高鈣鹽-多元聚合物鉆井液應用研究

李 劍,胡金鵬,盧云康,劉興儉,樂全為

(中國石化河南石油勘探局鉆井工程公司,河南南陽473132)

高鈣鹽-多元聚合物鉆井液應用研究

李 劍,胡金鵬,盧云康,劉興儉,樂全為

(中國石化河南石油勘探局鉆井工程公司,河南南陽473132)

為了解決南陽凹陷魏崗、張店區塊中上部地層泥巖分散造漿和泌陽凹陷雙江區塊井壁掉塊垮塌難題,室內通過巖屑膨脹性、分散性實驗,優選出一套抑制防塌能力強,配制、維護處理簡單的高鈣鹽-多元聚合物鉆井液體系。該體系利用Ca2+,使地層中的蒙脫石等高活性粘土礦物部分轉化為低活性的鈣土,降低其在鉆井液中的分散度;同時選擇抗鈣、鎂能力強的PMHA為絮凝包被劑,使鉆井液具有較強的抑制性和防塌能力及良好的流變性。南102井、雙平6-1兩井的現場試驗證明,該體系能較好地解決魏崗區塊地層強造漿頑癥和江河區塊井壁掉塊垮塌難題。

高鈣鹽多元聚合物鉆井液;抑制造漿;流變性;低固相;低粘切

河南油田東部老區南陽凹陷魏崗、東莊、張店區塊的泥巖地層中含有較高比例的蒙脫石和伊/蒙混層(個別區塊蒙脫石含量高達70%),鉆井過程中,控制鉆屑分散造漿和穩定井壁是鉆井液工作的難點;泌陽凹陷雙江區塊的核三段以上泥巖地層中蒙脫石、伊/蒙混層含量也相當高,鉆井液維護處理措施稍有不當,就會誘發井壁失穩、井眼不暢、卡鉆、卡電纜、甚至埋鉆具等惡性事故。為了解決上述問題,優選配制了高鈣鹽-多元聚合物鉆井液。

1 高鈣鹽-多元聚合物鉆井液作用機理[1-2]

高鈣鹽鉆井液是一種粗分散體系。在鉆井液中加入CaCl2和CaO,通過離子交換作用,使高活性蒙脫石、綠泥石部分轉化為鈣土,降低其分散能力;鈣離子壓縮粘土顆粒表面的擴散雙電層,使水化膜變薄、電位下降,引起粘土晶片面-面和端-端聚結,改變粘土的水化性能,使鉆井液中的粘土處于適度絮凝和分散狀態;鈣離子可與泥頁巖中的 SiO2和Al3+結合形成不可水化膨脹的鈣鋁硅酸鹽[3-4],控制粘土的分散、造漿,使鉆井液的性能穩定;多元聚合物處理劑還能通過包被作用抑制粘土分散,即同時吸附多個相鄰的粘土顆粒,將多個粘土顆粒橋聯在一起阻止粘土分散,使巖屑盡可能保持原有形狀,有利于固控設備清除。

2 高鈣鹽-多元聚合物鉆井液室內實驗及評價

2.1 高鈣鹽鉆井液處理劑選擇原則

無論是主處理劑還是護膠劑都應具備良好的抗鈣能力,同時護膠劑不能對粘土有過強的分散作用。

2.2 配方確定

經過室內優選,確定高鈣鹽-多元聚合物鉆井液基本配方如下:3.5%膨潤土+0.3%PMHA+1.0%GT-98+0.3%CaO+0.8%CaCl2+(0.5～1.0)%GX-1+石灰石粉。該配方鉆井液性能見表1。

表1 高鈣鹽-多元聚合物鉆井液性能

2.3 防塌抑制性對比評價

2.3.1 膨脹抑制性評價

將無水石膏和鈉膨潤土以4∶6的比例混和均勻,稱10g混合物在4MPa下壓實5min,制成泥膏巖。用NP-01頁巖膨脹儀測定結果:泥膏巖樣在高鈣鹽-多元聚合物鉆井液(3.5%膨潤土+0.3%PMHA+1.0%GT-98+0.3%CaO+0.8%CaCl2)和PAC聚合物鉆井液(3.5%膨潤土+0.3%PAC141+0.5%PAC142)中的膨脹率分別為27.8%和75.3%,同比下降了47.5%(圖1)。

圖1 高鈣鹽體系與PAC體系膨脹率比較

2.3.2 巖屑回收率實驗

分別取40g粒徑為2.0～2.8mm的V294井(1146～1150m井段)巖樣,加入水及PAC鉆井液和高鈣鹽鉆井液的介質中,在120℃下滾動16h,用孔徑為0.45mm的篩子測回收率。結果清水回收率為17%,PAC聚合物鉆井液為57.4%,高鈣鹽鉆井液為93.6%(圖2)。

圖2 頁巖回收率對比試驗

從上述實驗可以看出:高鈣鹽-多元聚合物鉆井液的抑制防塌能力遠優于陰離子聚合物PAC鉆井液體系。

3 高鈣鹽-多元聚合物鉆井液現場應用

高鈣鹽-多元聚合物鉆井液分別在評價直井南102井和水平井雙平6-1井進行了現場應用,其應用情況及效果如下。

3.1 南102井現場試驗情況

該井位于南陽凹陷魏崗鼻狀構造南34斷塊西翼,是一口評價直井,設計井深2200m,完鉆井深2250m,實際鉆井周期15.81d,平均機械鉆速10.88 m/h。

一開采用預水化膨潤土鉆井液,Φ394鉆頭鉆至206.46m下入Φ273表套至井深205.46m,施工順利。

二開Φ215.9井眼采用高鈣鹽-多元聚合物鉆井液體系,按照配方:(3.5～4.5)%膨潤土+(0.3～0.4)%PMHA+(0.4～0.6)%PAC141+(0.5～1.0)%GT-98+(0.2～0.5)%CaO+(0.5～1.0)%CaCl2+(0.5～1.0)%GX-1+潤滑劑(適量),對現場鉆井液進行維護、處理其施工過程為:

將一開回收鉆井液40m3與1.0%PAC141膠液40m3充分混和均勻后,開始鉆水泥塞和快速鉆進,啟用“三級”凈化設備、效果良好,鉆至井深815 m,累計補充 35m3PAC141膠液(折合干劑 150 kg),其性能:FV:39s、ρ:1.07g/cm3。在此基礎上,進行高鈣鹽-多元聚合物鉆井液轉換。用3個循環周期均勻混入30m3含有250kgPMHA和500kg-GT-98及500kgCaCl2和250kgCaO的復合膠液;正常鉆進時,每天進尺約200m補充復合膠液25 m3(含 75kgPMHA、150kgPAC141、150kgCaCl2、50kgCaO)進行維護,以確保鉆井液內處理劑含量相對穩定,另在井深1200m、1535m和2100m處補充 GT-98各350kg控制濾失量。進入目的層前50m為保護油氣層,將API濾失量降至5mL以下,不再補充CaCl2和CaO;整個鉆進過程中鉆井液性能穩定,起下鉆及完井電測、下套管順利,實鉆性能見表2。從中可以看出,鉆井液性能及膨潤土含量穩定,表明高鈣鹽-多元聚合物鉆井液抑制性較強。該井二開井段井徑規則、平均擴大率僅為1.07%,也說明該體系抑制、防塌效果顯著。

表2 南102井鉆井液性能

1600m以前井段僅用振動篩、除砂器和間斷使用離心機,就能把鉆井液密度控制在(1.04～1.11)g/cm3的理想范圍,與使用 PAC系列鉆井液體系施工的鄰井南34井相比,其密度平均降低了(0.06～0.08)g/cm3;在井深增加264.60m的情況下,機械鉆速由5.07m/h增至10.88m/h,增幅達114.60%,井眼暢通無阻,無任何井下復雜情況;與設計相比,鉆井液成本節約46.7%、建井周期提前了14.0d。

3.2 雙平6-1井現場試驗情況

雙平6-1井是泌陽凹陷雙江區塊第一口水平井,設計井深2135m。與下二門、安棚、井樓等區塊己鉆水平井相比,存在以下技術難題:①上部泥巖地層極易分散造漿;②中部 H2段泥巖井壁吸水掉塊垮塌,采用常規鉆井液措施難以奏效,不良井眼狀況容易誘發鉆具事故,完井電測作業困難;③目的層強滲透性砂巖超采欠壓極易粘卡;④油層卡不準,大斜度井段填井側鉆,水泥污染鉆井液等,鉆井施工難度較大。

3.2.1 直井段(393.29～1594.83m)

采用高鈣鹽-多元聚合物鉆井液體系,配方為:

(3.5～4.5)%膨潤土+(0.3～0.4)%PMHA+(0.4～0.6)%PAC141+(0.5～1.0)%GT-98+(0.2～0.5)%CaO+(0.5～1.0)%CaCl2+(0.5～1.0)%GX-1

3.2.2 定向-水平井段(1594.83～2130m)

采用高鈣鹽-多元聚合物混油鉆井液體系,配方為:(4～5)%膨潤土漿+(0.1～0.2)%PMHA+(0.4～0.6)%PAC141+(1.0～1.5)%K J- Ⅲ+CaO(適量)+(0.5～1.0)%GX-1+(2.0～3.0)%STF(乳化瀝青)+2.0%ZRH-2+(2.0～8.0)%白油+石灰石粉,實鉆過程的鉆井液性能見表3。

表3 雙平6-1井鉆井液性能

3.2.3 現場應用效果

易造漿井段沒有暴露出嚴重造漿特性(粘切急劇上升、密度快速上漲等),井壁掉塊現象大為緩解,井眼暢通無阻,完井軟/硬測井均一次成功(軟測儀器下至1970m/78°),下套管固井作業順利;定向施工井段,鉆井液粘切穩定、保持在(55～70)s之間,流型適中、攜巖能力強;鉆具最大附載保持在上行(50～100)kN/下放(40～60)kN的理想范圍;全井施工安全順利,建井周期提前7.5d。

4 結論

(1)該體系具有較強的抑制性和防塌能力,能夠較好解決魏崗、張店區塊泥巖地層強造漿頑癥及雙江區塊井壁掉塊垮塌難題。

(2)鉆井液易于保持低粘度和低切力,性能穩定,且轉化平穩、維護處理簡便。

(3)主要處理劑 PMHA、GT-98抗鈣、鎂能力強,用量小、維護周期長,在填井側鉆過程中,水泥對鉆井液性能影響小,可有效降低處理難度及費用。

(4)該體系抗溫能力不足,僅適用中深井。

[1] 崔文鋒,牛全印.高鈣鹽鉆井液在塔河油田 TK909H井的應用[J].鉆井液與完井液,2006,23(4):35-38

[2] 魏殿舉,王善舉,史康玲.高鈣鹽鉆井液在塔中地區中1H井的應用[J].油田化學,2006,23(2):99-101

[3] 劉慶來.高鈣鹽鉆井液體系的研究與應用[J].石油鉆探技術,2005,33(3):26-28

[4] 蔡春祥,王朝,曹得榮.高鈣鹽鉆井液在海參1井的應用[J].鉆井液與完井液,2004,21(3):61-62

編輯:劉洪樹

TE254

A

2010-05-31;改回日期:2010-08-23

李劍,工程師,1965年生,1987年畢業于重慶石油學校油田應用化學專業,現從事鉆井液技術管理及研究工作。

1673-8217(2010)06-0092-03