塔河油田10区块

塔河油田10区块 篇1

1.1 地质简况

塔河油田10区块自上而下钻遇第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、石炭系和奥陶系。上部地层岩性成分中以伊利石和绿泥石为主, 具有高水化分散和膨胀性的蒙脱石含量较少, 地层胶结性差, 压实程度低, 可钻性强, 地层中含有大量的泥质粉砂岩和粉砂岩, 渗透性好, 钻屑分散速度快, 泥浆中的有害固相增加迅速, 在井壁上易形成松脆而密度不够、渗透性强的厚泥饼。三叠、石炭系地层存在纵横交错的微裂隙, 为钻井液中自由水进入地层提供了通道, 地层分散性粘土矿物和膨胀性粘土矿物含量较高, 且水化膨胀能力和分散性都较强, 导致下部地层中硬脆性泥岩存在严重的垮塌掉块问题。目的层奥陶系油气资源储藏于灰岩的裂缝溶洞中, 油藏压力在1.08g/cm3~1.10g/cm3之间, 油藏非均质性强, 裂缝开口大小和方向无规律可循, 但连通性好, 钻井液密度窗口非常窄, 稍高即漏、稍低则喷, 给井控工作带来极大压力[1,2]。

1.2 工程简况

如图表1~表4所示。

2 钻井液技术难点

2.1 上部地层易阻卡

该地区上部地层岩性成分中, 绝大部分为伊利石和绿泥石, 而没有具有高水化分散和膨胀性的蒙脱石。地层胶结性差, 压实程度低, 可钻性强, 地层中含有大量的泥质粉砂岩和粉砂岩, 渗透性好, 钻屑分散速度快, 这就决定了地层的特性, 即:造浆能力差, 井壁稳定, 由于有一部分高岭石存在于其中, 钻屑遇水后粘附性强, 在相互碰击的情况下易于粘附在一起形成大快的泥团, 加之上部地层可钻性好, 钻时快, 环空钻屑浓度高, 钻屑在钻具旋转离心力的作用下, 粘附在井壁和套管壁上易形成松脆而密度不够、渗透性强的厚泥饼。

2.2 下部地层井壁易失稳

(1) 三叠、石炭系地层存在纵横交错的微裂隙, 这些微裂隙为钻井液中自由水进入地层提供了通道。 (2) 三叠、石炭系地层粘土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主, 混层比高, 其膨胀性和分散性属中等, 且伊/蒙混层矿物水化膨胀不均匀, 当钻井液滤液沿地层微裂隙侵入到地层深部时, 随着泥页岩水化膨胀的进行, 地层将产生强大的膨胀压, 井壁失去平衡, 导致坍塌掉块。因此粘土矿物的水敏性是引起井眼失稳的必然原因。 (3) 地层坍塌压力较高, 现场使用泥浆密度偏低, 加之起钻抽吸, 易导致突发性大面积坍塌[3]。

2.3 目的层奥陶系易漏失

奥陶系的油气损害主要以钻井液的漏失为主, 因此油气保护重点是防漏和堵漏。如果钻遇微裂缝地层, 当钻井液密度控制不当、粒度分布不合理时, 钻井过程中易发生漏失;如果钻遇大的裂缝地层和溶洞, 钻井液的大量漏失或者有进无出, 会对油气层造成巨大的损害。原因是:虽然钻井液的粘度不高, 但与一定粘度的原油相遇后, 钻井液因与原油的接触和相混粘度会很快增加, 另外在井下高温高压条件下这种混合物会形成胶凝而无法流动, 从而堵塞与其接触的油流通道, 使油气产量达不到预期目标。

3 钻井液技术对策

针对塔河10区块地层特点、井身结构及保护油气层的要求, 分地层采用不同的钻井液体系, 以满足钻井施工的需要。

3.1 减轻该地区上部地层井眼阻卡程度的钻井液技术措施和方法

二开钻遇白垩系舒善河组地层前采用强抑制强絮凝的聚合物钻井液, 以KPAM抑制絮凝, DBF-2和KRT-1500强力包被, NH4-HPAN调节流型, 结合使用效率100%的四级固控设备和高排量, 使钻井液在环空形成紊流, 冲刷井壁和钻具上的虚泥饼, 即“三低一高”——低粘、低切、低密度、高排量。进入康村组下部后需要控制中压失水, 根据聚合物泥浆泥饼虚厚的特点对钻井液进行调整, 加入JT-888、LV-CMC等聚合物降失水剂情况下, 适当加入QS-2、沥青类等处理剂, 利用物理作用将它们镶嵌在聚合物网架结构中, 克服聚合物泥浆泥饼虚、松软的缺点, 保证发挥其良好的聚合物泥浆特性。配方:5%~7%膨润土+0.1%~0.2%NaOH+0.1~0.2%Na2CO3+0.1%~0.2%DBF-2+0.3%~0.5%KPAM+0.5%~1.0%NP-2+0.6%JT-888。

注:二开60.67天包含设计外工作量物探停工耗时453小时, 折合18.875天。实际全井钻井周期55.415天。

3.2 井壁稳定性技术方法及措施

根据塔河工区三叠石炭系坍塌原因, 利用“多元协同”稳定井壁新理论技术要点—“物化封固井壁阻缓压力传递”、“合理密度有效应力支撑”、“加强抑制水化”和“化学位活度平衡”[4], 其具体办法为选择合理的钻井液密度、强抑制性钻井液体系, 应降低钻井液滤失量, 提高泥饼质量, 封堵地层微裂隙, 阻止外来流体侵入。采用封堵固壁技术, 可封固地层微裂隙, 提高地层整体强度, 形成薄而韧的泥饼, 减少滤失量, 达到稳定井壁的目的。

(1) 选择合理的钻井液体系

选择抑制钻井液, 可提高侵入到地层的钻井液滤液抑制性, 减小泥页岩的水化膨胀作用;选择封堵固壁型钻井液, 可提高泥饼质量, 封堵地层微裂隙, 阻止钻井液滤液侵入。封堵剂主要选择改性磺化沥青FT-1和多元醇成膜树脂SYP-1。改性磺化沥青主要作用是靠一定温度和压差下发生变形, 来封堵地层微裂隙, 在井壁形成致密的内泥饼, 提高对微裂隙或破碎地层的粘结力, 并阻止钻井液滤液侵入地层。多元醇成膜树脂, 主链上全部是碳原子, 侧链上大多数是羟基, 其分子量在5~10万之间, 基本上没有包被作用, 而主要靠大量羟基的吸附交联, 粘结成膜, 并吸附在井壁上, 降低滤失量, 提高泥饼韧性, 使井壁地层强度提高, 从而起封固稳定井壁的作用。

从实验结果看, 加入改性磺化沥青、多元醇后, 岩芯的完整性及其抗压 (针入) 强度显著提高。详见表5-1。

根据塔河工区特点, 确定的基础钻井液配方为聚磺钻井液, 其配方为:4%~5%膨润土+0.06%~0.1%KPAM+3%SMP-2+3%SPNH+2%SMC+2%GLA+2%~3%FT-1, 并在此基础上加入1%~3%多元醇 (SYP-1) 。

(2) 确定合理的钻井液密度

根据对塔河油田多口井的测井资料分析处理及中测数据, 地质设计提供的地层孔隙压力密度当量值偏低 (最高1.24g/cm3) , 明显低于地层坍塌压力, 故进行钻井液设计时应考虑地层坍塌压力, 使钻井液密度≥坍塌压力当量密度值。二开钻井液密度其最大值为1.32 g/cm3~1.35g/cm3。

(3) 合理的钻井工艺

选择合理钻井液流变性, 保持环空层流, 减少井壁冲刷。避免长时间冲孔, 特别是定点冲孔, 以免冲垮井壁。此外, 设法提高钻速, 缩短钻井周期长, 缩短井眼浸泡时间, 也有利井壁稳定。

3.3 奥陶系灰岩裂缝型地层油气层保护技术

在钻井液中加入2%的屏蔽暂堵材料, 如PB-1、QS-2、HSFD-1等, 防止小裂缝型地层的漏失;据地层压力, 采用低固相、低密度、低粘切钻井液实现微超平衡压力钻井, 并避免开泵过猛、下钻过快, 减少液柱激动压力, 降低钻井液的漏失速度;当钻遇大型裂缝和溶洞型地层时, 引用欠平衡压力钻井技术钻进, 防止钻井液的恶性漏失。

4 现场施工情况

4.1 一开井段 (50m~1200m)

(1) 一开开钻前, 在预水化好的坂土浆中加入适量的HV-CMC、DBF-2护胶, 使钻井液保持较高的粘切, 有利于大井眼的携砂及井眼的稳定。

(2) 保证大分子处理剂含量在0.5%~0.6%, 并等比例配置胶液均匀加入。

(3) 四级固控设备使用效率保持在100%, 最大限度清除劣质固相。

(4) 钻至井深用HV-CMC配稠浆 (滴流) 将井眼清洗干净, 并加入2%的润滑剂, 确保下套管作业顺利进行。

4.2 二开井段 (1200m~4600m)

(1) 强化大分子聚合物的包被抑制性, 以KPAM、DBF-2大分子聚合物为主, JT-888和NP-2中小分子聚合物等比例复配成胶液采用似水长流的方式加入参与循环。

(2) 钻进过程中逐步控制中压失水, 进入吉迪克组将中压失水降至6mL以下, 进入舒善河组降至5mL一下。及时补充封堵类材料PB-1、QS-2和沥青类材料, 利用物理作用将它们镶嵌在聚合物网架结构中, 克服聚合物泥浆泥饼虚、松软的缺点, 提高泥饼质量。

(3) 吉迪克组下部泥岩中含石膏, 加强监测滤液中Ca2+含量;在聚合物胶液中配加Na2CO3, 尽可能清除泥浆中的Ca2+, 降低泥浆中的矿化度, 维护钻井液性能。补充泥岩清洁剂和润滑剂, 确保钻井液具有良好的润滑性, 降低摩擦系数, 使泥饼粘滞系数小于0.08, 防止快速钻进过程中钻头泥包和卡钻的发生。

(4) 1500m后适当降低钻井液粘切, 在平衡地层压力前提下保持低密度钻进, 配合大排量冲刷井壁, 最大限度减少井壁和钻具形成的虚泥饼。

(5) 正常钻井做到300m或是纯钻24小时一短起。在康村下部和吉迪克组150m一短起, 300米一长起, 通过强化短起下修正井壁, 基本避免了阻卡现象的产生。

(6) 3000m前四级固控设备使用率达100%, 进入吉迪克提高密度后将离心机使用率控制在95%左右。

4.3 二开井段 (4600m~5721m)

(1) 用聚合物钻井液体系钻舒善河组时, 可提前加入部分防塌剂GLA和FT-1, 提高聚合物钻井液在舒善河组的防塌能力。

(2) 在舒善河组下部和亚格力木组砂岩中进行转磺, 避免在大段泥岩中转磺造成钻井液粘切上升太高。一次性加入3%SMP-2、3%SPNH、2%SMC和1%SYP-1, 并将GLA和FT-1含量补充至3%, 控制好失水, API≤4mL, HTHP≤12mL。

(3) 适当补充大分子聚合物KPAM, 利用聚合物调整钻井液流变性, 动塑比控制在0.3~0.5, 保证钻井液流型达到平板层流, 在携岩能力满足的前提下减少对易垮井壁的冲刷。

(4) 进入进入三叠系阿克库勒组后使用1.27g/cm3~1.28g/cm3密度的钻井液钻进, 有明显的掉块, 后提高密度至1.29g/cm3以上后掉块明显减少。进入三叠系柯吐尔组后使用1.31g/cm3密度钻井液钻进, 有明显掉块, 后提高密度至1.33g/cm3左右, 掉块明显减少。进入石炭系卡拉沙依组将密度降至1.30g/cm3后又有明显掉块, 又将密度提至1.32g/cm3掉块明显减少。

(5) 进入三叠系柯土尔组之前再次补充2%SYP-1和1%FT-1, 利用物理化学手段封固井壁阻缓压力传递, 结合QS-2和PB-1屏蔽暂堵技术, 及时封堵裂缝性泥页岩, 减少钻井液和滤液进入泥页岩孔吼, 避免泥页岩水化膨胀导致井壁掉块坍塌。

(6) 二开长裸眼段钻进至下部地层, 应保证PB-1、QS-2和HSFD-1的含量, 封堵上部渗漏较严重的砂泥岩地层。

(7) 在卡拉沙依组钻进, 适当加入清洁剂, 避免PDC在该地层砂泥岩互层段中发生泥包。

4.4 三开井段 (5721m~5924m)

(1) 三开钻进前清楚二开钻井液固相, 并结合稀胶液将钻井液密度降至1.15g/cm3, 钻进过程中控制好密度。

(2) 不断补充SMP-2和SMC, 提高钻井液抗温能力, 严格控制API失水量5mL以下, HTHP失水量12mL以下, 固相含量≤8%, 减少滤液和固相颗粒对油气层的损害, 堵塞油气通道。

(3) 加强H2S监测工作, 及时掌握钻井液性能变化.发现H2S污染时, 立即在钻井液中加入Zn2 (OH) 2CO3, 控制H2S含量在50mg/m3以内, 提高PH值大于10控制钻井液密度, 抑制H2S进入井筒。

(4) 钻开油气层前, 加入2%QS-2和1%PB-1, 利用屏蔽暂堵技术保护储层。

(5) 钻井液密度根据井下情况灵活调整, 储备好密度为1.45g/cm3的重浆150m3和60t油保加重剂, 以井控安全为重。

5 认识及建议

(1) 通过优化该区块钻井液体系, 强抑制强包被钻井液体系并配合大排量钻进循环, 强化短起下有效解决了上部地层井眼阻卡问题。

(2) 在下部易塌易垮地层钻进, 合理选择钻井液材料, 通过物理化学封固井壁阻缓压力传递, 合理密度有效应力支撑, 加强抑制水化和化学位活度平衡等手段基本缓解了三叠、石炭系地层垮塌问题。

(3) 由于二开长裸眼段钻遇多套压力体系, 现场是施工必须兼顾上下地层不同压力体系下的不同要求, 提高钻井液密度平衡下部地层的同事, 强化上部地层的渗漏封堵问题, 减少压差卡钻的发生。

摘要：塔河油田油气层主要集中在三叠系、石炭系和奥陶系, 埋深一般在4200～6000米。为加快塔河油田10区油层的开发速度, 降低钻井成本, 减少钻井周期, 实现原油的增储上产, 目前塔河油田将该区块四开制井深结构简化为三开制井深结构。针对10区块长裸眼井上部地层易阻卡, 下部地层井壁易失稳、目的层奥陶系易漏失等特点, 本文以TH10122井钻井液施工情况为代表, 详细介绍了塔河油田10区块钻井液技术难点和应对措施, 在成熟的聚磺体系下优选钻井液材料、优化配方。现场应用结果表明, 应用的钻井液具有良好的流变性和较强的携岩能力, 稳定井壁效果好, 高温稳定性突出, 满足了在该区块提高钻井速度, 缩短钻井周期的需要。

关键词：塔河油田10区块,防阻卡,井壁稳定,保护油气层

参考文献

[1]郭才轩, 王锐坚, 宋明全等.塔河油田超深井钻井液技术

[2]孟庆生, 江山红等, 塔河油田盐膏层钻井液技术[J].钻井液与完井液, 2003, 19 (6) , 74-76

[3]鄢捷年.钻井液工艺学.石油大学出版社, 2001