P2、5%SPC、2%SPN H、012%KPAM),采用细水长流的方式加入,保持钻井液量的稳定。

补充胶液的同时按循环周加重钻井液,维持钻井液性能的相对稳定,尤其是滤失量要控制在6mL以下,高温高压滤失在15 mL以下,防止因滤失太大造成盐膏层扩径严重或井壁坍塌。

2)提高钻井液密度,改善钻井液润滑性　由于该井盐膏层采取专封专打方案,不存在盐膏层上部地层的钻井液漏失问题,为了控制盐膏层的蠕变速度,一度将钻井液密度提高至1167kg/L,同时加入2%R H3D提高钻井液润滑性,解决了穿盐期间的井下阻卡问题。

3)控制膨润土含量,控制固相,保证钻井液具有良好的流变性　钻进时尽量不补充膨润土浆, 100%使用振动筛、除砂器和除泥器,最大限度降低无用固相,保证钻井液流变性良好。