川東地區高峰場區塊氣體鉆井后的鉆井液轉換工藝

王亮 吳正權 楊蘭平 葉祖才 龍愛國 曾健

川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司

川東地區高峰場區塊氣體鉆井后的鉆井液轉換工藝

王亮 吳正權 楊蘭平 葉祖才 龍愛國 曾健

川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司

氣體鉆井技術近年來在川東地區高峰場區塊應用較為廣泛,但在氣體鉆井之后的后續鉆進中,容易因鉆井液性能不匹配或鉆井液轉換工藝不完善造成井壁不穩定等復雜事故。為此,對氣體鉆井后替換鉆井液獲得良好效果的峰003-6井的成功經驗進行了分析總結,并得出以下認識:①當遇到地層大量出水或鉆遇含有塑性石膏地層,出現不利于氣體鉆井的因素以及工程技術要求等原因不能繼續用氣體進行鉆井時,需要由氣體鉆井轉換為常規水基鉆井液鉆井;②進行水基鉆井液轉換時,必須優選鉆井液密度,高峰場區塊替入鉆井液密度參考密度值在1.17～1.25 g/cm3較為合理;③氣體鉆井后替換的水基鉆井液,其性能還需特別考慮具有良好的抑制性能、濾失造壁性、封堵性、流變性和抗下部膏鹽層污染能力;④根據空氣鉆井后鉆井液需達到的性能,推薦使用聚磺鉆井液體系;⑤峰003-6井鉆井液替換時先采用聚磺鉆井液加隨鉆堵漏劑和復合堵漏劑的橋漿作為前置液漿,以降低失水和井漏程度,替入鉆井液后及時按進尺量和鉆井液消耗量補足瀝青類防塌劑和大小分子聚合物復配膠液。該轉換工藝可為同類地區氣體鉆井的后續措施提供指導。

四川盆地東部 高峰場區塊 氣體鉆井 水基鉆井液 鉆井液轉換 鉆井液密度 鉆井液配方 井壁穩定

川東地區高峰場區塊從2006年底開始推廣應用氣體鉆井技術,從現場實施情況來看,該區塊空氣鉆井取得的進尺效果較好,機械鉆速高;但氣體鉆井后的后續措施還不夠完善,復雜事故接連發生,損失了大量時間,從而影響了氣體鉆井的最終效果。近兩年來,在高峰場區塊的峰003-4、峰003-5、峰003-6井都采用了氣體鉆井,有效地提高了鉆井速度,但在氣體鉆進后替換鉆井液的過程中,峰003-4井和峰003-5井都先后出現了卡鉆事故,只有峰003-6井通過強化鉆井液性能和空氣鉆井后鉆井液替換工藝,取得良好的效果。為此,重點分析總結了峰003-6井氣體鉆井后替換鉆井液的技術措施,希望能為該區塊及其他區塊氣體鉆井的后續措施起到指導作用。

1 氣體鉆井實施情況及事故案例

高峰場區塊氣體鉆井共應用5口井——峰003-2、峰003-X3、峰003-4、峰003-5、峰003-6井(表1),氣體鉆井取得的進尺較高,總進尺9 461.29 m,3口井按設計井段完成,最高機械鉆速14.68 m/h,平均機械鉆速12.39 m/h。氣體鉆井5口井中有2口井無時間損失,其余3口井總損失時間1 061.89 h,其損失時間很大部分是由于氣體鉆井后的后續技術措施不妥造成的。

典型事故案例如下。峰003-5井在410～2 779 m井段采用氣體鉆井:完成后替入密度1.30 g/cm3、黏度57 s的聚磺鉆井液,鉆井液替入后,發生井漏,漏速較大,經處理恢復鉆進,其后間斷鉆進至井深3 285.57 m,期間以處理井漏為主,共配橋漿堵漏16次、注水泥堵漏1次,效果不好,在處理復雜過程中井壁又出現垮塌,將鉆井液密度提高(1.30↗1.40↗1.43 g/cm3),但抑制垮塌的效果仍不佳,并且由于鉆井液密度的提高加劇了井漏的發生,其后又進行第二次水泥堵漏,在水泥堵漏時發生水泥漿提前凝固,將鉆具凝固在井內,發生卡鉆事故。本井處理井漏復雜損失時間為330.58 h,卡鉆事故損失時間為408 h。

表1 高峰場氣體鉆井實施情況表

2 氣體鉆井后井壁失穩的原因

在氣體鉆井中,當地層不出水或出水量很少時,可以不考慮泥頁巖的水化膨脹問題。但由于井筒內氣柱壓力低于地層壓力,長期處于一種欠平衡狀態,隨著空氣錘震動,加劇了井壁周圍微裂縫的發育,甚至在井壁周圍產生了大量的微裂縫,地層中的少量地層流體在壓差的作用下,穿過裂縫流到井內,造成井壁周圍的應力釋放,形成更多的微裂縫[1]。如果地層流體進入量增多,由于泥頁巖的水化作用,會加劇井壁的不穩定[2]。

因為不可預料的地質原因(如地層出水量大或鉆遇含有塑性石膏等地層)而出現不利于氣體鉆井的諸多因素,以及工程技術要求等原因不能繼續用氣體進行鉆井,需要由氣體鉆井轉換為水基鉆井液鉆井[3]。替入水基鉆井液容易導致井壁失穩,分析其失穩原因主要有以下幾點:①井筒內的液柱壓力突然提高,此時井壁上不存在致密泥餅的保護,使得鉆井液中的小尺寸顆粒、自由水將通過地層孔隙、裂縫或微裂縫,迅速大量地進入地層,誘導地層形成裂縫,進一步擴張地層裂縫,導致井漏[4];②對于泥頁巖地層,大量的自由水將導致泥頁巖的水化膨脹、井眼縮徑甚至垮塌;③由于鉆井液中的自由水流失嚴重,在井壁周圍形成虛厚泥餅,加上泥頁巖的水化膨脹作用,增加了阻卡和泥餅黏附卡鉆的風險[5];④鉆井液對井壁的沖刷程度大大高于氣體對井壁的沖刷程度,就更加劇了井眼內井壁不穩定現象的發生[6]。

3 氣體鉆井后的鉆井液轉換技術

氣體鉆井后替換鉆井液的過程中,原來裸露的地層,浸入各種液相和固相后,會引起地層巖性的物理化學變化,如果鉆井液性能不適合或鉆井液替換工藝考慮不當,極有可能造成井壁垮塌,甚至會導致井下復雜情況及事故的發生。因此,鉆井液的轉換工藝和技術非常關鍵,必須注意以下幾個問題。

3.1 使用合理的鉆井液密度

鉆井液密度過低不能支撐井壁的穩定,將加劇井壁的垮塌,鉆井液密度過高則增加了井漏的可能,同時地層液相的浸入隨之增加,會劇井壁的垮塌。因此合理的鉆井液密度有利于平衡地層壓力,保證替入鉆井液后的井壁穩定。

高峰場區塊上三疊統須家河組以上屬于水敏性地層。因此要求替入鉆井液的密度應盡量低,以減少鉆井液的漏失量,盡量防止地層吸水過多引起地層垮塌或井漏的發生。但氣體鉆進結束后,井眼完全裸露,即便是替入低密度的鉆井液,瞬時失水也不可避免,已浸入地層的液相將使水敏性地層吸水膨脹,膨脹至一定程度很可能會發生地層垮塌;但此時并不能說明鉆井液密度偏低,這屬于地層性質變化的正常現象,不能盲目提高鉆井液密度,鉆井液密度的提高將引起或加劇井漏的發生。此時應重點維護鉆井液性能并保持井壁的暢通,隨著鉆井液的作用時間的加長和井壁形成泥餅,地層垮塌的情況會逐漸好轉[7]。

根據幾口井地層壓力系數及現場實驗結果可知,高峰場區塊氣體鉆井結束后,替入和維持的鉆井液密度參考密度值介于1.17～1.25 g/cm3較為合理,以不引起井漏或較大井漏為標準。峰003-5井即在氣體鉆井結束替入密度1.30 g/cm3鉆井液,發生井漏,后井壁垮塌,提泥漿密度至1.43 g/cm3,井漏加劇,進行水泥堵漏時發生卡鉆事故(見前述典型事故案例);而峰003-4、峰003-6井氣體鉆井結束替入密度1.21～1.27 g/cm3鉆井液恢復鉆進,無垮塌及較大井漏情況發生,鉆進正常。

3.2 鉆井液要有較強的抑制能力

氣體鉆井后鉆井液進入井眼,接觸裸露地層,進入地層的濾液和地層水活度、礦化度不同,必然產生交換、吸附等過程。因此要求鉆井液具有強的抑制能力,以阻止泥頁巖的水化、分散、膨脹。

3.3 鉆井液具有較小的濾失量或較強的封堵能力

氣體鉆井后的井壁無任何保護層,如果鉆井液濾失量過大,就會大大加劇水敏性地層的吸水膨脹過程,進一步惡化井壁的穩定性,出現垮塌,給井下的安全及下步作業帶來風險。因此必須要求鉆井液有較小的濾失量或較強的封堵能力,通過鉆井液自身所帶的不同粒徑的封堵顆粒,在井壁上快速形成屏蔽層,減少濾液進入地層,此時選取的封堵材料應該多樣化且不同粒徑材料加量要適當,這樣才更有利于形成致密泥餅封堵層[8]。

3.4 鉆井液要具有良好的流變性

空氣鉆井后井眼為大井眼,此時鉆井液上返速度較慢。因此需要鉆井液具有較好的攜砂性能,即具備一定的黏度和切力,同時黏度也不能太高,黏切太高不不利于沖刷空氣鉆井后瞬時失水量大形成的虛厚泥餅,因而需要鉆井液具有合適的流變參數。這就要求嚴格控制鉆井液中膨潤土和固相含量[9]。

3.5 鉆井液必須具有較強的抗膏鹽污染能力

氣體鉆井結束后,下伏井段的雷口坡組、嘉陵江組存在大段膏鹽層,要鉆過該地層,所用鉆井液就必須具有較強的抗污染能力,考慮到鉆井液施工中所要求的前期鉆井液為后期做準備,因而要求鉆井液應具備較強的抗膏鹽污染能力。

4 現場應用情況及效果

4.1 鉆井液轉換基本思路

高峰場區塊須家河組以上井段地層屬水敏性地層,采用油基鉆井液效果最佳,但油基鉆井液成本過高,根據實驗,推薦使用聚磺鉆井液體系。該鉆井液體系在川東地區應用較為成熟且具備良好的性能,成本適中,性能維護方便。

氣體鉆井后轉化鉆井液時采用所配置的鉆井液加入隨鉆堵漏劑和復合堵漏劑的橋漿作為前置液漿,讓不同粒徑的封堵材料進入地層,有效封堵裂紋,降低后續鉆井液替換時的井漏嚴重程度。采用配置新漿和現有原漿混配,根據對鉆井液的要求,在新漿中主要通過加入瀝青、柴油類來改善鉆井液濾餅質量,通過加大K+、Ca2+、聚合醇、聚合物抑制劑等處理劑的用量來提高鉆井液防塌抑制能力[10]。

4.2 鉆井液配方及性能

峰003-6井氣體鉆井后替換鉆井液,配制鉆井液180 m3,采用以下配方:水+3%鉆井膨潤土+0.2% K-PAM+4%SM P-1+3%RSTF+0.2%NaOH+4% KCl+5%PPL+0.5%CaO+5%柴油+0.3%SP-80+ 2%M SJ+重晶石。同時配合其他井隊回用鉆井液120 m3,混合后共300 m3,混合后的鉆井液性能預計控制在:密度介于1.17～1.25 g/cm3;黏度介于40～50 s,中壓失水量低于2.8 mL;p H值不低于10.5。由于混合后鉆井液部分性能達不到要求,根據現有材料又補充了瀝青類(RLC-101、FT-401等)、聚合醇類(M SJ、JM S-2等)、潤滑劑類(ZFRJ、FK-10等),調節鉆井液性能達到上述要求。

實測鉆井液性能:密度為1.21 g/cm3;黏度為51 s;中壓失水量為2 m L;泥餅厚度為0.5 mm;初切力為1 Pa;終切力為3.5 Pa;p H值為11。

4.3 鉆井液替換及其施工情況

峰003-6井在403～2 270 m井段采用`311.20 mm牙輪鉆頭空氣鉆進,測斜3.5°,起鉆后下光鉆桿至2 210.77 m,正替密度1.21 g/cm3粗顆粒為主的橋漿30 m3(配漿+5%W TD+3%FDJ+5%WN-5),再正替密度1.21 g/cm3細顆粒為主的橋漿30 m3(配漿+ 3%W TD+5%FDJ+3%WN-5),繼續替入聚磺鉆井液136 m3,見返,循環正常,下鉆至井深2 270 m循環正常,起鉆完下牙輪鉆頭通井正常(不垮不漏),篩出井漿中橋塞物,再起鉆下牙輪鉆頭帶扶正器通井基本正常,某幾點稍有掛卡,對井壁進行反復“拉、劃”,破壞鉆井液替換初期由堵漏劑形成的虛厚泥餅后通井正常。

鉆井液替換后,繼續控制API濾失量在4 mL以內,補充K-PAm膠液調整井漿的流變性,井漿維護堅持細水長流、間斷補充維持各主體處理劑濃度,尤其是各類瀝青類和防塌類處理劑,用 KOH和生石灰控制p H值介于10～11,井壁穩定后逐步調整黏度到45 s左右,同時使用好各類固控設備,控制含砂量小于0.2%,固相含量達到設計要求。

5 認識與建議

1)氣體鉆井能提高鉆井速度、避免表層惡性井漏,當遇到地層大量出水或鉆遇含有塑性石膏地層,出現不利于氣體鉆井的因素以及工程技術要求等原因不能繼續用氣體進行鉆井時,需要由氣體鉆井轉換為常規水基鉆井液鉆井。

2)進行水基鉆井液轉換時,必須優選鉆井液密度,鉆井液密度過低不能支撐井壁的穩定,密度過高則增加了井漏的可能,同時地層液相的浸入增加,加劇井壁的垮塌,合理的鉆井液密度有利于平衡地層壓力。高峰場區塊氣體鉆井結束后,替入鉆井液密度參考密度值在1.17～1.25 g/cm3較為合理,以不引起井漏或較大井漏為標準。

3)氣體鉆后替換的水基鉆井液,其性能還需特別考慮具有良好的抑制性能、濾失造壁性、封堵性、流變性和抗下部膏鹽層污染能力。

4)根據空氣鉆井后鉆井液需達到的性能,推薦使用聚磺鉆井液體系。鉆井液中主要通過加入瀝青、柴油改善鉆井液濾餅質量,通過加大 K+、Ca2+、聚合醇、聚合物抑制劑等處理劑的用量,提高鉆井液防塌抑制能力;鉆井液性能控制在黏度介于40～50 s,中壓失水量為2.8 m L,p H值為10.5。

5)峰003-6井鉆井液替換時先采用聚磺鉆井液加隨鉆堵漏劑和復合堵漏劑的橋漿作為前置液漿,降低失水和井漏程度。替入鉆井液后及時按進尺量和鉆井液消耗量補足瀝青類防塌劑和大小分子聚合物復配膠液,用 KOH和生石灰控制p H值介于10～11,井壁穩定后黏度調整到45 s左右。同時使用好各類固控設備,控制含砂量小于0.2%,固相含量達到設計要求。

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Drilling fluids transformation after gas drilling at the Gaofengchang Block in the eastern Sichuan Basin

Wang Liang,W u Zhengquan,Yang Lanping,Ye Zhucai,Long Aiguo,Zeng Jian
(Chuandong D rilling Com pany,Chuanqing D rilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chongqing 400021, China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 3,pp.59-62,3/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Gas drilling technology has been w idely app lied at the Gaofengchang Block in the eastern Sichuan Basin in recent years. However,during the subsequent operation after gas drilling,comp licated incidents such aswellbore instability may be easily caused by the imp roper drilling fluid p roperty o r poo r drilling fluid disp lacement techniques.The disp lacement of drilling fluid system after gas drilling was so successfulon the well Feng 003-6 that the operation is then analyzed and the experiences are draw n herein.When encountering p roblem s like massive fo rmation water o r p lastic gypsum formation or facing the challenge of any adverse factors or some higher engineering requirements,the p revious gas drilling has to be disp laced by the conventional water-base drilling fluid.In such a case,the density of the chosen water-base drilling fluid must be op timized,w hich is to be 1.17 - 1.25 g/cm3p roper for the wells at the Gaofengchang Block.Fo r a better perfo rmance in inhibition,filtration loss reducing,p lugging,rheological behavio r,and anti-contamination in gypsum bed,required for the water-base drilling fluid after gas drilling,a poly-sulfonate drilling fluid system is then recommended herein.Thus,in actual disp lacement of drilling fluid in the well Feng 003-6,the poly-sulfonate drilling fluid was first used,then a bridge fluid mixed w ith LCM additives and compound LCM additives was pumped in together as a p repad fluid to reduce water loss and lost circulations,finally p roper asphaltic anti-caving additives and high/low-molecular polymer gel fluid were added after water-base drilling fluid filled in acco rding to the drilling footage and the drilling fluid reduction.This drilling fluid transfo rmation technology w ill p rovide guidance fo r the follow ing operations after gas drilling in other similar districts.

east,Sichuan Basin,Gaofengchang Block,gas drilling,water-base drilling fluid,drilling fluid disp lacement,drilling fluid density,drilling fluid formulation,wellbore stability

王亮,1979年生,工程師,碩士;2004年畢業于原西南石油學院化學工藝專業并獲碩士學位;主要從事鉆井液新技術新工藝研究工作。地址:(400021)重慶市江北區大慶村川東鉆探公司科研所。電話:(023)67328674,15922592196。E-mail:wangllj @sina.com

王亮等.川東地區高峰場區塊氣體鉆井后的鉆井液轉換工藝.天然氣工業,2011,31(3):59-62.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.03.015

(修改回稿日期 2011-01-14 編輯 居維清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.03.015

Wang L iang,engineer,bo rn in 1979,graduated in chemical engineering and technology f rom Southwest Petroleum Institute w ith an M.Sc.degree in 2004.He is engaged in research on novel drilling fluid technologies.

Add:Daqingcun,Jiangbei District,Chongqing 400021,P.R.China

Tel:+86-23-6732 8674 Mobile:+86-15922592196 E-mail:wangllj@sina.com